CREG - Resolución 85 de 2000

República d e Colombia Ministerio de Minas y Energia RESOLUCION NUMERO 0 0 $ DE 19 i 20 N O V 2000 i Por la cual se modifican y aclaran algunas disposiciones contenidas en la Resolución CREG-OOl de 2000. 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 en desarrollo de los Decretos 1524 y 2253 de 1994, y CONSIDERANDO: Que el Articulo 73.11 de la Ley 142 de 1994, atribuyo a la Comisión de Regulación de Energia y Gas, la competencia para establecer las formulas para la fijación de las tarifas del servicio público domiciliario de gas combustible; Que el Articulo 73.22 de la Ley 142 de 1994, atribuyo a la Comisión de Regulación de Energia y Gas, la facultad de “ establecer las fó rm u la s tarifarias pa ra cobrar por el transporte e interconexión a las re d es” , de acuerdo con las reglas de dicha ley; Que mediante Resolución CREG-001 de 2000, se establecieron los criterios generales para determinar la remuneración del servicio de transporte y el esquema general de cargos del Sistema Nacional de Transporte; Que de los análisis efectuados por la Comisión se ha considerado necesario efectuar ajustes a la definición de Factor de Utilización Normativo, a la Capacidad Maxima del Gasoducto para efectos tarifarios, a las inversiones en Terrenos e Inm uebles, así como establecer principios generales para la distribución del ingreso y para la operación de Sistem as de Transporte de propiedad multiple;

Capacidad Maxima del Gasoducto para efectos tarifarios, a las inversiones en Terrenos e Inm uebles, así como establecer principios generales para la distribución del ingreso y para la operación de Sistem as de Transporte de propiedad multiple; Que mediante com unicación radicada en la CREG bajo el No. 6184 del 16 Agosto de 2000, las empresas transportadoras de gas, a través de la Asociación Colombiana de Gas Natural -NATURGAS-, formularon observaciones a la m e to d o lo g ía para e s ta b le c e r los gastos de Administración, Operación y Mantenimiento AO&M de que trata el Anexo 2 de la Resolución CREG-001 de 2000 ; Que mediante com unicación radicada en la CREG bajo el No. 6465 del 30 Agosto de 2000, la Asociación Nacional de Instituciones Financieras -ANIF-, aRESOLUCIÓN No. 0 8 5 D E ^ 2 0 0 0 HOJA No. 2 ^8 Por la cual se modifican y aclaran algunas disposiciones contenidas en la Resolución CREG-001 de 2000. través de la Asociación Colombiana de Gas Natural -NATURGAS-, presentó observaciones a la metodología para establecer los gastos de Administración, Operación y Mantenimiento AO&M de que trata el Anexo 2 de la Resolución CREG-001 de 2000; Que analizadas las observaciones formuladas por las empresas transportadoras y por terceros, y con base en los análisis internos de la Comisión, se ha considerado necesario introducir algunas modificaciones a lo dispuesto en la Resolución CREG-001 de 2000, entre otras, sobre el reconocimiento de gastos por concepto de AO&M, la aplicación del Factor de Utilización y la

considerado necesario introducir algunas modificaciones a lo dispuesto en la Resolución CREG-001 de 2000, entre otras, sobre el reconocimiento de gastos por concepto de AO&M, la aplicación del Factor de Utilización y la determinación de las Dem andas Esperadas de Volumen y de Capacidad; Que algunas empresas transportadoras formularon observaciones con relacibn al procedimiento de calculo de la Capacidad Maxima de Transporte de un gasoducto, en razón de lo cual la Comisión de Regulación de Energia y Gas ha considerado necesario definir la metodología especifica y los parámetros a u tiliza r para establecer la C apacidad Maxima de Mediano Plazo de un Gasoducto; Que la Comisión de Regulación de Energia y Gas en su sesión No. 136 del 20 de noviembre de 2000 aprobó modificar y aclarar algunas disposiciones contenidas en la Resolución CREG-001 de 2000.

RESUELVE: ARTÍCULO lo. DEFINICIONES. Incorpórase la definición de C apacidad Maxima de Mediano Plazo, al Articulo 20 de la Resolución CREG-001 de 2000, y modificanse las definiciones de Dem anda Esperada de Capacidad, Demanda Esperada de Volumen y Factor de Utilización, contenidas en esa misma norma: C apacidad M áxim a de M ediano Plazo: La Capacidad Maxima de Mediano Plazo de un gasoducto o grupo de gasoductos es el volumen de gas máximo transportable en un Dia de Gas, calculado por el transportador con modelos de dinámica de flujo de gas, utilizando los parámetros tlcnicos específicos del fluido y del gasoducto así como los procedimientos y las presiones de entrada y salida que se definen en la presente Resolución.

Esta definición es aplicable exclusivamente para efectos del calculo de cargos

fluido y del gasoducto así como los procedimientos y las presiones de entrada y salida que se definen en la presente Resolución. Esta definición es aplicable exclusivamente para efectos del calculo de cargos regulados de transporte de que trata la Resolución CREG-001 de 2000.

D em anda Esperada de Capacidad: Promedio de los escenarios de Demanda Maxima de Capacidad proyectados por el Transportador para un gasoducto o grupo de gasoductos y del escenario establecido por la CREG, ponderados por la probabilidad de ocurrencia de los mismos, expresados en miles de pies cúbicos por dia (kpcd).

D em anda Esperada de Volumen: Promedio de los escenarios de volúmenes anuales proyectados por el Transportador para un gasoducto o grupo de gasoductos y del escenario establecido por la CREG, ponderados por la’ O s ? 2 0 NOV 2 0 0 0 3/8RESOLUCION No. DE HOJA No. X Por la cual se modifican y aclaran algunas disposiciones contenidas en la Resolucibn CREG-001 de 2000. probabilidad de ocurrencia de los mismos, expresados en miles de pies cúbicos

(kpc).

Factor de U tilización: Es un indicador de utilización de un gasoducto o grupo de gasoductos con relación a su utilización potencial maxima. El Factor de Utilización se define como la relación entre la su m ato ria de los v alo res presentes de las Dem andas Esperadas de Volumen de cada año en el Horizonte de Proyección y la sumatoria de los valores presentes de las Capacidades Máximas de Mediano Plazo de tran sp o rte de un gasoducto o grupo de gasoductos en el Horizonte de Proyección multiplicadas por un factor de 365.

de Proyección y la sumatoria de los valores presentes de las Capacidades Máximas de Mediano Plazo de tran sp o rte de un gasoducto o grupo de gasoductos en el Horizonte de Proyección multiplicadas por un factor de 365. Dichos valores presentes se calcularan utilizando una tasa de descuento de 11.5%. Sistem a Regional de Transporte -SRT-: Gasoducto o conjunto de gasoductos del Sistema Nacional de Transporte, con 0 sin conexión fisica entre si, derivados de Sistemas Troncales de Transporte, a través de los cuales se transporta gas hasta otro (s) Sistema (s) Regional de Transporte, Sistemas de Distribución, la conexión de Usuarios No Regulados, la conexión de Usuarios Regulados (no conectados en areas de servicio exclusivo), Sistem as de Almacenamiento o que interconectan Sistemas de Distribución. Los Sistemas Regionales de Transporte no incluirán activos pertenecientes a Sistemas de Distribución. La CREG establecerá, para cada T ransportador, los gasoductos que se consideran Sistema Regional de Transporte. Sistem a Troncal de Transporte -STT-: Gasoducto o grupo de gasoductos de un Sistema de Transporte, conectados físicamente entre si, derivados de Puntos de Entrada de cam pos de producción o de Puntos de Transferencia de otro(s) Sistema(s) de Transporte, a través de los cuales se transporta gas hasta Sistemas Regionales de Transporte, Sistemas de Distribución, la conexión de Usuarios No Regulados, la conexión de Usuarios Regulados (no conectados en areas de servicio exclusivo), otro (s) Sistema (s) de Transporte y Sistemas de Almacenamiento. La CREG establecerá, para cada T ransportador, los gasoductos que se consideran Sistema Troncal de Transporte.

areas de servicio exclusivo), otro (s) Sistema (s) de Transporte y Sistemas de Almacenamiento. La CREG establecerá, para cada T ransportador, los gasoductos que se consideran Sistema Troncal de Transporte. ARTÍCULO 20. FACTOR DE UTILIZACION NORMATIVO. Para efectos del cálculo de Parejas de Cargos Regulados de que trata la Resolución CREG-001 de 2000, el Factor de Utilización Normativo para el primer Período Tarifario, a partir de la vigencia de la presente Resolución, se establecerá como se indica a continuación: 2 .1 F a c to r de U tilización N o r m a tiv o para S is t e m a s T r o n c a le s de Transporte -STT-. El Factor de Utilización Normativo para un STT será de 0.5. Si el cálculo de dicho factor es inferior a 0.5, para la determinación de la dem anda de volumen en el Horizonte de Proyección, la Comisión utilizara un perfil de llenado que será o b ten id o incrementando proporcionalmente la Demanda Esperada de Volumen hasta obtener unRESOLUCIÓN No. 0^5 DE2 0 N O V 2 0 0 0 HOJA No. 4 /8 Por la cual se modifican y a c la ra n a lg u n as disposiciones c o n ten id as en la Resolución CREG-ÜO1 de 2000. factor de utilización de 0.5. La Dem anda Esperada de Capacidad se incrementa en la misma proporción. En todo caso, la Dem anda Esperada de Capacidad no debe superar la Capacidad Máxima de Mediano Plazo del gasoducto o grupo de gasoductos.

factor de utilización de 0.5. La Dem anda Esperada de Capacidad se incrementa en la misma proporción. En todo caso, la Dem anda Esperada de Capacidad no debe superar la Capacidad Máxima de Mediano Plazo del gasoducto o grupo de gasoductos. 2.2 F a cto r de U tilización N o r m a tiv o para S is te m a s R e g io n a le s de Transporte -SRT-. El Factor de Utilización Normativo para un SRT será de 0.4. Si el cálculo de dicho factor es inferior a 0.4, para la determinación de la dem anda de volumen en el Horizonte de Proyección, la Comisión utilizará u n perfil de llenado que será obtenido incrementando proporcionalmente la Dem anda Esperada de Volumen hasta obtener un factor de utilización de 0.4. La Dem anda Esperada de Capacidad se incrementa en la misma proporción. En todo caso, la Dem anda Esperada de Capacidad no debe superar la Capacidad Máxima de Mediano Plazo del gasoducto o grupo de gasoductos. ARTÍCULO 30. CALCULO DE LAS CAPACIDADES MAXIMAS 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 Presibn de Entrada y Salida (psig). Las presiones normativas de entrada y salida deben tomar los siguientes valores, según el caso:

D e/A STT SRT SD

POZO 1200 Cte.

STT NOTA 1 250 Cte. 250 Cte. SRT 250 Cte. 60 Cte. SD 250 Cte.

COMPRESOR NOTA 2 NOTA 2

SD: S istem a de Distribución Cte. : Constante d uran te las 24 horas del dia

SRT 250 Cte. 60 Cte. SD 250 Cte.

COMPRESOR NOTA 2 NOTA 2

SD: S istem a de Distribución Cte. : Constante d uran te las 24 horas del dia NOTA 1: Corresponde a uno de los siguientes valores: i) al promedio constante du rante las 24 horas del d ia e n tre 1200 psig y la presión c o n tra c tu a l o; ii) al p rom edio del perfil h o ra rio de presiones del d ia del año en el cual se presenta la Demanda E sperada de Capacidad. NOTA 2: Corresponde al promedio constante d u ran te las 24 horas del dia entre 1200 psig y la presión de descarga del compresor. 3.2 P ar& m etros té c n ic o s del fluido y del gasoducto. Los parámetros del fluido y del gasoducto utilizados para el cálculo de la C apacidades Máximas de Mediano Plazo deben corresponder a los p ar& m etros validados m ediante simulaciones operacionales del transportador, teniendo en cuenta información histórica. 3.3 P roced im ien to de cálcu lo de las Capacidades M áxim as de M ediano Plazo de un STT. Para el cálculo de las C apacidades Máximas de Mediano Plazo de un STT se emplearán modelos de simulación en estado transitorio siguiendo el procedimiento que se describe a continuación:RESOLUCIÓN No. Q 8 ^ D E i ' j V 2000 H q j A N o 5 / 8

Por la cual se modifican y aclaran algunas disposiciones contenidas en la Resolución CREG-001 de 2000. 3.3.1 Para cada Punto de Salida de un STT se utilizará el perfil horario del volumen correspondiente al dia en que se presente la Dem anda Esperada de Capacidad para cada año del Horizonte de Proyección; 3.3.2 Para en co n trar el volum en máximo tran sp o rtab le en cada año del Horizonte de Proyección se adelantara un proceso iterativo mediante increm entos a prorrata de todos los volúmenes de los Puntos de Salida y los volúmenes en los Puntos de Entrada, para el caso de gasoductos con multiples entradas, hasta encontrar un perfil de volumen diario por encima del cual, en algún P-unto Salida, no se cumpla con las presiones de salida normativas o con los volúmenes m áxim os inyectables en los Puntos de Entrada. En los Puntos de Salida se debe conservar el perfil horario de la demanda. 3.4 P roced im ien to de cálcu lo de las Capacidades M áxim as de M ediano Plazo de un SRT. Para el cálculo de las Capacidades Máximas de Mediano Plazo de un SRT se empleara el mismo procedimiento descrito en el numeral 3.3, realizando cálculos independientes a los realizados para el STT y teniendo en cuenta las presiones norm ativas correspondientes. 3.5 Reporte de cá lcu lo s de Capacidades M áxim as de M ediano Plazo de un STT y/o SRT. Una vez efectuados los cálculos de Capacidades Máximas de Mediano Plazo, el transportador deberá enviar a la CREG las memorias correspondientes que incluyan todos los parámetros técnicos

STT y/o SRT. Una vez efectuados los cálculos de Capacidades Máximas de Mediano Plazo, el transportador deberá enviar a la CREG las memorias correspondientes que incluyan todos los parámetros técnicos u tilizad o s en el cálculo, así como las capacidades, presiones y extracciones en cada tramo y en cada Punto de Salida a lo largo del gasoducto. Parágrafo; La Comisión de Regulación de Energia y Gas podrá verificar, dentro de los términos legales, el cálculo de las Capacidades Máximas de Mediano Plazo de los SRTs o STTs realizado por el transportador. ARTÍCULO 40. SISTEMAS TRONCALES DE TRANSPORTE 0 SISTEMAS REGIONALES DE TRANSPORTE DE PROPIEDAD MULTIPLE. Si en un STT o SRT existen dos o m ás propietarios, el procedimiento que se aplicara para la distribución de la remuneración y para la operación del respectivo STT o SR T tendrá en cuenta los siguientes principios generales: a) La distribución de los ingresos correspondientes a la remuneración de los costos de inversion se efectuara mediante parejas de cargos, calculadas en forma proporcional a la participación del activo de cada transportador en la Inversion Base utilizada para la determinación de las Parejas de Cargos Regulados. b) La Administración, Operación y M antenimiento de dichos activos será responsabilidad del Operador de Red que se designe de com ún acuerdo entre los propietarios de un STT o de un SRT, según sea el caso. De no llegarse a un acuerdo sobre el Operador de Red, el OR será el transportador

responsabilidad del Operador de Red que se designe de com ún acuerdo entre los propietarios de un STT o de un SRT, según sea el caso. De no llegarse a un acuerdo sobre el Operador de Red, el OR será el transportador con mayor porcentaje de participación en la Inversion Base correspondiente.Oft5 20NOV 2000RESOLUCION No. U P S DEfcunu _ _ _ _ _ _ _ HOJA No. 6 /8 Por la cual se modifican y aclaran algunas disposiciones contenidas en la Resolución CREG-001 de 2000. c) Como contraprestación a las actividades de Administración Operación y Mantenimiento de un STT o un SRT, el Operador de Red percibirá un ingreso equivalente al cargo que por concepto de gastos de AO&M haya establecido la CREG para el STT o el SRT, según sea el caso. ARTÍCULO 5 0 . GASTOS D E ADMINISTRACION, OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO NO INCLUIDOS EN LA FRONTERA DE EFICIENCIA. Con el fin de remunerar algunos g a sto s de Administración, Operación y Mantenimiento (AO&M), incurridos por las empresas transportadoras de gas en Colombia y no comparables con la muestra internacional usada para estimar la Frontera de Eficiencia descrita en al Anexo 2 de la Resolución CREG-001 de 2000, se reconocerá en forma adicional, al resultado arrojado por la Frontera de Eficiencia, los siguiente gastos: i) gastos de AO&M por concepto del Boletín Electrónico de Operaciones descrito en el numeral 2.4 de la Resolución CREG07 1 de 1999; ii) gastos de AO&M por concepto de inspección con “raspador inteligente”; iii) gastos por concepto de impuestos, diferentes al impuesto de

07 1 de 1999; ii) gastos de AO&M por concepto de inspección con “raspador inteligente”; iii) gastos por concepto de impuestos, diferentes al impuesto de renta, vigentes al momento de expedición de esta resolución.

Parágrafo: Solo se reconocerán gastos por concepto de inspección con raspadores inteligentes una vez en cada período tarifario.

ARTÍCULO 60. INVERSIONES EN TERRENOS E INMUEBLES. Se excluyen de la Inversion B ase los terrenos e inmuebles relacionados con sedes administrativas, bodegas y talleres. Dichos terrenos e inmuebles se remuneraran como un gasto de AO&M. El valor anual a incorporar en los gastos de AO&M, que son evaluados con la metodología de Frontera de Eficiencia, será el 11.5% del valor catastral reportado por la empresa. ARTÍCULO 70. REGULACION DE LOS GASODUCTOS COMPRENDIDOS ENTRE LOS PUNTOS DE ENTRADA DE BALLENA Y EL PORVENIR. Los gasoductos comprendidos entre los Puntos de Entrada de Ballena y El Porvenir sex-an regulados con base en la metodología general y criterios generales establecidos en los Artículos 3, 4 y 5 de la Resolución CREG-001 de 2000 y en esta Resolución. De esta forma, las Parejas de Cargos Regulados así calculados se aplicaran de manera uniforme para cada Punto de Salida que se derive de los diferentes tramos que se especifican en el numeral 6.2 de la Resolución CREG-001 de 2000, independientemente de su localización dentro del tramo.

ARTÍCULO 8o. PROGRAMA DE NUEVAS INVERSIONES EN ACTIVOS PROPIOS DE LA OPERACIÓN Y EN OTROS ACTIVOS. Modificase el numeral

CREG-001 de 2000, independientemente de su localización dentro del tramo. ARTÍCULO 8o. PROGRAMA DE NUEVAS INVERSIONES EN ACTIVOS PROPIOS DE LA OPERACIÓN Y EN OTROS ACTIVOS. Modificase el numeral 3.2.2 de la Resolución CREG 00 1 de 2000 en los siguientes términos: “3 .2 .2 . P ro g ra m a d e N u evas In versio n es en a c tiv o s p ro p io s d e la o p era & n y en otros activos. La em p resa reportará el Programa de N u eva s In versio n es que p royecta realizar durante el siguiente Período Tarifario en dólares de la Fecha Base, a sí como la fecha de entrada en operación de la inversión en activos propios de la operación o la fechaRESOLUCIÓN No. o a s D E 2 o M O V 2000 HOJA No. 71,8 Por la cual se modifican y aclaran algunas disposiciones contenidas en la Resolucibn CREG-001 de 2000. de ejecucidn de otros activos. Las inversiones proyectadas reportadas por la em p re sa s serán revisadas y ajustadas, de ser necesa n ’ o, de conformidad con la Dem anda Esperada de Volumen, la D em anda Esperada de Capacidad y los criterios p a ra establecer la inversion Base definidos en el Articulo 2 de esta Resolucibn".

ARTÍCULO 90. DEMANDAS ESPERADAS DE CAPACIDAD Y VOLUMEN.

Modificase el Articulo 4 o. de la Resolucibn CREG 001 de 2000 en los siguientes tirminos:

ARTÍCULO 4°.- DEMANDAS ESPERADAS DE CAPACIDAD Y VOLUMEN. La empresa

Modificase el Articulo 4 o. de la Resolucibn CREG 001 de 2000 en los siguientes tirminos: ARTÍCULO 4°.- DEMANDAS ESPERADAS DE CAPACIDAD Y VOLUMEN. La empresa reportará, p a ra el Horizonte de Proyección, de tres a cinco escenarios de proyección de dem anda, en forma separada p ara la inversion existente y p a ra el Programa de Nuevas Inversiones, los cuales deberán incluir: volúmenes anuales (expresados en miles de pies cúbicos) y D em andas M áximas de Capacidad (expresada en m iles de pies cúbicos dia) d esa g reg a d o s conforme al Anexo 1. Estos escenarios estarán debidam ente justificados (considerando variables tales como: escenarios hidrológicos, proyecciones m acroeconom icas, e s c e n a n ’ os de. sustitución de los Agentes, entre, otros) e incluirán la p ro b a b ilid a d de ocurrencia de los m ism os. Con base en lo anterior, se calcularán la D em anda Esperada de. Capacidad y la Dem anda Esperada de. Volumen. La CREG analizará esta informacibn, así como los contratos de transporte vigentes, la confrontara con infonnacibn sum inistrada por la empresa en la última revision tarifaria y podrá exigir al Agente explicaciones y correcciones de acuerdo con los elementos de juicio que ten g a a su disposición. En todo caso, no se admitirán D em andas E speradas de Capacidad y de Volumen infer lores a aquellas que resulten de aplicar el Factor de Utilización Normativo que se. define en el numeral 4.1 de la presente Resolucibn. Para el

Capacidad y de Volumen infer lores a aquellas que resulten de aplicar el Factor de Utilización Normativo que se. define en el numeral 4.1 de la presente Resolucibn. Para el cálculo de los cargos de transporte, no se incluirá el transporte correspondiente a las p érd id a s de gas.

P a rá g ra fo : Para el cálculo de la Dem anda E sperada de. C apacidad y de la Dem anda Esperada de Volumen en Sistem as Troncales de Transporte, la Comisibn establecerá un escen a n ’ o de proyeccibn conformado por las proyecciones de dem an da de gas elaboradas por la UPME p a ra sectores de consumo de g a s d iferen tes al sector termoeléctrico y la proyección de dem anda de gas m ás probable para el sector termoeléctrico, elaborada por el Centro Nacional de Despacho. Al escenario de proyeccibn elaborado en ¡a forma descrita en el p re se n te parágrafo se le. asignará u na p ro b a b ilid a d d e ocurrencia del 20% y se. considerara junto con los escenarios propuestos por los transportadores pa ra el cálculo de la Dem anda Esperada de Volumen y de. la Dem anda Esperada de. Capacidad.

ARTÍCULO 100. ESQUEMA DE CARGOS DE TRANSPORTE. Modificase el numeral 6.1 de la R esolución CREG 001 de 2000 en los siguientes térm inos: “6.1 R eg u la c ió n g e n e ra l de S iste m a s de T ra n sp o rte d e la C osta A tlá n tic a y d e l

In terio r Los gasoductos del Sistema Nacional de Transporte, serán remunerados m ediante cargos regulados calculados con base en la metodología general y criterios generales establecidos en los Artículos 3, 4 y 5 de la presente Resolucibn. Con base, en lo anterior, las empresas Transportadoras podrán som eter a consideración de la Comisibn, p a ra efecto del cálculo de los cargos de. que trata el numeral 5.2, gasoductos independientes o agrupaciones de gasoductos que los Transportadores consideren adecuados p a ra su Sistem a de Transporte y pa ra sus Remitentes. Dichas propuestas incluirán la justificación técnica y económica c o rre sp o n d ien te , a sí como los im pactos para los R em itentes en las diferentes ciu dades atendidas. En todo caso, y una v e z a n a liza d a s la s p ro p u e sta s de cargos p re se n ta d a s por los transportadores, la Comisión de Regulación de Energia y Gas establecerá los gasoductosRESOLUCIÓN No. Q 8 9 DE 20NOV 2000 HOJA No. Por la cual se modifican y aclaran algunas disposiciones contenidas en la Resolución CREG-001 de 2000. independientes y las agrupaciones de gasoductos que se considerarán p a ra el calculo de cargos de transporte p a ra el Período Tarifario correspondiente. P a rá g ra fo 2: Las Interconexiones Internacionales tendrán cargos independientes de transporte ARTÍCULO 1 lo. VIGENCIA. La presente Resolución rige a partir de la fecha de su publicación en el Diario Oñcial, y deroga las disposiciones que le sean contrarias. Dada en Bogotá, D.C.

transporte ARTÍCULO 1 lo. VIGENCIA. La presente Resolución rige a partir de la fecha de su publicación en el Diario Oñcial, y deroga las disposiciones que le sean contrarias. Dada en Bogotá, D.C.

PUBLIQUESE Y CÚMPLASE

20NOV 2000 CARLOS CABALLERO ARGAEZ f f Ministro de Minas y Energia (yüJ Presidente /' /

f'ERNANÓO BARRERA REY

J Dire&or Ejecutivo (e )