ART. 60.—Metodología para el cálculo de los cargos por uso del sistema de transporte de gas natural del interior.

60.1. Aspectos generales:

El principio básico que guía la determinación de la estructura de los cargos por uso del sistema de transporte del interior, se refiere a que los cargos deban reflejar la contribución relativa de los usuarios a los costos de la red. En este artículo se detalla la metodología empleada para determinar el esquema de cargos, con el fin de fijar la pauta para las futuras revisiones y cálculos tarifarios del sistema del interior.

Una característica principal de la demanda consiste en las variaciones que se presenten durante el día, las cuales reflejan principalmente la mayor utilización del gas durante las horas en que se requiere la cocción de alimentos, y las variaciones estacionales, las cuales reflejan la mayor utilización de las plantas termoeléctricas a gas durante la estación seca. La mayor parte de los costos de transporte de gas reflejan el uso de la capacidad de transporte requerida, la cual a su vez depende, en gran medida, de los flujos transportados durante las estaciones del año con alta demanda de gas para generación termoeléctrica.

Adicionalmente existen otros costos asociados con los volúmenes transportados, como son los costos de operación y mantenimiento del sistema.

En consecuencia, se consideró conveniente estructurar los cargos en tal forma que exista un cargo por capacidad de transporte requerida y un cargo por volumen transportado.

La división entre cargos por capacidad y por volumen se hace en otros países en proporciones que varían entre partes iguales y una distribución de 90% para capacidad y 10% para volumen. En el caso del Sistema de Transporte del Interior se utilizó como cargo de capacidad el asociado a la inversión en los gasoductos y como cargo volumétrico el correspondiente a los costos variables de operación y mantenimiento.

Además de los cargos por capacidad y por volumen se considera necesario un cargo adicional con el fin de cubrir costos de administración general, compresión y medición, incluyendo aquellos ajustes que se requieran para hacer viable la operación general del transporte.

60.2. Esquema de los cargos:

Se utilizó un esquema de cargos por entrada y salida, basados en el costo de proveer capacidad en la tubería para transportar un volumen dado de gas entre un punto de entrada y un punto de salida. Los cargos se dividen en cargos por capacidad y por volumen, de acuerdo con los costos que ocasione el transporte del gas.

Se seleccionó un esquema de cargos por entrada y salida que toma como referencia un centro hipotético de gravedad de la carga del sistema, el cual se considera localizado en el sitio de Vasconia (donde se espera que en el mediano plazo se encuentren los flujos de gas provenientes de los yacimientos del Magdalena Medio y del Piedemonte Llanero).

Dicho esquema se construyó a partir de la suma algebraica de los costos por tramos desde cada punto de entrada hasta Vasconia y desde este sitio hasta cada punto de salida.

A partir de identificar los puntos más importantes y ya previstos de salida del sistema, se propone un procedimiento sencillo para estimar los cargos de salida atribuibles a puntos intermedios mediante el prorrateo de los cargos correspondientes a los nodos aledaños tomando la distancia como referencia. El aparte 60.4 de este artículo, detalla el procedimiento.

A estos cargos se adicionó un cargo independiente de distancia que cubre los costos comunes de compresión y administración que le da viabilidad a la actividad global del transporte del gas natural por troncal.

60.3. Los costos unitarios base de los cargos:

Los costos unitarios de transporte que se utilizan como base para el establecimiento de los cargos de entrada y salida se asocian a los costos de los principales tramos que conforman el sistema. Estos se calcularon a partir de la estimación de las necesidades de ampliación del sistema y de precios unitarios atribuibles a la inversión y a la operación y el mantenimiento.

60.3.1. Estimación de las necesidades de ampliación del sistema:

Ecopetrol adelantó un análisis de la red de gasoductos requerida para atender las demandas proyectadas. Para ello utilizó el programa Transient Gas Network Program (TGNET), desarrollado por Scientific Software Intercom, Inc (SSI).

Esta herramienta se utiliza para simular la dinámica del flujo de gas en redes de gasoductos. Tales redes pueden ser simples o complejas, incluir cambios en altitud en diferentes tramos, así como diversos equipos tales como compresores, válvulas, etc. La simulación se realiza en tal forma que se obtienen las variaciones temporales de variables importantes del sistema tales como la presión, el flujo, la densidad y la temperatura.

El modelo se utilizó para simular el comportamiento de la red de gasoductos durante un día típico. En tal caso se busca que las condiciones iniciales en cada uno de los tramos del gasoducto correspondan a las condiciones finales y, por lo tanto, los volúmenes demandados a lo largo del día correspondan con los volúmenes inyectados al sistema. A partir de una simulación llevada a cabo en esta forma es posible representar el fenómeno de “empaquetamiento” en las tuberías, por medio del cual las demandas de los períodos de punta pueden abastecerse, parcialmente con gas almacenado en la tubería, a mayor presión, durante los períodos fuera de punta, aprovechándose así la regulación que provee la capacidad de almacenamiento de la tubería.

Con las simulaciones efectuadas para cada uno de los años del período de análisis pero con las limitaciones de un programa que no optimiza las inversiones requeridas; fue posible identificar las adiciones a la red de gasoductos (“loops”, compresores, etc.) que permiten abastecer la demanda. Además, se evaluaron las necesidades de potencia requeridas para la operación de los diferentes equipos.

60.3.2. Estimación de los costos unitarios:

Para la realización de los estudios tarifarios se contó con la información de costos de inversión del sistema existente, o en construcción, reportados a Ecopetrol por diferentes empresas los cuales han sido estimados según diferentes criterios.

En primer lugar, se dispone de la información sobre los proyectos de los gasoductos de Ballena - Barranca y de Occidente ejecutados bajo el sistema “Build Operate Maintain and Transfer” (BOMT), para los cuales existen estimaciones de costos de inversión resultantes de los procesos de licitación correspondientes. Por esta razón, ellos corresponden a estimaciones de costo realizados por los inversionistas conforme a la percepción que ellos tienen de los diferentes riesgos que para ellos implica un esquema BOMT.

En segundo lugar, se dispone de las estimaciones de costo de las obras de Barranca —Bucaramanga y Sebastopol— Medellín, ejecutadas bajo el sistema de concesión. Con ello, sus criterios también involucran costos por riesgos percibidos por los inversionistas.

En tercer lugar, se cuenta también con estimaciones de costos sobre proyectos realizados o en ejecución por parte de Ecopetrol los cuales involucran aspectos de costo específicos, además de que algunos de ellos corresponden a poliductos u oleoductos convertidos o por convertir a gasoductos, los cuales no necesariamente corresponden a las obras óptimas para la red de gas o que requieren obras complementarias. En algunas de ellas fue preciso estimar su valor económico relevante.

Para unificar criterios se estableció el valor de la inversión pertinente a cada tramo troncal mediante el siguiente procedimiento:

a) En general, en todos los tramos se utilizó el valor de la inversión reportada a Ecopetrol, incluyendo el costo de subsistemas de transporte regionales.

b) Para el caso del Gasoducto de Occidente (construido bajo esquema BOMT) se acudió a un concepto normativo para la estimación de los costos económicos de inversión en los gasoductos troncales, a partir de precios unitarios para el suministro de tubería, construcción, control ambiental y demás rubros pertinentes que toman en consideración diferencias en la dificultad del terreno.

c) Para aquellos tramos que utilizan oleoductos o poliductos existentes se verificó que ellos tuviesen un costo coherente con el de una red potencial para gas natural, o, en caso contrario, se limitó su valor a un valor económico determinado en forma tal de permitir la obtención de una señal económica para el correspondiente costo de transporte.

60.3.3. Resumen del cálculo de los costos unitarios:

Para el cálculo de los cargos se identificaron los costos unitarios (por MPCD de capacidad y por KPC de volumen) según tramos de la red, en la siguiente forma:

a) Se seleccionó el escenario de demanda en cada mercado por sectores (residencial, industrial, sector eléctrico, GNC, etc.).

b) Se calcularon los flujos máximos y promedios en cada uno de los tramos. Para ello se utilizaron supuestos sobre la forma como se atendería la demanda desde los diversos campos de producción compatibles con la fecha de desarrollo de los mismos y con las reservas existentes en ellos. Además, se utilizaron factores de carga (relación entre los volúmenes demandados y la demanda máxima pico y estacional, para termoeléctricas) diferentes por sectores de demanda.

c) Ecopetrol identificó la expansión en la red de gasoductos requerida para atender las demandas asociadas con cada uno de los dos escenarios considerados, así como las inversiones requeridas.

d) Para cada uno de los tramos se halló la anualidad de cada una de las inversiones requeridas tanto en la red inicial como en las ampliaciones. Para ello se utilizó una tasa anual de descuento del 12% y una vida útil de 20 años.

e) Para cada uno de los años del período de planeamiento (1996-2011) y para cada tramo se consideró como costo económico de inversión la suma de las anualidades de los tramos iniciales y las ampliaciones que se hayan realizado hasta dicho año. Para cada tramo se calculó el valor, presente de dicho flujo para el período de planeamiento, utilizando una tasa de descuento del 12% anual.

f) Como costos de operación y mantenimiento se consideró un valor anual correspondiente al 2% de la inversión que se haya efectuado. Se calcularon dichos costos por tramo y por año, obteniéndose el valor presente de tales valores.

g) Se obtuvo el valor presente de los flujos máximos y promedios por tramo durante el período de planeamiento, expresados en MPCD.

h) El costo asociado a la capacidad para cada tramo resulta de dividir el valor presente de los costos de inversión por el valor presente de los flujos máximos.

i) El costo asociado con el volumen resulta de dividir el valor presente de los costos de operación y mantenimiento por el valor presente de los flujos promedios.

j) El cargo no asociado a la distancia para cubrir los costos de ramales, administración y compresión se calculó en forma adicional.

60.4. Metodología para el cálculo de los cargos de salida en nodos intermedios:

El sistema de transporte del Interior comprende los (13) trece tramos troncales que se incluyen en el Diagrama Nº 1. Del artículo 58. Sobre estos tramos podrán establecerse nodos intermedios de salida cuyos cargos asociados se calcularán en forma simple conforme a la siguiente metodología.

Sea el tramo de interés el que conecta los nodos A y B y que tiene una longitud total de LT(km) para el cual se calcularán los cargos de salida en el nodo intermedio I ubicado a una distancia LI(km), medida sobre la troncal desde el nodo A.

Los cargos de salida CI (capacidad en US$/KPCD-Año) y VI (uso en US$/KPC) en dicho nodo se calcularán a partir de los cargos de salida CA CB (capacidad en los nodos A y B) y VA, VB (uso en los nodos A y B) mediante la siguiente fórmula:

60.5.El costo de transporte “en ramales” está incorporado a la tarifa de transporte en troncal para el nodo de salida de donde se desprende el “ramal”. Por tanto, el precio del transporte hasta cualquier parte de un ramal será el costo calculado hasta el nodo de salida en troncal.

COMENTARIO.—El artículo 60 incorporó el anexo 3 de la Resolución CREG 017 de 1995.