Source: http://legal.legis.com.co/document.legis/resolucion-93-de-julio-11-de-2016?documento=legcol&contexto=legcol_061980af319843d3ab7e71c9ee2e67e0&vista=STD-PC
Timestamp: 2018-10-15 11:06:37
Document Index: 305261507

Matched Legal Cases: ['artículo 88', 'artículo 126', 'artículo 6', 'artículo 9', 'artículo 12', 'artículo 13', 'artículo 6', 'artículo 87', 'artículo 126', 'artículo 9', 'artículo 93', 'artículo 87', 'artículo 99', 'artículo 93', 'artículo 126', 'artículo 7', 'artículo 7', 'artículo 9', 'artículo 9', 'artículo 87', 'artículo 93', 'artículo 87', 'artículo 99', 'artículo 85', 'artículo 5', 'artículo 2', 'artículo 93', 'artículo 93', 'artículo 93', 'artículo 4', 'artículo 4', 'artículo 9', 'artículo 1', 'artículo 71', 'artículo 58', 'artículo 333', 'artículo 334', 'artículo 1', 'artículo 123', 'artículo 93', 'artículo 73', 'artículo 87', 'artículo 87', 'artículo 86', 'artículo 365', 'artículo 87', 'artículo 365', 'artículo 367', 'artículo 73', 'artículo 11', 'artículo 93', 'artículo 365', 'artículo 87', 'artículo 87', 'artículo 365', 'artículo 4', 'artículo 6', 'artículo 93', 'artículo 5', 'artículo 2', 'artículo 93', 'artículo 1', 'artículo 93', 'artículo 93', 'artículo 4', 'artículo 93', 'artículo 4', 'artículo 93', 'artículo 9', 'artículo 93', 'artículo 9', 'artículo 93', 'artículo 9', 'artículo 93', 'artículo 93', 'artículo 93', 'artículo 79', 'artículo 365']

RESOLUCIÓN 93 DE 11 DE JULIO DE 2016
CONTENIDO:EMPRESAS DISTRIBUIDORAS DE GAS COMBUSTIBLE POR REDES DE TUBERÍA. SE MODIFICA LA RESOLUCIÓN 202 DE 2013, EN LO CONCERNIENTE A LA REMUNERACIÓN DE LA ACTIVIDAD DE DISTRIBUCIÓN DE GAS COMBUSTIBLE POR REDES DE TUBERÍA, Y SE ARCHIVAN LAS ACTUACIONES ADMINISTRATIVAS INICIADAS POR MANDATO DE LA CIRCULAR 111 DE 2015, PARA LAS SOLICITUDES TARIFARIAS DE LOS MERCADOS RELEVANTES DE DISTRIBUCIÓN EXISTENTES DE GAS COMBUSTIBLE POR RED DE TUBERÍAS, QUE CUMPLIERON PERÍODO TARIFARIO Y QUE REALIZARON EL PROCESO DE REPORTE DE INFORMACIÓN CORRESPONDIENTE, O QUE DECIDIERON ACOGERSE A LO ESTABLECIDO EN LA RESOLUCIÓN 202 DE 2013.
“Por medio de la cual se revoca parcialmente la Resolución CREG 202 de 2013, modificada por las resoluciones CREG 138 de 2014 y 125 de 2015 y se ordena el archivo de unas solicitudes tarifarias”.
Según lo dispuesto por el artículo 88.1 de la Ley 142 de 1994, la Comisión de Regulación de Energía y Gas podrá establecer topes máximos y mínimos tarifarios de obligatorio cumplimiento por parte de las empresas.
El artículo 126 de la Ley 142 de 1994 establece que vencido el período de vigencia de las fórmulas tarifarias, estas continuarán rigiendo mientras la comisión no fije las nuevas.
La Comisión expidió la Resolución CREG 052 de 2014 mediante la cual se modificó el numeral 6.4 y el numeral i) del numeral 6.5 de la Resolución CREG 202 de 2013.
Mediante la Resolución CREG 125 de 2015 se modificaron y adicionaron los numerales 6.4 y 6.5 del artículo 6º, el parágrafo 2º del numeral 9.5., del artículo 9º, el artículo 12, el numeral 13.4 al artículo 13, el numeral 4.8., del Anexo 4, numeral 5.8 del Anexo 5, el Anexo 9 y el Anexo 10 de la Resolución CREG 202 de 2013.
Por medio de la Resolución CREG 141 de 2015 se modificaron los numerales 6.4 y 6.5 del artículo 6º de la Resolución CREG 202 de 2013, modificados por la Resolución CREG 052 de 2014, 138 de 2014, 112 de 2015 y 125 de 2015.
Con la Resolución CREG 095 de 2015 se aprobó la metodología para el cálculo de la tasa de descuento que se aplica en las actividades de transporte de gas natural, distribución de gas combustible, transporte de GLP por ductos, transmisión y distribución de energía eléctrica en el sistema interconectado nacional, y generación y distribución de energía eléctrica en zonas no interconectadas.
En la Resolución CREG 096 de 2015 se definen los valores de la tasa de descuento para la actividad de distribución de gas combustible por redes de tubería.
Por medio de la Circular CREG 105 de 2015 se publicó el documento CREG número 095 de 2015, que contiene la definición de las funciones óptimas para determinar la remuneración de los gastos de administración, operación y mantenimiento (AOM) de las actividades de distribución y comercialización de gas combustible por redes de tubería y de otros activos para la actividad de distribución conforme a lo definido en los anexos 9 y 10 de la Resolución CREG 202 de 2013.
A través de la Circular CREG 111 de 2015 y conforme a lo definido en la Resolución CREG 141 de 2015, la cual modifica la Resolución CREG 202 de 2013, se definió el cronograma comprendido entre el periodo del 7 al 30 de octubre de 2015, para que las empresas que prestan servicio de gas combustible por redes en mercados relevantes de distribución que cumplieron periodo tarifario realizaran el proceso de reporte de información correspondiente a las solicitudes de cargos de distribución de gas combustible por redes de tubería para los mercados existentes de distribución que hubieren concluido su periodo tarifario o que no lo hubieren concluido pero que decidieron acogerse a lo establecido en el numeral 6.5 de la Resolución CREG 202 de 2013.
Dado ese cronograma, las empresas distribuidoras de gas combustible presentaron solicitudes formales de aprobación de cargos para los diferentes mercados relevantes de distribución para el siguiente periodo tarifario.
Como parte del trámite de las solicitudes, se allegaron los datos de demanda, gastos de AOM y las inversiones clasificadas según el listado de unidades constructivas establecido en los Anexos 4, 5, 6 y 8 de la Resolución CREG 202 de 2013.
Mediante autos particulares, la dirección ejecutiva de la CREG dio inició a las actuaciones administrativas tendientes a la aprobación de las solicitudes de cargos de distribución para cada mercado relevante de distribución, en los casos en que se cumplía con el lleno de los requisitos exigidos y con la totalidad de la información requerida.
La metodología de remuneración de la actividad de distribución de gas combustible por redes de tubería establece el concepto de mercado relevante de distribución que corresponde al municipio, grupo de municipios o centros poblados para el cual la CREG aprueba cargos por uso del sistema de distribución al cual están conectados un conjunto de usuarios.
La Resolución 202 de 2013 establece una metodología tarifaria de precio máximo, es decir, que la Comisión aprueba los cargos de distribución que son calculados a partir de costos medios históricos para mercados existentes o costos de mediano plazo para mercados o poblaciones nuevas.
Con estos precios máximos se remuneran las inversiones existentes para la demanda real y el programa de inversiones diseñado para una demanda futura, según corresponda.
La metodología señalada reconoce las inversiones eficientes, de las cuales hacen parte, la inversión base que corresponde a la inversión en activos existentes a una fecha de corte o el programa de inversiones que propone ejecutar el distribuidor en el periodo tarifario.
La valoración de los activos se hace a través de los costos eficientes que se han determinado previamente para unidades constructivas que se encuentran descritas en las resoluciones CREG 011 de 2003 y 202 de 2013.
La metodología establece un cargo de distribución para usuarios residenciales y otro para usuarios de uso diferente al residencial. Así mismo, el cargo tiene dos componentes, uno que remunera inversiones eficientes y otro que remunera los gastos eficientes de administración, operación y mantenimiento, AOM. Con el cargo total aplicable a usuarios de uso diferente al residencial las empresas podrán estructurar una canasta de tarifas por tipo de usuario y consumo.
De acuerdo con lo anterior y como parte de la aplicación de la metodología de la Resolución CREG 202 de 2013, así como de los criterios tarifarios de eficiencia económica, neutralidad, solidaridad, redistribución, suficiencia financiera, simplicidad y transparencia, previstos en el artículo 87 de la Ley 142 de 1994 y el esquema de incentivos para la actividad de distribución de gas combustible por redes, le corresponde a la CREG establecer:
i) Mercado relevante de distribución para el siguiente periodo tarifario y para el cual se le definirán cargos de distribución;
ii) Las demandas de volumen en metros cúbicos de cada mercado;
iii) El valor eficiente de las inversiones a reconocer, incluyendo la inversión base y el programa de nuevas inversiones, donde sea aplicable;
iv) Los valores eficientes de los gastos de AOM.
Conforme a la metodología expuesta, el regulador fija una tarifa máxima para cada mercado relevante de distribución, definiendo el valor eficiente de las inversiones y de los gastos de AOM para una demanda real o futura por un periodo tarifario.
El distribuidor asume los riesgos de la operación, como son las caídas de demanda por factores de mercado, el incremento en los gastos de AOM reconocidos (e.g. incremento en los gastos de personal) y las variaciones en los costos de las nuevas inversiones (e.g. incrementos en los costos de los activos). En estos términos, el distribuidor es un agente activo en la búsqueda de eficiencia (e.g. reducción de costos y aumento de demanda).
La Comisión diseñó la metodología teniendo como supuesto fáctico la información sobre número de usuarios atendidos, consumo de gas combustible de los usuarios domiciliarios y gastos de administración, operación y mantenimiento de la prestación del servicio asociados a la actividad de distribución de gas combustible por red, reportadas por las empresas en el Sistema Único de Información (SUI), que administra la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios.
En el proceso de análisis de las solicitudes de aprobación de cargos, la comisión ha encontrado problemas en la calidad de información reportada por las empresas que inciden directamente en el cálculo de los cargos de distribución, de tal forma que, si no son resueltos por la comisión se trasladarían ineficiencias en las tarifas a los usuarios.
Dentro de los problemas identificados se encontraron hallazgos en la calidad de la información utilizada como insumo para determinar los gastos de administración, operación y mantenimiento, AOM, y para establecer el porcentaje a remunerar por conceptos del componente denominado “Otros activos”, que desvirtúan los supuestos fácticos con los cuales el regulador estructuró la metodología de cálculo de los costos eficientes. También la información sobre demanda atendida demuestra que el supuesto fáctico de madurez de los mercados existentes, tenido en cuenta por el regulador al escoger la metodología de cálculo de costos eficientes a partir del comportamiento histórico, difiere de la realidad observada.
Así mismo, los análisis de la información reportada para la aprobación de nuevos cargos máximos de distribución para mercados que cuentan con aportes de recursos públicos en sus inversiones develan un cambio en la estructura de costos y gastos de la actividad, que es contrario al supuesto con el cual el regulador definió la aplicación del criterio de eficiencia en la prestación del servicio en dichos mercados.
Finalmente, los análisis de costos de mercados específicos a los que la Resolución 202 de 2013 da un tratamiento particular en la valoración de las unidades constructivas, se apartan de la consideración de costos suficientes y económicamente eficientes con los que fueron ejecutadas las inversiones.
En algunos mercados también se presenta un problema en el grado o nivel de utilización de las infraestructuras construidas, que no es acorde con el criterio de madurez de los mercados que sirvió de base para migrar a una metodología de corte transversal.
2. Gastos de administración, operación y mantenimiento, AOM
La Resolución CREG 202 de 2013, a efectos de determinar el valor eficiente de los gastos de AOM, en el numeral 9.7 estableció que “los gastos de administración, operación y mantenimiento, AOM, de cada mercado se determinarán con base en la metodología Frontera Estocástica que se describe en el Anexo 10 de la presente resolución”. En dicho anexo se dispuso que “para establecer los gastos eficientes de administración, operación y mantenimiento que se remunerarán en los cargos de distribución de gas combustible, se adoptará la metodología de frontera estocástica de costos y se aplicará de acuerdo con la conformación de los mercado(s) relevante(s) de distribución para el siguiente periodo tarifario” para lo cual en los numerales 4º, 5º y 6º de dicho anexo 10 esta comisión dispuso que:
“4. La comisión a través de circular publicará un documento para someter a comentarios la función óptima que mejor estime el comportamiento de los gastos AOM de las actividades de distribución y comercialización para el siguiente periodo tarifario.
5. A través de circular se publicará el documento definitivo el cual contendrá la respuesta a cada uno de los comentarios recibidos y la función óptima que mejor estime el comportamiento de los gastos AOM de las actividades de distribución y comercialización para el siguiente periodo tarifario.
6. Conforme la función seleccionada se asignará a cada una de las empresas un AOM estimado”.
Para estos efectos se expidió la Circular CREG 105 de 2015, mediante la cual se publicó el Documento CREG 095 de 2015, que contiene la definición de las funciones óptimas para determinar la remuneración de los gastos de AOM de las actividades de distribución y comercialización de gas combustible por redes de tubería y de otros activos para la actividad de distribución, conforme a lo definido en los anexos 9 y 10 de la Resolución CREG 202 de 2013.
Mediante el análisis de la información requerida a través de las solicitudes de aprobación de cargos, la Comisión estudió detalladamente cada factor que incide en el cálculo de los mismos, encontrando serios problemas con respecto a la calidad de la información contable reportada y depurada por las empresas a diciembre de 2013.
Esta comisión pudo establecer que tales problemas en la información de costos y gastos de las actividades de distribución y comercialización de gas combustible no solo afectaron el cálculo de las funciones de gastos eficientes de AOM de la actividad de distribución de gas combustible por redes de tubería y los otros activos, que fueron publicadas en la Circular CREG 105 de 2015, tal como lo establecía la Resolución CREG 202 de 2013, sino también la eficiencia y los niveles de cargos a aprobar.
De dicho análisis se pudo concluir lo siguiente:
A) Los datos reportados por las empresas oficialmente en el Sistema Único de Información (SUI) y por las empresas para el establecimiento de la función de frontera estocástica, evidencian problemas de asimetría de información, debido a la ausencia de una adecuada separación contable de los costos y gastos propios de la operación de cada una de las actividades que desarrolla la empresa. Esto conlleva a que las empresas tengan incentivos naturales a sobreestimar los gastos de AOM a remunerar.
B) Durante el proceso tarifario se realizó una depuración adicional hasta donde fue posible técnicamente por parte de la CREG de la información registrada en el SUI y se encontró que las empresas registran costos y gastos de otras actividades dentro de las cuentas del SUI.
Entre ellas se encuentran costos y gastos y actividades tales como costo y transporte del gas para la venta, costo de bienes comercializados (i.e., medidores, materiales, etc.), construcción de acometidas, reconexión del servicio, revisiones periódicas, entre otras, lo que lleva a una sobrevaloración de estos gastos y costos de AOM.
Así mismo, las empresas no tienen uniformidad en el reporte de sus registros contables, por lo tanto persisten los problemas de asimetría de la información, pues los registros de gastos AOM son deficientes y no se podrían obtener a través de un proceso de auditoría con la calidad y en la oportunidad requerida por la CREG.
C) Así mismo, durante el proceso descrito en el literal B anterior, se encontró que hay empresas que reportan gastos y costos en la cuenta denominada “Otros” y “Otras” sin los respectivos soportes en cuentas auxiliares, lo que impide clasificar adecuadamente a cuál actividad corresponde la erogación, confirmando el problema de asimetría de la información.
D) De la información recibida durante el proceso de definición de la frontera estocástica, se realizó un ejercicio de estimación financiera que aunque no es exacto, debido a los problemas ya indicados de registro de cuentas en el SUI de ingresos y gastos, sí se puede afirmar que marca tendencias sobre el comportamiento de los ingresos y gastos tanto para la actividad regulada de distribución y comercialización de gas combustible por redes (D&C), como de las otras actividades que las empresas realizan.
Mediante este ejercicio se encontró, que aunque todas las empresas presentan ingresos por otras actividades en su contabilidad, algunas no registraron costos que se relacionen con esos ingresos, hallazgo que se interpreta como la ausencia de relación de causalidad de ingresos y gastos por otras actividades. Esto llevó a concluir preliminarmente que, en general, los negocios de D&C no son rentables mientras que las otras actividades son muy rentables.
No obstante, en un ejercicio similar realizado posteriormente con la información depurada obtenida en el literal B del presente considerando, que además incluyó la información reportada por las empresas de otras actividades en cuentas que no afectaban los gastos AOM reconocidos (e.g., costos de bienes y servicios públicos para la venta), solo una empresa mantiene el resultado de tener ingresos por otras actividades sin tener gastos asociados.
En particular, el ejercicio mantuvo la tendencia de la rentabilidad del negocio de D&C y lo opuesto para las otras actividades.
En cada uno de estos ejercicios se identifica que existen incentivos para actuar estratégicamente de parte de las empresas, a fin de obtener una ventaja de su información privada (i.e. contable y financiera) desde el punto de vista de la regulación.
De igual manera, de cada uno de estos ejercicios se identifica que existen distintas interpretaciones de la contabilidad, lo cual en ausencia de una adecuada separación contable y en conjunto con los incentivos mencionados, incide en la calidad y oportunidad de la información requerida por esta comisión para la labor regulatoria aquí descrita.
A continuación se desarrollan cada uno de los problemas mencionados de estos literales en mayor detalle.
A. Diferencias en el reporte de información de las empresas
Durante el proceso para la estimación de la función óptima que determina los niveles eficientes de gastos de AOM a reconocer, establecidos en la Circular CREG 105 de 2015, se procedió a analizar la composición de los gastos y costos de AOM.
Para ello se partió de la información reportada por las empresas a través del SUI y los datos suministrados mediante requerimientos de la CREG a las empresas por medio de circulares y cartas particulares. El análisis hecho a los distintos rubros que componen los gastos de AOM evidencia una asimetría de información entre estas dos fuentes.
Específicamente, para la vigencia de 2013, el análisis de la información reportada y requerida mostró lo siguiente:
1. De las veintitrés (23) empresas cuya información se utilizó para la estimación de las funciones óptimas que determinan los niveles eficientes de gastos de AOM, solo doce (12) realizaron depuración de las cuentas de costos y gastos AOM totales reportados al SUI por conceptos diferentes a los relacionados cuadro 2 del anexo 10 de la Resolución CREG 202 de 2013 (ver Gráfico 1).
2. La empresa que más depuró su información fue la empresa N con un 58%; la menor depuración fue realizada por las empresas B y G, con un 6%.
3. Tres (3) empresas reportaron un ajuste positivo en sus gastos AOM, hecho particular dado que ellas no podían incrementar la información oficialmente reportada en el SUI.
4. La empresa G reportó una reducción exacta del 6% en cada uno de sus rubros, dando a entender que los gastos por otras actividades de su operación se mantienen constantes sin importar la variación de los ingresos asociados a estas operaciones.
El Gráfico 1 exhibe la depuración realizada por las empresas.
Fuente: SUI e Información de las empresas. Elaboración CREG.
Así mismo, las empresas debían depurar de los gastos AOM de las actividades de D&C, gastos por actividades no reguladas conforme al cuadro 2 del anexo 10 de la Resolución CREG 202 de 2013.
Solo quince (15) de las veintitrés (23) empresas depuraron gastos por estas actividades no reguladas, siendo la de mayor depuración la empresa J con un 36%, y la de menor depuración la empresa N con un 1% (ver Gráfico 2).
Fuente: SUI, empresas distribuidoras. Elaboración CREG.
De lo anterior se concluye que algunas de las empresas no depuraron su información contable pese a que conforme a sus estados financieros reciben ingresos por concepto de otras actividades, tal y como se analiza más adelante.
Todo lo anterior refleja que al momento de la estimación de la frontera estocástica existía una clara asimetría entre la información de los registros contables reportada a la SSPD y de las empresas a la CREG.
B. Costos y gastos de otros negocios
Las empresas que desarrollan las actividades de distribución y comercialización de gas combustible por redes de tubería realizan adicionalmente otro tipo de actividades diferentes a las reguladas (Distribución y comercialización de gas combustible por redes), tales como: a) Prestación del servicio de gas natural vehicular (GNV) y/o sus servicios asociados, b) Transporte y almacenamiento de gas natural comprimido (GNC), c) Transporte a granel y en cilindros de gas licuado de petróleo (GLP), d) Estaciones de servicios de combustibles líquidos, e) Comercialización y financiación de bienes y servicios, f) Conversiones a gas natural vehicular, g) Construcción de acometidas, h) Construcción de instalaciones internas, i) Venta, calibración e instalación de medidores, j) Revisión de instalaciones internas, k) Servicios asociados a laboratorios de metrología, l) Servicios financieros no bancarios, m) Atención a usuarios no regulados y n) Corte y reconexión del servicio, entre otros.
Estas actividades claramente impactan la estructura contable de las empresas y, para el caso particular de la medición de los gastos de AOM de las actividades reguladas y remuneradas a través de los cargos de distribución y comercialización, es necesario identificarlas, dado que no deben ser reconocidas en estos cargos.
Siendo así, y analizando los reportes de las empresas respecto a los conceptos relacionados como costos y gastos citados en el cuadro número 2 del anexo 10 de la Resolución CREG 202 de 2013 y sus modificatorias, se tiene que para la vigencia de 2013:
1. Para el caso de la atención a usuarios no regulados, entre otras actividades, de las veintitrés (23) empresas cuya información la CREG utilizó para la estimación de la frontera estocástica, tan solo tres (3) informaron que tienen costos por ofrecer este servicio. Este hallazgo difiere con el reporte hecho al SUI de la SSPD, en el cual quince (15) de ellas reportaron prestar esos servicios (ver Gráfico 3).
Gráfico 3. Reporte de gastos por actividades no reguladas de la actividad D&C
2. De forma similar, los reportes a la SSPD y hechos a la CREG para los análisis mencionados difieren en los servicios de reconexiones y cortes del servicio.
3. Los servicios de construcción de acometidas e instalaciones internas así como la calibración de medidores, deberían encontrarse igualmente reportados tanto a la SSPD como a la CREG y por lo general deberían haber gastos asociados a la conexión del servicio que incluye la construcción de acometidas e instalación de medidores dado que esta actividad solo está en cabeza de los distribuidores, según lo definido en el numeral 4.13 de la Resolución CREG 067 de 1995.
Estas diferencias en los reportes, encontradas durante el proceso de aprobación de cargos, llevaron a la Comisión a utilizar la información provista en las cuentas auxiliares del SUI y por las empresas con el fin de establecer los gastos eficientes correspondientes a las actividades reguladas.
En el Gráfico 4 se exhiben los resultados de la depuración que fue posible hacer por parte de la Comisión, los cuales muestran la importancia de este ejercicio adicional utilizando las cuentas auxiliares del SUI: en él se observa el porcentaje de ajuste adicional a los gastos de AOM depurados por las empresas.
En las empresas M y N se evidenció la inclusión de impuestos de la actividad de transporte de gas (i.e., cuota de fomento). Las empresas O, P, Q, R y S incluyeron el costo por bienes y servicios comercializados (e.g., medidores, visitas técnicas, otros no relacionados a las actividades de D&C) dentro de los gastos mencionados.
Por su parte, las empresas S, T, U y W hicieron lo mismo para la compra y transporte de gas. Adicionalmente, durante este proceso de depuración la empresa N aclaró la información por concepto de atención a usuarios no regulados.
Gráfico 4. Depuración de gastos de AOM hecha por la CREG
Fuente: Empresas Distribuidoras. Elaboración CREG.
Obsérvese del Gráfico 4 que la depuración de las cuentas de gastos de las empresas estuvo entre el 3% y el 58% del total de gastos presentados por las mismas.
Para aquellas empresas cuyos gastos de AOM no presentan ajuste alguno, esta comisión no tuvo suficientes elementos (a partir de la información provista por las cuentas auxiliares) para esclarecer su naturaleza financiera y económica.
La comisión detectó falta de uniformidad en el número de registros contables que reportan las empresas en el Sistema Único de Información. (Ver Gráfico 5).
Gráfico 5. Número de registros auxiliares reportados al SUI para la vigencia 2013
Como se observa en el Gráfico 5, la empresa N reportó en el año 2013 cerca de siete mil registros contables, donde se reflejaron los hechos económicos de una forma más clara, detallada y comparable, permitiendo a esta comisión contar con mejores insumos para la validación de sus solicitudes.
En yuxtaposición, se encuentra la empresa W la cual reportó alrededor de trescientos (300) registros contables, de los cuales aproximadamente la mitad correspondieron a las cuentas de costos y gastos (i.e., códigos contables de las clases 5, 6 y 7). En este caso, la comisión contó con menos elementos para evaluar de manera adecuada las solicitudes de cargos para cada mercado existente.
Para ilustrar este punto, se tiene que en promedio la empresa W registró tan solo seis (6) cuentas auxiliares del código contable correspondiente a la clase 5 (i.e., gastos), mientras que la empresa N reportó noventa y seis (96) cuentas a nivel de auxiliar (ver Tabla 1). Esta caracterización de la información es extensiva a la mayoría de las empresas, limitando así la capacidad de análisis de la CREG.
Tabla 1. Comparativo subcuentas y auxiliares de la cuenta 5 (gastos) reportados al SUI para la vigencia 2013
1. Cuentas 2. N 3. W
4. 5101 5. 242 6. 13
7. 5102 8. 59 9. 1
10. 5103 11. 63 12. 4
13. 5104 14. 18 15. 2
16. 5111 17. 478 18. 21
19. 5120 20. 109 21. 16
22. 5313 23. 18 24. 1
25. 5330 26. 78 27. 3
28. 5801 29. 59 30. 4
31. 5805 32. 39 33. 2
34. 5810 35. 48 36. 5
37. 5815 38. 33 39. 3
40. 5899 41. 0 42. 6
43. Promedio 44. 96 45. 6
Fuente: Información de las empresas. Elaboración CREG.
Por otro lado, esta comisión ha podido identificar que las empresas tienen diferencias en la interpretación de la contabilidad establecida por el PUC(1), por esto se encuentran valores cuyo registro en el SUI parece no corresponder a la naturaleza y el objeto del rubro establecido en el PUC para estas operaciones.
En vista de estos hallazgos, esta Comisión no podría adelantar auditorías que condujeran a una determinación razonable de los gastos AOM de las actividades reguladas de distribución y comercialización para el periodo 2010-2013, con la calidad y en la oportunidad requerida para la determinación y aprobación de cargos tarifarios.
Por todo lo anterior, es importante anotar que existen elementos suficientes para deducir que el efecto por la asimetría de información persiste y es relevante para el análisis de solitudes de cargos tarifarios.
Por otro lado, y como lo veremos a continuación, las empresas utilizan extensivamente las cuentas clasificadas como “otros” u “otras”, las cuales en muchos casos alcanzan niveles significativos dentro de los gastos de AOM (ver sección siguiente).
C. Cuentas “Otros” U “Otras”
De acuerdo a la Resolución SSPD 20051300033635, anexo 2, las subcuentas denominadas “otros” u “otras”, definidas en cualquiera de las cuentas del PUC son de uso excepcional.
Los valores registrados en ellas no pueden ser superiores al 5% del total de la respectiva cuenta. En los casos excepcionales que se exceda dicho porcentaje, la empresa deberá registrar la composición de la respectiva subcuenta “otros” a nivel de cuentas auxiliares.
No obstante, el análisis de la información contable reportada por las empresas al SUI muestra un uso extensivo de las cuentas “otros” y “otras”.
Del Gráfico 6 se desprende la conclusión que ocho (8) de las veintitrés (23) empresas que registran costos y gastos en este rubro no suministran información adicional en cuentas auxiliares que le permitan a la Comisión identificar con claridad los costos asociados a las actividades reguladas de distribución y comercialización.
En otras palabras, los porcentajes corresponden a rubros que no tienen información detallada a nivel de auxiliar o que no disponen de suficiente detalle para entender qué hechos económicos se asentaron en la contabilidad.
Con el detalle a nivel de cuentas auxiliares que reportan las empresas E, G, H, I, J, K, T y W, no le es posible a la comisión identificar si las erogaciones registradas pertenecen o no a las actividades de distribución y comercialización de gas combustible por red de tuberías.
Gráfico 6. Participación de cuentas “Otros” y “Otras”
D. Reporte de gastos por otras actividades diferentes a distribución y comercialización de gas
Como ya se indicó, la CREG realizó un ejercicio general de estimación financiera para observar la tendencia de la situación de los ingresos y gastos con la información obtenida durante el proceso de estimación de la frontera estocástica, durante el proceso tarifario.
Se observó que la información de los ingresos es idéntica en ambos ejercicios como se muestra en el Gráfico 7, y se evidencia que los ingresos obtenidos de las actividades de D&C son en promedio el 67% de los ingresos totales.
Para ninguna de las empresas en cuestión, sus ingresos por estos conceptos representan menos del 41% y, para algunas de ellas la participación supera el 75%, con un máximo en 91%.
Los ingresos por otras actividades representan el complemento de las cifras mencionadas, es decir pesan entre un 10% y un 59% de los ingresos totales, con una participación promedio cercana al 30%. Esto indica que los ingresos por otras actividades son representativos en la situación financiera de las empresas.
Gráfico 7. Relación ingresos D&C e ingresos totales – 2013
Fuente: SUI. Elaboración CREG.
Al revisar el lado de los egresos, la situación financiera de las empresas muestra grandes contradicciones. Para el momento de la definición de la frontera estocástica (ver Tabla 2), los gastos de AOM de las actividades de D&C representan en promedio 105% de los ingresos por dichas actividades, una contradicción a la luz de la salud financiera de las empresas (ver Gráfico 9)(2). Dicho de otra manera, por cada peso que reciben por su actividad principal, una empresa gasta en AOM y costo de ventas 1.05 pesos.
En doce (12) empresas, la relación supera el 100% y en una (1) en particular es 149%, y solo dos (2) presentan unos costos por abajo del 80% de sus ingresos.
Caso contrario, los gastos por otras actividades, que en promedio representan el 26% de sus ingresos, seis (6) empresas superan el 40% y solo una (1) está por encima del 100% y se observa que seis no tienen gastos relacionados con sus ingresos
Tabla 2. Relación de gastos e ingresos por D&C y otras actividades antes y después de la depuración hecha por la CREG
47. Sin depurar 48. Con depuración
49. (AOM + costo de venta/ Ingresos) D&C
50. (costos/ ingresos) Otras actividades
51. (AOM + costo de venta/ ingresos) D&C
52. (Costos/ ingresos) Otras actividades
53. A 76. 109% 99. 24% 122. 104% 145. 33%
54. B 77. 96% 100. 13% 123. 85% 146. 57%
55. C 78. 97% 101. 41% 124. 91% 147. 61%
56. D 79. 86% 102. 33% 125. 72% 148. 48%
57. E 80. 124% 103. 60% 126. 119% 149. 63%
58. F 81. 107% 104. 25% 127. 107% 150. 25%
59. G 82. 103% 105. 21% 128. 97% 151. 37%
60. H 83. 124% 106. 3% 129. 118% 152. 13%
61. I 84. 125% 107. 0% 130. 106% 153. 21%
62. J 85. 90% 108. 55% 131. 90% 154. 55%
63. K 86. 106% 109. 0% 132. 106% 155. 0%
64. L 87. 149% 110. 0% 133. 51% 156. 198%
65. M 88. 85% 111. 67% 134. 85% 157. 67%
66. N 89. 101% 112. 58% 135. 98% 158. 64%
67. O 90. 76% 113. 13% 136. 74% 159. 46%
68. P 91. 90% 114. 13% 137. 84% 160. 49%
69. Q 92. 90% 115. 21% 138. 84% 161. 40%
70. R 93. 85% 116. 21% 139. 77% 162. 44%
71. S 94. 133% 117. 106% 140. 132% 163. 109%
72. T 95. 128% 118. 0% 141. 80% 164. 113%
73. U 96. 138% 119. 19% 142. 138% 165. 19%
74. V 97. 78% 120. 0% 143. 65% 166. 34%
75. W 98. 97% 121. 0% 144. 83% 167. 114%
Mayores a 100%
172.% mayor de 100%
De la información depurada durante el proceso tarifario (ver Tabla 2), se encontró que salvo por dos (2) empresas, se mantiene la tendencia de que los gastos respecto a los ingresos son mayores en las actividades D&C que en las otras actividades.
No obstante, la situación financiera de las actividades D&C mejora pues el promedio baja de 105% al 93% de los gastos de las actividades D&C respecto a los ingresos de estas actividades.
Igualmente de doce (12) empresas que superaban el 100% de esta relación antes de la depuración, ocho (8) empresas se mantienen por encima de esta cota después de la depuración. El número de empresas con esta relación por debajo del 80% pasa de dos (2) a seis (6) después de la depuración.
La relación de gastos contra ingresos de las otras actividades se incrementa sustancialmente al pasar de un promedio del 26% al 57%. De seis (6) empresas que superaban el 40% de esta relación antes de la depuración, se incrementó a catorce (14) empresas después de la misma, cuatro (4) de ellas superando el 100%, lo más significativo de este ejercicio es que se redujo de seis (6) empresas a una (1) las empresas que no tenían gastos relacionados con sus ingresos.
Ello indica que no se puede afirmar que los gastos de AOM de las empresas están apropiadamente clasificados de acuerdo a las actividades a los que están asociados, ni que es posible para las empresas realizarlo con la calidad y oportunidad necesarias para el proceso de regulación, debido a la ausencia de una separación contable adecuada.
Dicho en otras palabras, los gastos de AOM reportados por las empresas para las actividades de distribución y comercialización de gas domiciliario por red de tuberías, podrían contener rubros de gastos asociados a otros negocios que las empresas ofrecen simultáneamente con las actividades de D&C.
Como resultado, se observa en el siguiente gráfico que los niveles de gastos totales de AOM son apropiados en la mayoría de los casos, cuando se les compara con los ingresos totales (ver Gráfico 8).
De no ser así, las empresas no estarían presentando la salud financiera descrita más adelante (establecida a partir de sus informes financieros), y por consiguiente, esta Comisión habría recibido solicitudes de revisión tarifaria amparadas por el artículo 126 de la Ley 142 de 1994, durante la vigencia de la Resolución 011 de 2003.
Gráfico 8. Relaciones de gastos totales en AOM respectoa los ingresos totales – 2013
Fuente: SUI, Empresas Distribuidoras. Elaboración CREG
Una vez analizado lo anterior, se reitera la conclusión que existen problemas de asimetrías de información y que dadas las características de esta información contable, en especial, la relación que estos costos y gastos tienen con la prestación del servicio, se advierte que estas no pueden ser fácilmente aclaradas y precisadas puesto que los registros son deficientes y no se podrían obtener con la calidad y en la oportunidad requerida por la CREG.
Así mismo, se confirma la existencia de un incentivo natural para que las empresas actúen de manera estratégica a fin de obtener beneficios de su información privada (i.e. contable y financiera) desde lo establecido por la regulación.
De aprobarse los cargos de distribución con estos problemas de información, se presentarían incrementos en los gastos AOM actualmente reconocidos, en un promedio ponderado del 54%. En la siguiente tabla se presentan esos incrementos en los principales mercados del país.
Tabla 3. Variación de los gastos AOM vigentes y las solicitudes de cargos de distribución (dic. 2014)
193. Consecutivo solicitudes 194. Relación AOM Solicitado (Resolución CREG número 202 de 2013) versus AOM Vigentes (Resolución CREG 11 de 2003)
195. 1 196. 13%
197. 2 198. 43%
199. 3 200. 155%
201. 4 202. 30%
203. 5 204. 101%
205. 6 206. 37%
207. 7 208. 61%
209. 8 210. 175%
211. 9 212. 2%
213. 10 214. 77%
215. 11 216. 87%
217. 12 218. 1.079%
219. 13 220. 374%
221. 14 222. 219%
223. 15 224. 8%
225. 16 226. 115%
227. Mínimo 228. 2%
229. Máximo 230. 1.079%
Estas variaciones tan significativas en los niveles de los gastos AOM podrían ser justificadas si la situación financiera real por parte de las empresas no fuera suficiente y se viera comprometida la prestación del servicio.
Sin embargo, se pudo verificar que las empresas de distribución de gas combustible gozan, en general, de una buena salud financiera (ver Gráfico 9 y Gráfico 10).
La relación EBIDTA(3) sobre activos totales de las empresas fue en promedio de 9.6%, con un mínimo en 1% (descontada la empresa S) y un máximo en 24.3%).
De forma similar, las razones de rentabilidad sobre activos (ROA) y rentabilidad sobre capital (ROE) muestran que las empresas tuvieron resultados en promedio de 12.1% y 14.1%, respectivamente.
Estos indicadores estándar, en cualquier evaluación financiera, sugieren que el actual esquema de negocios de las empresas, soportado por la estructura de ingresos y gastos establecida por la Resolución CREG 011 de 2003 y sus modificatorias, es viable bajo el principio de suficiencia financiera.
Gráfico 9. Relación EBIDTA sobre Activos totales de la empresa (%) – 2013
Gráfico 10. Razones ROA y ROE de las empresas – 2013
Una vez realizados estos análisis, la comisión concluye que aprobar los cargos de distribución en estas condiciones, conllevaría el traslado de una gestión ineficiente de las empresas a las tarifas que deben ser asumidas por los usuarios, por fuera de los lineamientos de la Ley 142 de 1994, entre otros, asumiendo costos y gastos que en algunos casos no estarían asociados a la actividad de distribución de gas combustible dentro de la prestación del servicio público domiciliario.
De otro lado, un análisis de la relación de gastos de AOM y el valor de activos reportados a la fecha de corte, de las empresas distribuidoras de gas combustible por redes, muestra que estos gastos están entre el 4% y 22% y en promedio en un 14%, mientras otras actividades similares como transmisión y distribución de energía muestran que estos porcentajes están en promedio entre el 5.33% y 4.03%, respectivamente.
Una comparación realizada entre empresas distribuidoras de gas en Australia muestra que los costos operacionales, incluidos los de administración y mantenimiento, como porcentaje de la base de activos regulatorios (Regulatory asset base – RAB), está entre el 2.5% y 7.04% tomando referencia desde el año 2005 al 2013.
Tabla 4. Porcentajes de gastos operacionales en relación con la base de activos regulatoria de las empresas de distribución en Australia
Table A7 Operating espenditure as a percentage of RAB
Fuente: Gas Distribution Benchmarking Acil Allen Consulting – 2014 -report to Atco Gas.
Ilustración 1. Porcentajes de gastos operacionales en relación con la base de activos regulatoria de las empresas de distribución en Australia
De acuerdo con lo anterior se puede observar, que en algunos casos los porcentajes solicitados por concepto de AOM en relación con la inversión están muy elevados en relación con otros sectores similares o con empresas distribuidoras de gas internacionales.
Para los mercados nuevos y en relación con la definición de los gastos de AOM eficientes la Resolución CREG 202 de 2013 establece:
“…9.7.3 Mercados relevantes de distribución para el siguiente período tarifario conformados por municipios nuevos.
El distribuidor deberá presentar la proyección de gastos de AOM durante el horizonte de proyección de veinte (20) años. El promedio de los cinco (5) años será el utilizado para la comparación en la metodología de Frontera Estocástica.
La determinación de los Cargos de Distribución correspondientes a AOM de los municipios nuevos que conformarán el Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente período tarifario, se hará conforme se establece en el numeral 10.3., del Anexo 10 de la presente resolución”.
En el Anexo 10 de la Resolución CREG 202 de 2013, en relación con los mercados nuevos se establece:
“…2.Conforme a las proyecciones de AOM incluidas en la solicitud tarifaria, se tomará como AOM reportado el promedio simple de los AOM anuales proyectados para los cinco años del período tarifario de las actividades de distribución y comercialización para el Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente período tarifario que fueron reportados en la solicitud tarifaria; y se compara con el AOM estimado por la función definida mediante la frontera estocástica así:
AOMn eficiente = min[AOMn estimado, AOMn reportado]
Si AOMkeficiente = AOMkreportado, se reconocerá el 100% de los gastos de AOM de la actividad de distribución reportado y proyectado para el mercado relevante o municipios nuevos.
Si AOMkeficiente = AOMkestimado, el porcentaje (%) de gastos AOM que se le reconocerá para efectos tarifarios será la relación entre el AOM eficiente y el AOM reportado por la empresa…”.
Durante el proceso tarifario, en las solicitudes para cargos de distribución en mercados nuevos, se detectó que algunas empresas presentan una proyección de gastos AOM errática, y que no tienen ninguna relación de proporcionalidad con la demanda que se pretende atender, como se observa en la siguiente gráfica:
Se observa entonces que dado que sólo se compara el promedio de los gastos AOM de los primeros cinco años, para la definición de los gastos eficientes a reconocer, existe un incentivo a proyectar en el período de los 20 años, gastos sin ninguna relación con la demanda a atender, buscando un reconocimiento mayor al eficiente.
De acuerdo con todo lo anterior, se considera que aprobar los cargos de distribución utilizando la frontera estocástica resultante del reporte original de la información contable reportada por las empresas, generaría dudas sobre la correcta y eficiente remuneración de los gastos de AOM en los cargos de distribución.
Se considera entonces pertinente, razonable y necesario, como parte del régimen tarifario, así como de acuerdo con las finalidades que cumple el ejercicio de la función regulatoria en materia tarifaria con la que cuenta esta Comisión, frente a los gastos de AOM resultantes de la aplicación de lo establecido en la Resolución CREG 202 de 2013, revocar el numeral 9.7 del artículo 9º de la Resolución CREG 202 de 2013, correspondiente a Gastos de administración, operación y mantenimiento, AOM, así como el Anexo 10 de la Resolución CREG 202 de 2013, Modificado por las resoluciones CREG 138 de 2014 y 125 de 2015, correspondiente a metodología para establecer el costo eficiente de administración, operación y mantenimiento, AOM, de la actividad de distribución de gas combustible, en atención a las causales previstas en los numerales 1º y 2º del artículo 93 de la Ley 1437 de 2011.
La inversión base es la que se reconoce en los cargos de distribución y debe corresponder al dimensionamiento del sistema de distribución de acuerdo con la demanda de volumen, sistema valorado con los costos eficientes establecidos para cada una de las unidades constructivas.
La inversión base está dividida en:
i) la inversión existente (IE).
ii) la inversión programada en nuevas inversiones que fue reconocida y ejecutada en el período tarifario vigente (IPE).
iii) la inversión ejecutada durante el período tarifario vigente y no prevista en el programa de nuevas inversiones (INPE).
iv) el programa de nuevas inversiones para municipios Nuevos (IPNI).
v) la reposición de inversión existente durante el período tarifario vigente o inversión de reposición de activos de la inversión existente (IRAIE).
La inversión base comprende la inversión realizada o la inversión a realizar en:
a) Activos inherentes a la operación (estaciones de puerta de ciudad, gasoductos, estaciones de regulación, accesorios entre otros);
b) Otros activos (maquinaria y equipos, muebles, equipos de cómputo y comunicación, sistema de información);
c) Activos asociados al control de la calidad del servicio.
Ahora bien, la inversión base se valora conforme a los costos de unidades constructivas que han sido definidos en los anexos 4, 5, 6 y 8 de la Resolución CREG 202 de 2013 y de acuerdo con la fecha en que se realizaron o realizarán los activos.
Así mismo, en la remuneración de la inversión se discriminan los cargos de distribución que son financiados con recursos públicos de aquellos que son pagados con recursos propios de la empresa, de tal manera que los prestadores puedan aplicar lo dispuesto en el artículo 87.9 de la Ley 142 de 1994, modificado por el artículo 99 de la Ley 1450 de 2011, para que este componente no sea cobrado en la tarifa.
En el análisis tarifario correspondiente a inversión base, se evidenciaron hallazgos relevantes respecto del componente de otros activos, unidades constructivas con que se valoran los activos y la inversión financiada con recursos públicos, los cuales entramos a detallar a continuación.
3.1. Otros activos
Según lo señalado en el numeral 9.4, literal b) de la Resolución CREG 202 de 2013, los otros activos reportados por las empresas no pueden superar el monto en activos inherentes en operación e inversiones en terrenos e inmuebles, por el porcentaje establecido conforme al Anexo 9 de la misma resolución.
Mediante la Circular CREG 105 de 2015 y según lo dispuesto en el numeral 9.1, del Anexo 9, para la determinación de otros activos, se definió una función de regresión lineal que considera las variables de gastos de AOM y kilómetros por área, tal y como se describe en la siguiente ecuación:
ln(otros activos)= -4.00 + 1.19 ln(AOM) + 0.91 ln(km/área)
Teniendo en cuenta que la función toma como insumo el valor de gastos de administración, operación y mantenimiento, AOM, resultante de la aplicación de lo dispuesto en el Anexo 10 de la Resolución CREG 202 de 2013, los problemas encontrados en la medición de los gastos de AOM, así como la calidad de la información contable y las asimetrías en dicha información, afectaron el cálculo del porcentaje de remuneración por “otros activos”.
En algunos casos, la información correspondiente a kilómetros de red de tubería reportada por las empresas para el año 2013 y que se utilizó como insumo para la función de regresión presenta diferencias respecto a la presentada en las solicitudes tarifarias (ver gráfico 12). Por ejemplo, las empresas I, T, S, reportaron respectivamente 27.7, 33.7 y 40.1% menos kilómetros para la estimación de las funciones óptimas (respecto a los kilómetros reportados para las solicitudes), mientras que la empresa K presenta 35% más para el cálculo de sus cargos tarifarios respecto al ejercicio estadístico.
Gráfico 12. Diferencias en los kilómetros reportados para la estimación de funciones óptimas y las solicitudes de cargos de distribución (Apligas)
Es claro que estas diferencias indican un manejo no uniforme de la información proporcionada por las empresas para las diferentes fuentes, cuya motivación no es comprensible para la comisión.
Adicionalmente, en el análisis de las solicitudes de aprobación de cargos de distribución, se encontró que en algunos mercados de empresas no incluidas en la determinación de las funciones óptimas, los porcentajes de otros activos a reconocer superan el 70%, los cuales son prima facie totalmente ineficientes y afectarían considerablemente el monto de inversión base a reconocer.
Ahora bien, luego de evidenciar la posible inclusión dentro de las cuentas de otros activos de gastos correspondientes a actividades diferentes a la actividad de distribución de gas combustible por redes y con el propósito de subsanar la calidad de información, mediante autos se requirió a las empresas declarar, clasificar y certificar nuevamente la información de los rubros contables correspondiente a otros activos. Para esto se solicitó que en esa clasificación se discriminara claramente en las cuentas contables, los valores correspondientes a otros negocios que no forman parte de la actividad de distribución de gas combustible por redes de tubería, señalando específicamente que dentro de las actividades no remuneradas en los cargos de distribución, conforme a las metodologías tarifarias establecidas por la CREG, se encuentran, entre otras, las siguientes:
• Transporte y almacenamiento de gas natural comprimido (GNC).
• Servicio de gas natural vehicular (GNV).
• Construcción y AOM de los equipos requeridos para la conexión de las estaciones de servicio de gas natural vehicular (GNV).
• Transporte a granel de GLP.
• Transporte de GLP por cilindros.
• Conexión de usuarios (construcción de acometidas, e instalación de medidores y revisión previa).
• Corte, reconexión y reinstalación del servicio.
• Construcción y/o instalación de redes internas.
• Revisión de instalaciones internas.
• Venta, calibración e instalación de medidores.
• Servicios de laboratorios de metrología.
• Programas de financiación de gasodomésticos, redes internas, medidores, otros.
• Comercialización de gas.
• Otras actividades o negocios.
De acuerdo con lo anterior y conforme al reporte solicitado de la aclaración por parte de las empresas se evidenció en varios casos la necesidad de ajustes al reporte de información entregado con anterioridad por cuenta de errores en sus datos. En el gráfico 13 se muestra que el ajuste de la información de otros activos superó en algunos casos, el 60% de los valores presentados originalmente para la estimación de las funciones óptimas requeridas para la determinación de los porcentajes de otros activos a reconocer en los cargos de distribución.
Gráfico 13. % Depuración de otros activos por otros negocios
De acuerdo con todo lo anterior, se considera que aprobar cargos de distribución utilizando la función de regresión lineal resultante del reporte original de información de kilómetros y la información contable suministrada por las empresas, generaría dudas sobre la correcta y eficiente remuneración de otros activos en los cargos de distribución.
De conformidad y en concordancia con los fundamentos en que se sustenta el ejercicio llevado a cabo para determinar los gastos eficientes de otros activos, se considera pertinente, razonable y necesario revocar el Anexo 9 de la Resolución CREG 202 de 2013, Modificado por las resoluciones CREG 138 de 2014 y 125 de 2015, correspondiente a otros activos, en atención a la causal prevista en los numerales 1º y 2º del artículo 93 de la Ley 1437 de 2011.
3.2. Valoración de activos - Unidades constructivas de Cali, Floridablanca y otros municipios de Antioquia
Mediante la Resolución CREG 011 de 2003 se establecieron los criterios generales para remunerar las actividades de distribución y comercialización de gas combustible, y se dispusieron las fórmulas generales para la prestación del servicio público domiciliario de distribución de gas combustible por redes de tubería.
La metodología tarifaria dispuesta en la Resolución CREG 011 de 2003, entró en vigencia en febrero de 2003, y de conformidad con el artículo 126 de la Ley 142 de 1994, tendría vigencia hasta tanto la comisión no fijara una nueva metodología.
El numeral 7.1, literal b) del artículo 7º de la Resolución CREG 011 de 2003 establece:
“b) Programa de nuevas inversiones en activos inherentes a la operación y en otros activos
Los activos correspondientes al programa de nuevas inversiones se reportarán de acuerdo con las unidades constructivas que se presentan en el Anexo 1 de la presente resolución”.
Así mismo, el numeral 7.9 del artículo 7º de la Resolución CREG 011 de 2003 determina que:
“7.9 Unidades constructivas
Para la identificación y valoración de sistemas de distribución de gas combustible por redes de tubería, se adoptan las unidades constructivas definidas en el Anexo 1 de la presente resolución.
PAR. 1º—Excepto los activos incluidos en el rubro de otros activos, los terrenos e inmuebles y los casos justificados por los agentes, basados en reglamentación especial o condiciones extraordinarias, no se admitirán para el cálculo tarifario, unidades constructivas diferentes a las establecidas en la presente resolución. Los activos respectivos deberán clasificarse, directamente o por homologación, en las unidades constructivas establecidas”.
En el Anexo 2 de la Resolución CREG 011 de 2003 se establecieron los costos unitarios de las unidades constructivas con las cuales se remuneran las inversiones que se realizasen en el correspondiente periodo tarifario de vigencia de dicha resolución.
De esta manera, la Resolución CREG 011 de 2003 estableció la forma y los costos con los cuales se reconocen los activos que se construyeron en el periodo tarifario de su vigencia hasta la siguiente revisión tarifaria, la cual se dio mediante la Resolución CREG 202 de 2013.
Esta disposición incluía las remuneraciones de activos de las ciudades de Cali, Floridablanca y “otros municipios de Antioquia”, las cuales tenían esta señal de reconocimiento de costos de unidades constructivas, y con la misma se tomó la decisión empresarial, autónoma, de construir esos activos durante el período tarifario de su vigencia.
Posteriormente, mediante la expedición de la Resolución CREG 202 de 2013 se fijaron los criterios generales para remunerar la actividad de distribución de gas combustible por redes de tubería y se derogaron todas las disposiciones que le eran contrarias, entre ellas la Resolución CREG 011 de 2003 en lo relativo solo a distribución de gas combustible por redes de tubería.
Para efectos metodológicos, la Resolución CREG 202 de 2013 definió una fecha de corte hasta la cual se tomaría la información de activos existentes que los distribuidores hubiesen construido en periodos tarifarios anteriores o en el que culmina y la demanda de volumen obtenida para efectos de cálculo de cargos de distribución.
En el artículo 9º numeral 9.5 de la Resolución CREG 202 de 2013 se establece con respecto a la inversión base:
“La inversión base estará comprendida por la inversión existente, IE, la inversión en nuevas inversiones que fue reconocida y ejecutada en la anterior revisión tarifaria, IPE, la inversión ejecutada durante el período tarifario que culmina y no prevista en el programa de nuevas inversiones, INPE, y el programa de nuevas inversiones para municipios nuevos, IPNI.
Los distribuidores deberán elaborar para la solicitud tarifaria un inventario de activos de acuerdo con cada inversión así:
a) Inversión existente, IE: Inversión reconocida como existente en la última revisión tarifaria, correspondiente a activos reconocidos antes que iniciara el período tarifario que culmina, homologada a las unidades constructivas definidas en el período tarifario que culmina y valoradas a los costos reconocidos en dicho momento y ajustados conforme se encuentran definidas en el Anexo 4 y Anexo 5. Estas inversiones deberán estar expresadas a pesos de la fecha base;
b) Inversión Programada en nuevas inversiones que fue reconocida y ejecutada en la anterior revisión tarifaria (IPE): Inversión en activos que fueron reportados en el programa de nuevas inversiones en la anterior solicitud tarifaria y que se ejecutaron hasta la fecha de corte, homologadas a las unidades constructivas y valoradas a los costos unitarios que fueron establecidos en la Resolución CREG 011 de 2003 y ajustados conforme se relacionan en el Anexo 6. Esta inversión debe estar expresada a pesos de la fecha base;
c) Inversión ejecutada durante el período tarifario y no prevista en el programa de nuevas inversiones, INPE: Inversión en activos que fueron ejecutados hasta la fecha de corte y que no fueron reportados en el programa de nuevas inversiones, homologados a las unidades constructivas y valorados a los costos establecidos en la Resolución CREG 011 de 2003 y listados en el Anexo 6. Estas podrán incluir la reposición de Inversión Existente (IE) ejecutada durante el período tarifario que culmina. En caso de corresponder a nuevas unidades constructivas se toma el valor de estas tal y como están definidas en el Anexo 8. Esta inversión expresada a pesos de la fecha base;
d) programa de nuevas inversiones para municipios nuevos, IPNI: Inversión a reconocer para el programa de nuevas inversiones que se realizará en el siguiente período tarifario. Esta deberá ser homologada a las unidades constructivas que se definan para el Siguiente período tarifario y valorada a los costos unitarios que se establecen en esta Resolución y que están definidos en el Anexo 8. Esta inversión debe estar expresada a pesos de la Fecha Base;
e) Inversión base de reposición de activos, IRAIE: Inversión a reconocer para el programa de reposición de activos de la inversión existente, IE, que se realizará durante el siguiente período tarifario. Esta deberá ser homologada a las unidades constructivas que se definan para el siguiente período tarifario y valorada a los costos unitarios que se establecen en esta resolución en el Anexo 8. Esta inversión debe estar expresada a pesos de la fecha base…”.
Así mismo, en el numeral 9.6 del artículo 9º de la Resolución CREG 202 de 2013, se determinó sobre las unidades constructivas lo siguiente:
“Para la identificación y valoración de sistemas de distribución de gas combustible por redes de tubería, se adoptan las unidades constructivas, las cuales se desagregan para cada tipo de inversión así:
9.6.1. unidades constructivas para la valoración de la inversión en activos existente, IE: La Inversión Existente correspondiente a activos realizados antes del período tarifario anterior (Resolución CREG 011 de 2003), será valorada de acuerdo con las unidades constructivas y los costos unitarios, ajustados a la fecha base, definidos en el Anexo 4 y Anexo 5 de esta resolución.
9.6.2. unidades constructivas para la valoración de la inversión programada en nuevas inversiones que fue reconocida y ejecutada en la anterior revisión tarifaria, IPE, o Inversión ejecutada durante el período tarifario y no prevista en el programa de nuevas inversiones, INPE: Los activos realizados durante el período tarifario anterior (Resolución CREG 011 de 2003), serán valorados de acuerdo con las unidades constructivas y los costos unitarios, ajustados a la fecha base, indicados en el Anexo 6 de esta resolución. Sólo se utilizará las del Anexo 8 en los casos de unidades constructivas no definidas en el Anexo 6 o de las definidas en el Anexo 6 pero que se construyeron en Cali, Floridablanca y otros municipios de Antioquia con posterioridad al establecimiento de normas técnicas superiores a las normas nacionales de construcción. Las unidades constructivas Especiales, que fueron ejecutadas serán valoradas a los costos reconocidos en las resoluciones particulares y ajustadas a la fecha base.
9.6.3. unidades constructivas para valoración del programa de nuevas inversiones para municipios nuevos, IPNI: La inversión en activos que forman parte del programa de nuevas inversiones que se realizará en el siguiente período tarifario, deberán ser homologadas a las unidades constructivas y consideradas a los costos unitarios ajustados a la fecha base, que se establecen en el Anexo 8 de esta resolución…”.
La comisión, en desarrollo de los estudios efectuados para la expedición de la nueva metodología de remuneración de la actividad de distribución de gas combustible por redes de tubería, escogió a la firma Itansuca para realizar el estudio de unidades constructivas con el propósito de actualizar los costos eficientes de las unidades constructivas existentes, además de definir nuevas unidades, como resultado de los avances tecnológicos, de materiales o de mayores exigencias constructivas en las grandes ciudades, así como de seguridad en la operación de las redes de distribución.
Durante la realización del mismo, las empresas presentaron mayores especificaciones por exigencias de normas técnicas regionales. De acuerdo con este estudio y otros adicionales, se definió el Anexo 8 de la Resolución CREG 202 de 2013 en donde se establecieron grupos de costos dependiendo de las normas que aplicaran. Este anexo se aplicó para los activos que se construyan en vigencia de la nueva metodología definida en la Resolución CREG 202 de 2013, y en adelante.
De acuerdo con lo anterior, es claro que las empresas de servicios públicos que operan en las ciudades de Cali, Floridablanca y “otros municipios de Antioquia”, durante la vigencia de la Resolución CREG 011 de 2003, construyeron sus activos de distribución teniendo en cuenta que la comisión reconocería estos, conforme a los costos de unidades constructivas definidos en la Resolución CREG 011 de 2003.
La Resolución CREG 202 de 2013 incurrió en una inconsistencia al establecer que los costos del Anexo 8 se aplicarían a las unidades constructivas construidas en Cali, Floridablanca y “otros municipios de Antioquia”, durante el periodo de vigencia de la Resolución CREG 011 de 2003, esto considerando la claridad de las señales de inversión que ofrecía la mencionada Resolución CREG 011 de 2003 y a que el propósito del Anexo 8 es definir los costos con los cuales se remunerarán las inversiones que se realizarían durante el periodo tarifario que se iniciaba con la nueva metodología.
Con las precisiones formuladas se puede afirmar que el régimen tarifario vigente para el sector de distribución de gas combustible por red de tuberías entre los años de 2003 y 2013 fue el determinante de la inversión realizada en esos años, tal como lo demuestra la historia del desarrollo de esta actividad en el país, la cual se expandió sin requerir de los incrementos dispuestos con posterioridad, descritos en el Anexo 8 de la Resolución CREG 202 de 2013, desconocidos al momento de ejecutar las obras.
El artículo 87 de la Ley 142 de 1994 establece que el régimen tarifario estará orientado por, entre otros, el criterio de eficiencia económica, según el cual el régimen de tarifas procurará que estas se aproximen a lo que serían los precios de un mercado competitivo, y que las fórmulas tarifarias no pueden trasladar a los usuarios los costos de una gestión ineficiente.
En este sentido, la inconsistencia del numeral 9.6.2, de la Resolución CREG 202 de 2013, señalado anteriormente, afecta el cálculo de los cargos de distribución y la correspondiente tarifa final a cobrarse en los casos de las ciudades de Cali, Floridablanca y “otros municipios de Antioquia”. Los usuarios de estos tres municipios del país pueden, por tanto, exponerse a tarifas significativamente alteradas e ineficientemente incrementadas por cuenta del reconocimiento de un mayor costo de las inversiones realizadas por las empresas prestadoras en esos municipios, establecido por la inconsistencia en dicha disposición.
Teniendo en cuenta lo anterior, se hace necesario revocar del numeral 9.6.2 de la Resolución CREG 202 de 2013 el aparte correspondiente a: “…o de las definidas en el Anexo 6 pero que se construyeron en Cali, Floridablanca y otros municipios de Antioquia con posterioridad al establecimiento de normas técnicas superiores a las normas nacionales de construcción”, en atención a la causal prevista en los numerales 1º y 2º del artículo 93 de la Ley 1437 de 2011.
3.3. Inversiones efectuadas con recursos públicos
Dentro de la inversión base se tienen en cuenta las realizadas a través de los convenios aprobados con recursos públicos. Estos recursos, en especial aquellos financiados con recursos del Fondo Especial Cuota de Fomento, se destinan a promover y cofinanciar proyectos orientados al desarrollo de infraestructura para el uso del gas natural en los municipios y el sector rural, prioritariamente dentro del área de influencia de los gasoductos troncales, y que tengan el mayor índice de necesidades básicas insatisfechas, NBI, con sujeción a lo establecido en la reglamentación que para este efecto expide el Ministerio de Minas y Energía.
Los recursos públicos permiten viabilizar y/o incentivar la construcción de infraestructura para el uso del gas combustible por redes de tubería en las poblaciones que no son atractivas para que las empresas privadas lleven el servicio, por condiciones tales como localización, tamaño y demanda del servicio.
Estos aportes se hacen con fundamento en el artículo 87.9 de la Ley 142 de 1994, modificado por el artículo 99 de la Ley 1450 de 2011, el cual establece que:
“Las entidades públicas podrán aportar bienes o derechos a las empresas de servicios públicos domiciliarios, siempre y cuando su valor no se incluya en el cálculo de las tarifas que hayan de cobrarse a los usuarios y que en el presupuesto de la entidad que autorice el aporte figure este valor. Las comisiones de regulación establecerán los mecanismos necesarios para garantizar la reposición y mantenimiento de estos bienes. Lo dispuesto en el presente artículo no es aplicable cuando se realice enajenación o capitalización de dichos bienes o derechos”.
La norma establece que dentro del cobro de las tarifas se descuenten los valores correspondientes a los montos de las inversiones que son financiados con recursos públicos, permitiendo que el usuario obtenga una tarifa final con un menor impacto a nivel de precio sin perjuicio de efectos tales como hacerla competitiva frente a otros energéticos. Esto hace parte de la política del Gobierno Nacional en materia de recursos públicos y subsidios dentro de la prestación de los servicios públicos domiciliarios.
La Comisión de Regulación de Energía y Gas en sus actos administrativos particulares, discrimina de los cargos de distribución el valor correspondiente al componente de inversión financiada con recursos públicos y el que corresponde al componente de inversión de recursos propios de la empresa, de tal manera que la primera sea fácilmente identificable, para no ser cobrada en la tarifa a los usuarios por parte del prestador del servicio.
Este componente del cargo de distribución correspondiente a inversión financiada con recursos públicos refleja el aporte que hace el Estado con el fin de que el usuario no asuma la totalidad del costo de prestación del servicio público de distribución de gas combustible por red y sólo asuma el costo eficiente del mismo. Este aporte viabiliza la prestación del servicio a estas poblaciones por parte de empresas privadas interesadas.
Adicionalmente, una vez realizadas las inversiones en la red de distribución, cofinanciadas por Estado, los usuarios deciden conectarse a la red tomando en cuenta la tarifa final calculada con el beneficio de no traslado de la totalidad del costo de la inversión, en la proporción financiada por el Estado. Este beneficio constituye la razón por la cual, a dichos usuarios, no se les puede trasladar el costo de una inversión ineficiente ejecutada por el prestador del servicio con posterioridad a su conexión a la red.
Dentro de los criterios de elegibilidad de algunos fondos, como el Fondo Especial Cuota de Fomento se encuentra el de determinar si el costo de prestación del servicio de distribución de gas natural por red al usuario final es igual o menor al costo de prestación del servicio público domiciliario de gas licuado del petróleo en cilindros al usuario final, en cada municipio en donde no se haya iniciado la prestación del servicio. Los costos de la prestación de los dos servicios son calculados de acuerdo con las metodologías tarifarias vigentes establecidas por la CREG, y comparados con su equivalente en energía. De manera integral, se verifica que el proyecto sea funcional, presente costos razonables y que sea sostenible en su horizonte de vida.
El proyecto escogido obtiene el concepto de elegibilidad favorable e ingresa al proceso de priorización, de acuerdo con lo establecido en el Decreto 3531 de 2004(4).
El proceso de priorización ordena los proyectos de acuerdo a un índice de priorización, INPRI, definido por la Unidad de Planeación Minero-Energética, UPME, en la Resolución UPME-0417 del 29 de septiembre de 2010, la cual tiene en cuenta entre otros los siguientes criterios:
(i) Índice de necesidades básicas insatisfechas, NBI, definido por el Departamento Nacional de Estadística (DANE); (ii) Número de usuarios directamente beneficiados con el proyecto; (iii) Cofinanciación, distinta de la que se solicita al fondo, respecto del valor total del proyecto de infraestructura; y (iv) Demanda de gas natural esperada por el proyecto.
Ahora bien, mediante el estudio y análisis de la información requerida a través de las solicitudes de aprobación de cargos con base en la presente metodología, la comisión encuentra que en muchos de los mercados que cuentan con cofinanciación de recursos públicos, los cargos de distribución solicitados por las empresas no son acordes con los que fueron aprobados con la metodología vigente al momento de acometer las inversiones cofinanciadas por el Estado y tampoco mantiene la relación en la participación de dineros públicos y privados en la inversión del proyecto.
Así mismo, se evidencia que las demandas reales alcanzadas en la fecha de corte son inferiores a las proyectadas por las empresas en sus solicitudes de aprobación del cargo promedio de distribución, conforme a la Resolución CREG 011 de 2003 y, a pesar de esto, las empresas ejecutaron un monto de inversiones superior al programado por ellas para el periodo tarifario anterior y con base en las cuales fueron asignados los recursos públicos al proyecto de distribución (ver Gráfico 14).
En las siguientes gráficas se muestran los mercados que cuentan con recursos públicos y se observa que en varios de estos, para la fecha de corte, las inversiones realizadas sobrepasaron el 100% de las proyectadas en los convenios de cofinanciación suscritos con las entidades públicas correspondientes, montos de dinero con los cuales se definió el cargo de distribución conforme a la Resolución CREG 011 de 2003.
De forma inversa a la ejecución de dineros públicos en cada proyecto se observaron las demandas reales en esa misma fecha de corte, las cuales estuvieron por debajo del 100% de las proyectadas bajo la misma resolución.
Este hecho permite concluir que a pesar de que hubo menos demanda a la estimada se hicieron mayores inversiones.
Gráfico 14. Inversión y demanda actual Vs. Proyectada con la Resolución CREG 011 de 2003
Fuente: CREG con información de solicitudes tarifarias y resoluciones de aprobación de cargos conforme a la metodología Resolución CREG número 011 de 2003.
Gráfico 15. Inversión y demanda actual Vs. Proyectada con la Resolución CREG 011 de 2003 (Cont.)
Hay que tener en cuenta que los subsidios, como mecanismo que hace parte de una política pública del Estado, a fin de garantizar el acceso a los servicios públicos, deben ser coherentes y concordantes con la remuneración de las actividades que hacen parte del servicio público domiciliario en condiciones de eficiencia, como lo dispone la Ley 142 de 1994, al considerarlos como un menor valor del costo del servicio.
En este sentido, para efectos de llevar a cabo la aprobación de los cargos de distribución, como parte del régimen tarifario, de acuerdo con lo previsto en el artículo 85 de la Ley 142 de 1994, de acuerdo con las finalidades que cumple el ejercicio de la función regulatoria en materia tarifaria con la que cuenta esta comisión y en aplicación del criterio de eficiencia, se deben mantener las condiciones que cumplió el mercado relevante de distribución para la asignación de los recursos públicos por parte de los fondos o entes territoriales y la señal de expansión y cobertura otorgada con los cargos aprobados conforme a la metodología de la Resolución CREG 011 de 2003.
No obstante lo anterior, con lo previsto en la actual metodología, se reconocen costos mayores de inversión del proyecto que implican incrementos para los usuarios, es decir, que estén por encima del costo medio que con anterioridad fue definido, así como que se reduciría la proporción de los aportes del Estado en las inversiones, anulando el objetivo de política pública trazado en el proceso de priorización y en el mecanismo de promoción de expansión del servicio.
De acuerdo con lo anterior, es indispensable con el fin de dar cumplimiento a los principios en que se sustenta la prestación del servicio público domiciliario de gas combustible, principalmente, en el marco de la prestación eficiente del mismo; el mantener la señal de eficiencia que se ha dado dentro de la remuneración de la actividad de distribución de gas combustible, así como la finalidad que persigue la política pública en materia de subsidios en relación con el costo que debe ser trasladado al usuario.
Tal como se ha precisado, la comisión debe garantizar que la remuneración de las actividades que hacen parte de estos servicios, así como las tarifas o cargos que se definan, permitan la inversión de activos por parte de las empresas y remuneran los costos eficientes en que incurran a efectos de que la prestación del servicio se haga de manera eficiente.
De acuerdo con esto, se debe garantizar dentro de la remuneración de las tarifas que estas han de permitir la prestación, continua e ininterrumpida del servicio, sin embargo, esta se debe realizar de manera eficiente, por lo que esta no puede ser a cualquier costo, en especial cuando ese costo represente una gestión ineficiente por parte de las empresas.
Por lo tanto, no todo activo, ni todo costo o gasto destinado a la prestación del servicio debe ser remunerado, sino sólo aquel que se encuentre en condiciones de eficiencia de acuerdo con lo previsto en cada metodología.
En este orden, el criterio de eficiencia económica dentro de la remuneración de cada una de las actividades de los servicios públicos de energía eléctrica y gas combustible, no puede llevar a entender que la comisión debe remunerar cualquier tipo de activos o de costos o gastos solicitados por la empresa, como sería el caso que aquí se expone.
Esto, bajo justificaciones relativas a que dicho reconocimiento permitiría llevar a cabo la prestación continua e ininterrumpida del servicio, conllevando el reconocimiento de inversiones por fuera de valores eficientes, así como trasladar a los usuarios los costos de los activos, el mantenimiento de los mismos y demás gastos en que incurran las empresas que sean considerados ineficientes, lo anterior.
Como parte del criterio de eficiencia y en aplicación del régimen tarifario en el caso de las inversiones realizadas con recursos públicos, los valores obtenidos de inversión por el distribuidor pueden resultar superiores o inferiores a aquellos determinados por el regulador, por lo que estos deben tener en cuenta la señal de eficiencia en la expansión indicada por el regulador relacionada con el costo medio aprobado.
Por el contrario, el reconocimiento de inversiones más allá de la señal del costo medio aprobado en cada convenio de cofinanciación, no correspondería a una señal dada por el regulador, en este sentido, los riesgos en relación con la expansión y las inversiones ejecutadas más allá del costo medio aprobado deberían ser asumidos por el distribuidor atendiendo la señal de eficiencia y no deberían ser incorporados en el cobro final a los usuarios.
De lo contrario, se estaría trasladando una gestión ineficiente de las empresas en relación con las inversiones realizadas, a los usuarios conectados, así como a aquellos que atendiendo el costo final en el cual no se les cobraba un monto de las inversiones, optaron por conectarse a la red distribución.
Del análisis presentado se concluye que dada la afectación al interés general por los efectos de la aplicación el parágrafo 4º del numeral 5.2 del artículo 5º de la Resolución CREG 202 de 2013, modificado por el artículo 2º de la Resolución CREG 138 de 2015, y en atención a las causales previstas en los numerales 1º y 2º del artículo 93 de la Ley 1437 de 2011, es procedente llevar a cabo una revocatoria directa del mismo.
La metodología de distribución para los mercados existentes se definió como de costo medio histórico o corte transversal, en donde los cargos se calculan a partir de la inversión existente y la demanda atendida a una fecha de corte.
Para los mercados nuevos la metodología se diseñó con parámetros de costo medio de mediano plazo, cuyos cargos se establecen a partir de la proyección de inversiones para una proyección de demanda futura.
El corte transversal se estableció considerando que el sector de gas evidenciaba un suficiente grado de madurez, dado que los mercados existentes en donde se encuentran las principales ciudades del país, llevan más de dos periodos tarifarios de operación y cuentan con una cobertura efectiva de usuarios importante.
Así mismo, se había observado que la expansión de los sistemas de distribución era más acorde con las necesidades de atención de la demanda en el corto plazo.
En relación con las proyecciones de demanda de los siguientes 20 años, contados a partir de la aprobación de los respectivos cargos, presentadas por las empresas para la aprobación de cargos de distribución en el periodo tarifario que ahora culmina y conforme a la Resolución CREG 011 de 2003, se notaba que los crecimientos previstos eran muy bajos, lo cual hacía suponer que los mercados ya estaban bien consolidados.
También se observó en las solicitudes de mercados nuevos, en especial aquellos municipios más pequeños, que en las proyecciones de demanda precisamente en el quinto año se llegaba a dicha madurez, dado que las capitales ya contaban en su mayoría con cargos aprobados.
Considerando lo anterior y que era necesario minimizar la incertidumbre en la proyección de las demandas, las cuales de acuerdo con las cifras presentadas por las empresas en el año 2006 para una posible revisión a mitad de periodo tarifario tal como lo indicaba la Resolución CREG 011 de 2003, mostraban que habían sido superadas en varios casos por las demandas reales, se adoptó en la nueva metodología de distribución el corte transversal para los mercados existentes o que cumplían un periodo tarifario y para estos casos utilizar en los cálculos de los cargos la “demanda real total anual”, obtenida por el distribuidor en el año de corte, considerando que la demanda se ajustaba a la infraestructura construida.
De otro lado, la misma metodología sin desconocer que había zonas donde hoy no se contaba con servicio y que eran factibles que llegara el gas a “municipios o mercados nuevos”, optó por el costo medio de mediano plazo en donde los cargos se definen a partir de las proyecciones de inversiones y las proyecciones de demanda estimados por la empresa.
Ahora bien, conforme a las solicitudes tarifarias de los mercados existentes, se encontró que en algunos de estos, los activos reportados a la fecha de corte no tienen una relación con las necesidades de la demanda real reportada a la fecha de corte, lo que indica que se ha adelantado la construcción de activos para que sean tenidos en cuenta en la valoración de inversión existente, sin que se haya conectado aún la demanda para la cual han sido desarrollados, haciendo que la “demanda real total anual”, que es más reducida, pague por activos que serán utilizados por una demanda futura que será mayor.
Por lo tanto, el nivel de uso de estos sistemas de distribución no corresponde a la de un mercado maduro, criterio necesario para la aplicación de la metodología establecida en la Resolución CREG 202 de 2013.
En el Gráfico 16 se muestra el nivel de uso para el año 2014 de los mercados relevantes existentes que fueron conformados mediante resoluciones particulares de la metodología establecida en la Resolución CREG 011 de 2003.
Para definir el nivel de uso de los sistemas de distribución antes indicado, se ha utilizado la información que es reportada al Ministerio de Minas y Energía (en adelante MME), por los Distribuidores y Comercializadores del servicio público domiciliario de gas combustible distribuido por redes, a través de la Circular 9 041 del 18 de noviembre de 2014, en relación con coberturas del servicio y la de consumos reportada al SUI. Esta información corresponde a la del año 2014, fecha de corte utilizada por la Resolución CREG 202 de 2013.
De la información de la circular del MME, se obtiene el número de usuarios residenciales anillados que corresponde al total de usuarios potenciales a ser atendidos, y el número de usuarios residenciales conectados por estrato en cada municipio del país. De la información del SUI se obtienen los consumos promedios por estrato para los mismos municipios.
La multiplicación del número de usuarios conectados por estrato por el consumo promedio del SUI, determina el consumo total de los usuarios conectados. Así mismo la multiplicación del número de usuarios anillados estimado por estrato por el consumo promedio del SUI determina el consumo de los usuarios anillados.
Posteriormente se consolidan los mercados existentes tal y como fueron conformados mediante la Resolución CREG 011 de 2003 y se determinan las relaciones consumo total de usuarios conectados sobre consumo del total de usuarios anillados lo cual determina los niveles de uso de los sistemas de distribución.
De acuerdo con el gráfico 16 se observa que en varios mercados hay un uso de las redes por debajo del 50% lo que indicaría que los agentes esperarían llenar las redes durante los años siguientes o que hicieron una sobreinversión en relación con su demanda a esa fecha.
Gráfico 16. Nivel de uso de la infraestructura de distribución
Fuente: CREG – Datos de las solicitudes y del Minminas.
Este aspecto no se identifica en los mercados nuevos, dado que estos hasta ahora presentan sus proyecciones de inversiones y la proyección de la demanda.
En este punto se debe reiterar que la comisión debe garantizar que la remuneración de las actividades que hacen parte de estos servicios, así como las tarifas o cargos que se definan permitan la inversión de activos por parte de las empresas y los costos en que incurran a efectos de mantener dichos activos y para llevar a cabo la prestación del servicio se haga de manera eficiente.
De acuerdo con esto, se debe garantizar dentro de la remuneración de las tarifas, que estas han de permitir la prestación, continua e ininterrumpida del servicio, sin embargo, esta se debe realizar de manera eficiente, por lo que esta no puede ser a cualquier costo, en especial cuando ese costo represente una gestión ineficiente por parte de las empresas.
Por lo tanto, no todo activo, ni todo costo o gasto destinado a la prestación del servicio debe ser remunerado sino solo aquel que se encuentre en condiciones de eficiencia de acuerdo con lo previsto en cada metodología, así como parte de la aplicación del régimen tarifario.
Igualmente, el criterio de eficiencia económica dentro de la remuneración de cada actividad dentro de los servicios públicos de energía eléctrica y gas combustible, no puede llevar a entender que la Comisión debe remunerar cualquier tipo de activos o de costos o gastos solicitados por la empresa.
En este sentido y con el propósito de llevar a cabo una correcta aplicación de los criterios de eficiencia, la Comisión debe proceder a la revocatoria de los siguientes componentes, así como del numeral señalado, en atención a las causales previstas en los numerales 1º y 2º del artículo 93 de la Ley 1437 de 2011.
Qtk, QResk, del numeral 9.1.1.1 de la Resolución CREG número 202 de 2013, correspondiente a Mercados Relevantes de Distribución para el Siguiente Período Tarifario conformados a partir de Mercados Existentes de Distribución o Agregación de Mercados Existentes de Distribución.
Qtme, (QNoResES+QRes)me, del numeral 9.1.1.2 de la Resolución CREG número 202 de 2013, correspondiente a Mercados Relevantes de Distribución para el Siguiente Período Tarifario conformados a partir de Anexar a Mercados Existentes de Distribución municipios Nuevos, en atención a la causal prevista en el numeral 2º del artículo 93 de la Ley 1437 de 2011.
Qtk, QResk, del numeral 9.2.1.1 de la Resolución CREG número 202 de 2013, modificado por el artículo 4º de la Resolución CREG número 138 de 2014, correspondiente a Mercados Relevantes de Distribución para el Siguiente Período Tarifario conformados a partir de Mercados Existentes de Distribución o Agregación de Mercados Existentes de Distribución.
(QNoResRS+QRes)me, QTme, QResme del numeral 9.2.1.2 de la Resolución CREG número 202 de 2013, modificado por el artículo 4º de la Resolución CREG número 138 de 2014, correspondiente a Mercados Relevantes de Distribución para el Siguiente Período Tarifario conformados a partir de anexar a mercados existentes de distribución municipios nuevos.
Así como del numeral 9.8 del artículo 9º de la Resolución CREG número 202 de 2013, correspondiente a las “Demandas de Volumen”, que los distribuidores deben reportar en su solicitud tarifaria para el año de corte.
5. Naturaleza del acto susceptible de revocatoria
Mediante la Resolución CREG número 202 de 2013 la Comisión establece los criterios generales para remunerar la actividad de distribución de gas combustible por redes de tubería y se dictan otras disposiciones.
Dicha resolución es un acto administrativo de carácter general, impersonal, objetivo y abstracto, mediante el cual se fijan los criterios por los cuales se remunerará la actividad de distribución de gas combustible por red de tubería.
En este sentido, el honorable Consejo de Estado ha señalado reiteradamente las diferencias entre los diferentes actos administrativos, de acuerdo a la pluralidad de personas a que se dirija así:
“En cuanto a su contenido, los actos administrativos se clasifican en generales, particulares y mixtos. Por actos administrativos de contenido general se entienden aquellos que crean, modifican o extinguen situaciones jurídicas de carácter impersonal, objetivo, abstracto; no son obligatorios mientras no hayan sido debidamente publicados; contra ellos no proceden recursos en vía gubernativa. En el derecho colombiano se incluyen dentro de esta modalidad, los actos normativos, cuyo prototipo es el decreto reglamentario. Por actos administrativos de contenido particular se entienden aquellos que crean, modifican o extinguen situaciones jurídicas de carácter personal, subjetivo o concreto; su eficacia depende de que hayan sido debidamente notificados –excepcionalmente comunicados v. gr. Nombramientos– y se encuentren en firme; contra ellos, por regla general, proceden recursos en la vía gubernativa. Para eventos en los cuales un acto administrativo incorpore simultáneamente decisiones de contenido general y de contenido particular, esta Corporación ha admitido la existencia de los actos mixtos, cuyo régimen jurídico aplicable es el que corresponda a la naturaleza de la respectiva decisión. En el sistema normativo colombiano actualmente vigente, la revocatoria directa procede frente a los actos administrativos de carácter general y a los de carácter particular, pues, de una parte, las normas que consagran y regulan la institución, no hacen distinción alguna y, de otra, la Ley 809 de 2003, cuyo artículo 1° modificó el artículo 71 del C. C. A., hizo referencia expresa al tema. Nota de Relatoría: Ver Sentencia de 21 de marzo de 1996, expediente número 3575; 18 de marzo de 1999, expediente número 5253; de 12 de agosto de 1999, expediente 5500; de 28 de octubre de 1999, exp. 3443; 16 de febrero de 2001, expediente 3531(5)”.
En este orden, es claro que el acto administrativo en cuestión, es un acto de carácter general e impersonal.
6. Procedencia de la revocatoria directa
Los principios, finalidades y normas establecidas por el legislador en materia de tarifas, y las funciones que sobre esta materia cumple la CREG, tienen unos fines sociales y económicos, de rango constitucional y legal y sobre los cuales la jurisprudencia constitucional se ha pronunciado de manera general, así:
“En un Estado social de derecho la intervención estatal en el ámbito socioeconómico puede obedecer al cumplimiento de diversas funciones generalmente agrupadas en cuatro grandes categorías: una función de redistribución del ingreso y de la propiedad[87] expresamente consagrada en varias disposiciones de la Constitución con miras a alcanzar un “orden político, económico y social justo” (Preámbulo); una función de estabilización económica también consagrada en diversas normas superiores (arts. 334 inc., 1º, 339, 347, 371 y 373 de la C.P.); una función de regulación económica y social de múltiples sectores y actividades específicas según los diversos parámetros trazados en la Constitución (artículos 49 y 150, numeral 19, por ejemplo); y, todas las anteriores, dentro de un contexto de intervención general encaminado a definir las condiciones fundamentales del funcionamiento del mercado y de la convivencia social como el derecho de propiedad privada pero entendido como “función social” (artículo 58 C.P.) o la libertad de iniciativa privada y de la actividad económica siempre que se respete también la “función social” de la empresa (artículo 333 C.P.) en aras de la “distribución equitativa de las oportunidades y los beneficios del desarrollo” (artículo 334 C. P.)[88] “(6).
“La regulación, en tanto que mecanismo de intervención del Estado, busca garantizar la efectividad de los principios sociales y el adecuado funcionamiento del mercado… En este contexto, la Carta indica que los servicios públicos son inherentes a la finalidad social del Estado (art. 365 inc. Primero de la C.P.), lo cual comprende el bienestar general y el mejoramiento de la calidad de vida de la población (art. 366). No podía ser de otra forma dado que, por una parte, la realización de los derechos fundamentales de las personas depende en gran medida de la adecuada prestación de los servicios públicos —p. ej. de agua, salud, saneamiento básico, energía, transporte, etc.— y que, por otra, el Constituyente ha optado por una forma estatal, el Estado social de derecho, destinada a corregir la deuda social existente en el país con los sectores sociales más desfavorecidos mediante un sistema político que busca la progresiva inclusión de todos los beneficios del progreso”(7).
A lo anteriormente señalado por la jurisprudencia, se suma lo dispuesto en el Preámbulo de la Constitución, sobre los fines del Estado cuales son, entre otros:
“asegurar a sus integrantes la vida, la convivencia, el trabajo, la justicia, la igualdad, el conocimiento, la libertad y la paz, dentro de un marco jurídico, democrático y participativo que garantice un orden político, económico y social justo”, que según la Corte Constitucional son “expresiones todas estas del bien común como desiderátum de la sociedad y el Estado”(8), y lo dispuesto en el artículo 1º, sobre la organización como Estado social de derecho con prevalencia del interés general, y la obligatoriedad del ejercicio de la función administrativa al servicio de los intereses generales, se concluye que la función de regulación debe siempre ejercitarse dentro de ese interés general. La Corte Constitucional igualmente señala que los servidores públicos también deben actuar dentro de ese interés general cuando afirma que “los órganos que integran las ramas del poder público y las demás dependencias del Estado han de tener este principio constitucional como criterio básico en el ejercicio de sus atribuciones y competencias. De ahí que los servidores públicos, tal como lo declara el artículo 123 de la Constitución, está al servicio del Estado y de la comunidad”(9).
Ahora bien, el nuevo Código de Procedimiento Administrativo y de lo Contencioso Administrativo, incluye la figura de la revocatoria directa de los actos administrativos, como un mecanismo por medio del cual se puede suprimir o sustituir total o parcialmente una determinada actuación administrativa mediante otra de sentido contrario, de tal manera que a través de este procedimiento se extingue o hace desaparecer en sede administrativa, una actuación o parte de esta.
Así pues, la revocación directa tiene como propósito dar a la autoridad la oportunidad de corregir lo actuado por ella misma, de oficio o a petición de parte, con fundamento en consideraciones relativas al interés particular de un recurrente, en los casos de actos de este orden, o con ocasión del interés general que puede consistir o bien en la recuperación del imperio de la legalidad o bien en la reparación de un daño público, en cuyos casos no es solo una prerrogativa o facultad propia de la administración, sino que estamos frente a un deber que le asiste a esta, con el fin de retomar el orden legal o el bien común, retrotrayendo el acto lesivo y así lo ha comprendido la Corte Constitucional:
“La revocación directa es la prerrogativa que tiene la administración para enmendar, en forma directa o a petición de parte, sus actuaciones contrarias a la ley o a la Constitución, que atenten contra el interés público o social o que generen agravio injustificado a alguna persona. Y es una prerrogativa en tanto que la administración puede extinguir sus propios actos por las causales previstas en la ley y está facultada para hacerlo en cualquier momento, incluso cuando el acto administrativo ya ha sido demandado ante lo contencioso administrativo; pero, también es una obligación que forzosamente debe asumir en los eventos en que, motu proprio, constatare la ocurrencia de una de las causales señaladas. Si así fuere, la administración tiene el deber de revocar el acto lesivo de la constitucionalidad o legalidad o atentatorio del interés público o social o que causa agravio injustificado…”(10)
(eesaltado fuera de texto).
La revocatoria directa es una prerrogativa de carácter extraordinario o excepcional, es decir, solo en los casos en los que los términos para interponer recursos de vía gubernativa se hayan agotado sin hacer uso de los mismos, se puede proceder mediante estos mecanismos, y solo si aún subsisten situaciones de hecho que afecten de manera grave los intereses de una persona o la comunidad en general, de acuerdo a la naturaleza del acto, es que se podrá hacer uso de esta prerrogativa.
En este sentido, esta atribución legal no hace parte de la regla general del obrar de la administración, pues es claro que no es la misma administración la que debe juzgar y valorar sus propios actos, en tanto estaría actuando como juez de sus propias decisiones, no obstante, en determinadas circunstancias expresamente descritas por el legislador, en las que existen intereses superiores que así lo justifican, la administración puede y debe intervenir con el fin de evitar afectaciones mayores al interés público, y en tal sentido lo ha manifestado el juez constitucional:
“…Es cierto que por regla general la administración no puede revocar unilateralmente sus propios actos, sino que debe acudir ante la jurisdicción de lo contencioso administrativo a través de la llamada acción de lesividad, entre otras por razones de seguridad jurídica y confianza legítima. Pero también es cierto que excepcionalmente el legislador puede autorizar la revocatoria unilateral sin que medie la anuencia del administrado, cuando ello obedezca a razones constitucionales importantes, existan elementos de juicio acreditados de manera suficiente...”(11).
El acto que se recurre puede ser particular o general, de acuerdo a si crea, modifica o extingue situaciones jurídicas subjetivas y personales o, por otro lado situaciones jurídicas objetivas e impersonales, en este caso y tal como se dijo en el capítulo anterior, ya se ha establecido suficientemente que estamos frente a un acto administrativo de orden general, revocable en cualquier tiempo, incluso aun cuando el acto administrativo ya ha sido demandado ante la jurisdicción de lo contencioso administrativo.
El Consejo de Estado ha señalado las diferencias entre la revocatoria de actos de carácter general y los de carácter particular de la siguiente manera:
“Al margen de lo anterior, para los fines que interesan al presente proceso, importa destacar que la diferencia entre la revocatoria de actos de carácter general y los de carácter particular estriba en que, en relación con los primeros, tal decisión se puede adoptar en cualquier momento (siempre que no haya agotado sus efectos), con la expedición de otro acto que se limite a dejarlo sin validez, o que modifique su contenido o lo reemplace en su totalidad , sin que para ello se requiera más que la voluntad de la administración, pues, es debido a su esencia impersonal y abstracta, no consolida una situación particular y concreto y por lo mismo no requiere consentimiento alguno para eliminarlo del mundo jurídico”(12). (resaltado fuera de texto).
De lo anterior, se puede concluir que: 1) la revocatoria de un acto de carácter general no requiere de consentimiento alguno y por tanto solo se requiere de la valoración de la administración, 2) una vez es llevada a cabo sus efectos son hacia el futuro y la administración debe definir su alcance bien sea dejando sin validez el acto, modificando su contenido o reemplazándolo en su totalidad.
Una vez se identifican las circunstancias precisas, la administración debe encuadrar su acto en alguna de las causales previstas en el artículo 93 del Código de Procedimiento Administrativo y de lo Contencioso Administrativo a saber:
6.1. No conformidad con interés público o social, o atenten contra él
En materia de servicios públicos indudablemente se plantea como principio rector el interés general, que en su connotación o significado ha venido evolucionando en la historia de la humanidad; se ha identificado con el bien común(13), con el concepto de utilidad pública, con el de interés público y el de interés social.
A este respecto sostiene la doctrina: “Que ha de tratarse de una necesidad o interés colectivo; otro sector de tratadistas estima que la necesidad o el interés de referencia deben ser de carácter “general”; otros hablan de “interés público”. Finalmente, algunos escritores, al referirse a este punto, hacen mención simultánea a necesidad o interés “colectivo”, “general” o “público”.
La mayor parte de los autores consideran que la necesidad o el interés a satisfacer ha de ser “colectivo”, entienden por “colectividad”, no a la población entera, sino la parte de esta que siente la necesidad para cuya satisfacción se creó el servicio, adquiriendo de ahí “generalidad”; pero agregan a) que la necesidad a satisfacer ha de ser un derivado de la vida en comunidad; b) que la necesidad sentida individualmente tiene carácter colectivo cuando se la siente por ser miembro de la colectividad. No basta que se trate de una necesidad general, es preciso que sea una consecuencia de la vida colectiva(14).
La doctrina también considera indispensable en materia de servicios públicos la subordinación del interés privado al interés general, y su modificación conforme a esas necesidades; por eso se afirma: “Decir que, en determinado caso, existe servicio público, significa que los agentes tienen la posibilidad de usar procedimientos del derecho público, de apelar a teorías y a reglas especiales, o sea, de recurrir a un régimen jurídico especial: este régimen se caracteriza por la subordinación de los intereses privados al interés general; la organización del servicio es siempre modificable con arreglo a las necesidades del interés general, y, en consecuencia, legal y reglamentaria”(15).
En el derecho colombiano, la Corte Constitucional diferencia entre interés general e interés social; en la Sentencia C-053 de 2001 señaló que:
“Los términos “interés general” e “interés social” tienen connotaciones diferentes dentro del ámbito del derecho constitucional colombiano. En la reforma constitucional de 1936 se estableció una distinción entre interés general y social y se optó por incluir los dos conceptos como condicionamientos de los derechos de los particulares, en especial, sobre el derecho de propiedad privada.
El concepto de interés general es una cláusula más indeterminada cuyo contenido ha de hacerse explícito en cada caso concreto. Entre tanto, el de “interés social”, que la Constitución actual emplea en sus artículos 51, 58, 62, 333 y 365, es una concreción del interés general que se relaciona de manera inmediata con la definición del Estado como social y de derecho (art. 1º). En tal medida, el apelativo de social le imprime una finalidad y un límite a la actividad estatal, determinando, específicamente, las condiciones dentro de las cuales los intereses económicos particulares son susceptibles de protección. Así, este conjunto de garantías que otorga el Estado implican, a su vez, una necesaria intervención social de su parte, que tiene como finalidad inmediata y directa y como límite constitucionalmente exigibles, el mejoramiento de las condiciones de vida de las personas. En particular, de las menos favorecidas”(16).
En cambio, cuando se ha referido a la revocación directa de los actos administrativos, no diferencia entre interés general e interés público, y desarrolla esa institución refiriéndose al interés general:
“El predominio del interés general es consagrado por el precepto legal como motivación imperativa ineludible para que el funcionario competente proceda a revocar el acto que riñe con aquel, no ya sobre el supuesto de consideraciones de índole jurídica sino sobre la base de la oposición real entre la permanencia de dicho acto y las conveniencias del bien colectivo. El acto administrativo de carácter general puede haber favorecido intereses de personas particulares habida cuenta de las circunstancias peculiares en que se hallen estas. Pero en modo alguno convierte el acto administrativo en particular, individual y concreto, ni lo ampara en la previsión normativa del artículo 73 del Código Contencioso Administrativo, de lo cual se deduce con entera claridad que, para revocar por motivos de interés público ese acto de carácter general, la Administración no requería consentimiento expreso y escrito de la Asociación Calatrava. Esta no era titular de un derecho subjetivo oponible a la decisión de revocatoria; su beneficio no podía prevalecer sobre la necesidad pública representada en el uso de la vía ni sostenerse por la autoridad pese al sacrificio colectivo que implicaba el cierre.
Según puede observarse, el predominio del interés general es consagrado por el precepto legal en comentario como motivación imperativa ineludible para que el funcionario competente proceda a revocar el acto que riñe con aquel, no ya sobre el supuesto de consideraciones de índole jurídica sino sobre la base de la oposición real entre la permanencia de dicho acto y las conveniencias del bien colectivo. En otros términos, el acto administrativo que lesiona o contradice el interés público no puede subsistir y ello aunque el origen de la confrontación sea sobreviniente, tal como lo entendió en su momento la Sala Constitucional de la Corte Suprema de Justicia cuando, al distinguir entre las figuras de la nulidad y la revocatoria, señaló que la conformidad del acto con la ley encierra el criterio de legitimidad, al paso que si aquella se predica del interés público, el criterio relevante es el de conveniencia: “(...) el acto que en su origen fue conveniente por coincidir con el interés general y favorecer el bien común puede ulteriormente tornarse en inconveniente por llegar a ser incompatible o inarmónico con el interés público y aún contrario al bien común. La dinámica social ha hecho que estos cambien y, por tanto, el acto original, por no satisfacerlos, tórnase desueto y aun nocivo, por lo cual reclama la abrogación”(17).
En relación con los actos administrativos que definen las metodologías, fórmulas y demás elementos del régimen tarifario de los servicios públicos domiciliarios, que deben adoptar las comisiones de regulación en ejercicio de sus competencias, el interés público está centrado, por un lado en garantizar la disponibilidad de un servicio continuo y de calidad, y por otro en impedir el traslado a los usuarios de una gestión ineficiente.
En el caso concreto de los criterios para remunerar la actividad de distribución de gas combustible por red de tubería, definidos en la Resolución 202 de 2013, el interés público se concreta en la adecuada aplicación de los criterios orientadores del régimen tarifario definidos en el artículo 87 de la Ley 142 de 1994, y muy concretamente, en este caso en la aplicación de los criterios de eficiencia económica y suficiencia financiera, definidos en los numerales 87.1 y 87.4 del artículo 87 de la ley en cita.
Para tales efectos, se debe tener en cuenta que el régimen tarifario en los servicios públicos domiciliarios está compuesto por reglas relativas a procedimientos, metodologías, fórmulas, estructuras, estratos, facturación, opciones, valores y, en general, todos los aspectos que determinan el cobro de las tarifas, de conformidad con el artículo 86 de la Ley 142 de 1994.
En efecto, conforme al principio de eficiencia económica el régimen de tarifas procurará que estas se aproximen a lo que serían los precios de un mercado competitivo y las fórmulas tarifarias no pueden trasladar a los usuarios los costos de una gestión ineficiente.
De otra parte, según el criterio de suficiencia financiera, las fórmulas de tarifas garantizarán la recuperación de los costos y gastos propios de la operación, incluyendo la expansión, la reposición y el mantenimiento, y deben permitir remunerar el patrimonio de los accionistas en la misma forma en la que lo habría remunerado una empresa eficiente en un sector de riesgo comparable.
Estas definiciones de los criterios de eficiencia económica y suficiencia financiera son desarrollo directo del deber del Estado de asegurar la prestación eficiente de los servicios públicos a todos los habitantes del territorio nacional, como lo establece el artículo 365 superior, antes citado, y definen el interés público o social que el regulador del servicio debe proteger.
En este sentido, el desconocimiento de los criterios tarifarios por error en los supuestos fácticos con los que el regulador fijó los criterios generales para remunerar la actividad de distribución de gas combustible por redes de tubería, en especial el criterio de eficiencia económica, atentaría contra la finalidad constitucional de prestación eficiente en materia de servicios públicos domiciliarios(18), debido a que, como bien lo ha considerado la Honorable Corte Constitucional en su jurisprudencia(19), además del razonamiento económico que lo justifica, estos servicios se caracterizan por tener una connotación eminentemente social, en tanto que pretenden el bienestar y mejoramiento de la calidad de vida de las personas y por ello su prestación debe ser eficiente.
La prestación eficiente se entiende entonces como la garantía que brinda el Estado de asegurar que las empresas que proporcionen el servicio lo hagan de manera racional, generando un mayor beneficio o rendimiento a los usuarios del servicio disponiendo de los costos en el menor grado posible, atendiendo a una tarifa competitiva.
Es decir, su remuneración debe permitir recuperar los costos eficientes en que incurran, y no el traslado de cualquier costo o el de inversiones que no haría una empresa en un mercado competitivo de similares características.
Adicionalmente, esta prestación eficiente asociada al régimen tarifario, debe atender los principios de eficiencia económica y suficiencia financiera. Por tanto, deben reflejar los costos y gastos propios de la operación.
Es por esto que la tarifa que se paga por la prestación de un servicio público domiciliario está vinculada no solo con el nivel de consumo del usuario, sino con los costos eficientes en que incurre la empresa respectiva para poder brindar el bien o servicio en condiciones de competitividad y está determinada por el beneficio que finalmente recibe el usuario.
Por lo tanto, no todo activo, ni todo costo o gasto destinado a la prestación del servicio debe ser remunerado sino solo aquel que se haga en condiciones de eficiencia.
En este orden de ideas, nótese cómo la idea central del proceso tarifario no es reconocer un costo “real” o registrado contablemente sino uno eficiente para todas las partes.
De esta manera, si algunos costos “reales” o incorporados contablemente son calificados como ineficientes y no es posible reconocerlos dentro de los cargos, por lo tanto, el valor eficiente no necesariamente corresponde al valor real de un activo o del costo o gasto incurrido por una empresa.
Así mismo, en la aplicación del criterio de eficiencia la Comisión debe considerar la demanda que se pretende atender con las inversiones, costos y gastos de la actividad regulada, al respecto la honorable Corte Constitucional ha precisado lo siguiente:
“la eficiencia económica consiste en que: (i) las tarifas de los servicios públicos se aproximen a lo que serían los precios de un mercado competitivo; (ii) las fórmulas tarifarias tengan en cuenta los costos y los aumentos de productividad esperados; (iii) los aumentos de productividad esperados se distribuyan entre la empresa y los usuarios tal como ocurriría en un mercado competitivo; (iv) las fórmulas tarifarias no trasladen a los usuarios los costos de una gestión ineficiente;(v) las empresas no se apropien de las utilidades provenientes de prácticas restrictivas de la competencia. La referencia que hace la norma en el sentido de que ‘[e]n el caso de servicios públicos sujetos a fórmulas tarifarias, las tarifas deben reflejar siempre tanto el nivel y la estructura de los costos económicos de prestar el servicio, como la demanda por este’ versa sobre el ámbito de aplicación de los anteriores elementos”. (Resaltado fuera de texto).
La relevancia constitucional del interés social de no traslado de costos ineficientes en las tarifas de los servicios públicos domiciliarios ha sido reconocida por la honorable Corte Constitucional al precisar:
4.5.2.2.5. Como ya se indicó, las prácticas restrictivas de la competencia son comportamientos por medio de los cuales, quien las realiza, se vale de las ventajas de las que pueda disponer para afectar las condiciones de equilibrio del mercado, lo cual impide que este asigne de manera eficiente los bienes y servicios que se producen en una economía. La prohibición de que las empresas se apropien de las utilidades provenientes de tales prácticas, busca proteger dichas condiciones para garantizar la eficiencia del mercado en beneficio de los usuarios.
4.5.2.2.6. En conclusión, el numeral 87.1 del artículo 87 de la Ley 142 de 1994 contiene algunos de los elementos que, de acuerdo con la teoría económica de un mercado competitivo, caracterizan un mercado eficiente y las implicaciones que de este se derivan. En este orden de ideas, la Corte encuentra que el criterio de eficiencia descrito en la norma en cuestión, desarrolla la prescripción del artículo 365 superior, según el cual ‘es deber del Estado asegurar su prestación eficiente a todos los habitantes del territorio nacional’.Si bien el legislador habría podido definir eficiencia en otros términos, se encuentra dentro de su margen de configuración hacerlo siguiendo teorías económicas sobre la eficiencia en un mercado económico competitivo. La Constitución no impone, como ya se anotó, un modelo económico y por lo tanto permite que el legislador tenga en cuenta diferentes teorías sobre qué es la eficiencia y cómo se logra que la autoridad de regulación propenda por ella, siempre que no adopte decisiones manifiestamente irrazonables o contrarias a mandatos o prohibiciones contenidos en la Carta.En cambio, como ya se anotó, habría violado el principio de reserva de ley en la fijación del régimen de la regulación de los servicios públicos domiciliarios el que el legislador hubiera guardado silencio al respecto, delegando implícita y prácticamente en el órgano regulador la definición de este principio de rango constitucional. Además, la definición legislativa está orientada a evitar distorsiones del mercado que lleven a que la libre competencia deje de ser un derecho en beneficio de todos. Por ello, se declarará su exequibilidad”(20) (resaltado fuera de texto).
En esta misma línea la Corte ha mencionado lo siguiente en relación con el régimen tarifario:
“Por último, la Sala considera necesario reiterar que el régimen tarifario, conforme a lo dispuesto por el artículo 367 de la Carta Política, debe consultar no solo criterios de costos sino también de solidaridad, y que, según el artículo 73 de la Ley 142 de 1994, las comisiones de regulación tienen como finalidad promover la libre competencia y regular los monopolios, en orden a una prestación eficiente de los servicios públicos. En cumplimiento de esos objetivos, tales órganos deben asegurar la calidad de los servicios, evitar conductas arbitrarias de los prestadores del servicio y defender los derechos de los usuarios.
Por otro lado, al contrario de lo expuesto por el demandante, para la Corte es claro que el Congreso sí está facultado por la Constitución (arts. 150 –numeral 3– y 367 C.P.) para fijar el régimen tarifario de los servicios públicos domiciliarios y para determinar las entidades competentes para fijar las tarifas. En materia de servicios públicos domiciliarios fue directamente el constituyente quien defirió tal competencia en el legislador y en ejercicio de esa facultad puede, como en efecto lo ha hecho, determinar cuáles son los elementos de las fórmulas tarifarias y cuáles los cargos que pueden incluirse. Siempre, teniendo en cuenta, además de los criterios de costos, los de solidaridad y redistribución de ingresos. Precisamente la Ley 142 de 1994 dispone que las comisiones de regulación son las llamadas a establecer las tarifas, de acuerdo con las previsiones que allí se consagran y respetando los principios que en la materia consagró la Constitución” (resaltado fuera de texto)(21).
En el mismo sentido, el Consejo de Estado ha ratificado en el análisis de actos particulares de definición de tarifas por parte de la Comisión la competencia de la Comisión para no reconocer valores que se entienden como ineficientes, como lo expone en sentencia de la Sección Primera del tres (3) de diciembre de dos mil quince, con ponencia de la consejera María Elizabeth García González, expediente número 2013-00757-01 expuso lo siguiente:
“De otra parte, para la Sala también carece de fundamento el argumento de la recurrente, según el cual la actuación de la CREG fue arbitraria, ilegal e inconstitucional, pues a su juicio, dicha entidad, mediante un test de razonabilidad y proporcionalidad pretendió evadir el cumplimiento de la ley, en cuanto esta establece que para que una empresa se considere eficiente, las tarifas económicamente eficientes se definirán tomando en cuenta la suficiencia financiera, criterio que consagra la garantía para las empresas de la recuperación de los costos y gastos, incluyendo los de expansión, con el fin de dar desarrollo al principio de universalidad y con ello garantizar los derechos de todas las personas a gozar de servicios públicos domiciliarios.
Al respecto, conviene señalar que la actuación de la CREG no evadió el cumplimiento de la ley, ni fue arbitraria, ilegal e inconstitucional, ni sobrepuso la prohibición de la reformatio in pejus al principio de la eficiencia económica, pues a través de la Resolución núm. 121 de 2012 acusada, dicha entidad sujetó la valoración de las tarifas solamente a los costos eficientes de los loops y demás inversiones realizadas por la sociedad actora, teniendo en cuenta que de acuerdo con la Corte Constitucional, dentro de las tarifas no se han de trasladar costos a los usuarios por una gestión ineficiente, en armonía con el citado principio de eficiencia.
Por tal razón, reconocer para los loops otros valores diferentes a los fijados mediante la mencionada Resolución, implicaría reconocer valores por fuera de los que se entienden como eficientes y, por ende, constituye un desconocimiento del criterio de eficiencia económica, ya que según este criterio las condiciones bajo las cuales debe establecerse el costo de la prestación del servicio debe reflejar ausencia de ineficiencias en las tarifas, vale decir, únicamente los costos y gastos propios de la operación.
Sobre este asunto, es preciso traer a colación la Sentencia C- 150 de 25 de febrero de 2003 (Magistrado ponente doctor Manuel José Cepeda Espinosa), en la que la Corte Constitucional señaló:
Además, bajo el entendido de que el criterio de suficiencia financiera busca que la fórmula tarifaria contenga todas las erogaciones necesarias para prestar el servicio, incluido los costos, gastos, remuneración del patrimonio, para la Sala no cabe duda de que en la valoración de los cargos regulados para remunerar el transporte de la actora se respetó este criterio, toda vez que a través del artículo 11 de la Resolución 121 de 2012 se aprobaron los cargos regulados para remunerar los gastos de administración, operación y mantenimiento, AOM, además de los costos eficientes.
Así las cosas, para la Sala, en el presente caso, no se evidencian las violaciones aducidas por la actora, razón por la cual debe mantenerse incólume la presunción de legalidad que ampara a los actos acusados y confirmarse la sentencia apelada, como en efecto se dispondrá en la parte resolutiva de esta providencia” (resaltado fuera de texto).
En el caso en concreto, la comisión ha identificado que algunas reglas y criterios definidos en la Resolución 202 de 2013, por una discrepancia entre los supuestos fácticos de la decisión y la realidad, atentan contra el interés social, al incrementar los gastos de AOM actualmente reconocidos, en un promedio ponderado del 54%, obligando a los usuarios a, asumir costos y gastos que en algunos casos, no estarían asociados a la actividad de distribución de gas combustible dentro de la prestación del servicio público domiciliario.
Igualmente, aprobar cargos de distribución utilizando la función de regresión lineal resultante del reporte original de información de kilómetros y la información contable suministrada por las empresas, generaría dudas sobre la correcta y eficiente remuneración de otros activos en los cargos de distribución, afectando el precitado interés social de no traslado a los usuarios del costo de una gestión ineficiente.
Por otro lado, es claro que las empresas de servicios públicos que operan en las ciudades de Cali, Floridablanca y “otros municipios de Antioquia” durante la vigencia de la Resolución CREG 011 de 2003, construyeron sus activos de distribución teniendo en cuenta que la Comisión reconocería estos, conforme a los costos de unidades constructivas definidos en la Resolución CREG 011 de 2003.
De tal suerte que el régimen tarifario vigente para el sector de distribución de gas combustible por red de tuberías entre los años de 2003 y 2013, fue el determinante de la inversión realizada en esos años, tal como lo demuestra la historia del desarrollo de esta actividad en el país, la cual se expandió sin requerir de los incrementos dispuestos con posterioridad, descritos en el Anexo 8 de la Resolución CREG 202 de 2013, desconocidos al momento de ejecutar las obras, por tanto, igual que a las anteriores consideraciones, reconocer mantener la regla vigente atentaría contra el interés público de una prestación eficiente del servicio.
En cuanto al uso de los recursos públicos en la construcción y posterior valoración de las tarifas, se tiene que el reconocimiento de inversiones más allá de la señal del costo medio aprobado en cada convenio de cofinanciación, no correspondería a una señal dada por el regulador, en este sentido, los riesgos en relación con la expansión y las inversiones ejecutadas más allá del costo medio aprobado deberían ser asumidos por el distribuidor atendiendo la señal de eficiencia y no deberían ser incorporados en el cobro final a los usuarios. De lo contrario, se estaría trasladando una gestión ineficiente de las empresas a los usuarios en relación con las inversiones realizadas a los usuarios conectados, así como a aquellos que atendiendo el costo final en el cual no se les cobraba un monto de las inversiones, optaron por conectarse a la red de distribución.
También se debe recordar, que no todo activo, ni todo costo o gasto destinado a la prestación del servicio debe ser remunerado, sino solo aquel que se encuentre en condiciones de eficiencia de acuerdo con lo previsto en cada metodología, así como parte de la aplicación del régimen tarifario.
De tal manera que se debe enmendar en forma directa la actuación de la comisión, revocando los apartes del acto administrativo sobre los cuales se encuentra acreditada esta vulneración del interés social de connotación constitucional.
Las consideraciones expuestas a lo largo de este acto muestran cómo los criterios vigentes en la Resolución 202 de 2013, claramente identificados, relacionados con las inversiones, gastos de AOM y demanda que aplican al cálculo del cargo de distribución, atentan de manera evidente contra el interés social al permitir el traslado a los usuarios, los costos y gastos de una gestión ineficiente de las empresas, más aun, al permitir el traslado a las tarifas de los usuarios costos y gastos que no corresponden a la operación del servicio público regulado.
6.2. Manifiesta oposición a la constitución política o a la ley
Adicionalmente a lo indicado en el numeral anterior, se considera que, frente a las causales legales de revocatoria de un determinado acto administrativo, en el presente caso (tal como se ha señalado a lo largo de los planteamientos expuestos), en el desarrollo de las actuaciones administrativas tarifarias, se evidenciaron notables falencias en la calidad de la información reportada por las empresas, que, hacen innegable y palmario (prima facie) que los supuestos fácticos que consideró la autoridad de regulación difieren de la realidad material, lo que se traduce en que la información entregada por las empresas en las diferentes etapas del proceso indujeron a la comisión a una indebida interpretación de los datos para la determinación de los costos y gastos eficientes de la actividad de distribución de Gas Natural por red de tuberías, lo cual se adecua a la causal 1 del artículo 93 de la Ley 1437 de 2011.
Como ya se mencionó, en el desarrollo de esta resolución, las falencias en la información base para determinar los supuestos para la aplicación y desarrollo de la metodología de distribución no permitieron determinar los costos eficientes a trasladar por las empresas a los usuarios, incluyendo, además, costos que no son propios de la actividad regulada, todo lo cual contraría el pilar fundamental del régimen tarifario de los servicios públicos en Colombia, el cual gira en torno al criterio de eficiencia consagrado en el artículo 365 de la Constitución Política, el cual dictamina:
ART. 365.—Los servicios públicos son inherentes a la finalidad social del Estado. Es deber del Estado asegurar su prestación eficiente a todos los habitantes del territorio nacional. Los servicios públicos estarán sometidos al régimen jurídico que fije la ley, podrán ser prestados por el Estado, directa o indirectamente, por comunidades organizadas, o por particulares. En todo caso, el Estado mantendrá la regulación, el control y la vigilancia de dichos servicios. Si por razones de soberanía o de interés social, el Estado, mediante ley aprobada por la mayoría de los miembros de una y otra cámara, por iniciativa del gobierno decide reservarse determinadas actividades estratégicas o servicios públicos, deberá indemnizar previa y plenamente a las personas que en virtud de dicha ley, queden privadas del ejercicio de una actividad lícita.
Dicho principio es legalmente desarrollado con posterioridad en el artículo 87.1 de la Ley 142 de 1994, en el cual se dispone en el mismo sentido:
“87.1. Por eficiencia económica se entiende que el régimen de tarifas procurará que estas se aproximen a lo que serían los precios de un mercado competitivo; que las fórmulas tarifarias deben tener en cuenta no solo los costos sino los aumentos de productividad esperados, y que estos deben distribuirse entre la empresa y los usuarios, tal como ocurriría en un mercado competitivo; y que las fórmulas tarifarias no pueden trasladar a los usuarios los costos de una gestión ineficiente, ni permitir que las empresas se apropien de las utilidades provenientes de prácticas restrictivas de la competencia. En el caso de servicios públicos sujetos a fórmulas tarifarias, las tarifas deben reflejar siempre tanto el nivel y la estructura de los costos económicos de prestar el servicio, como la demanda por este” (subrayado fuera de texto).
En el presente caso, la aplicación del modelo tarifario dispuesto mediante la Resolución CREG 202 de 2013, en las condiciones de reporte de información presentadas, con la aplicación de los criterios de uso de recursos públicos señalados respecto de las demandas proyectadas, el nivel de uso de la infraestructura y la valoración de unidades constructivas de Cali, Floridablanca y “Otros municipios de Antioquia”, plantea una manifiesta oposición a la Constitución y la ley de la siguiente manera:
a) Respecto de gastos y costos de AOM, se trasladarían a los usuarios costos y gastos que no son propios de la actividad de distribución de gas combustible, sino que hacen parte de otro tipo de actividades de la cadena productiva del gas o, incluso que no tienen relación alguna con esta y además la metodología establecida no permite determinar los costos eficientes a trasladar de las empresas a los usuarios;
b) Con relación al reconocimiento de los otros activos, diferentes a los inherentes a la operación misma de las redes de distribución, se observa que una aplicación directa de la metodología en las condiciones actuales, implicaría el reconocimiento económico de una serie de activos que no hacen parte de aquellos expresa y taxativamente reconocidos por el regulador, y no se reconocen precisamente porque no hacen parte de aquellos considerados necesarios para la prestación de este servicio, lo que implicaría un aumento injustificado de la valoración de las inversiones realizadas por el distribuidor y en consecuencia un traslado ineficiente de costos a los usuarios que no deben pagar por inversiones que no estén relacionadas con el servicio prestado y además la metodología establecida no permite determinar las inversiones eficientes a trasladar de las empresas a los usuarios;
c) En torno al uso de recursos públicos en la construcción de infraestructuras de distribución de gas combustible, se puso de presente que en algunos casos las inversiones realizadas sobrepasaron el 100% de las convenidas con el Estado a través de sus fondos de cofinanciación y con las cuales se definió el cargo de distribución anterior, y paradójicamente las demandas reales estuvieron por debajo del 100% de las proyectadas, concluyendo que a pesar de que hubo menos demanda a la estimada se hicieron mayores inversiones, lo cual es contrario a un criterio de uso eficiente de los recursos públicos, de tal forma que de mantener las medidas actuales se trasladaría una sustancial ineficiencia a los usuarios derivada del uso de recursos públicos;
d) En lo relacionado con las demandas de usuarios requeridas para desarrollar las inversiones en infraestructura, se evidencia un dimensionamiento de redes y consecuentemente de inversiones, que no se corresponden con el número de usuarios efectivamente conectados, de tal forma que reconocer este tipo de inversiones respecto de la demanda real a la fecha de corte, implicaría que un número determinado de usuarios se vería abocado a sufragar los costos de una infraestructura pensada para un número mucho mayor, lo cual incrementa de manera ineficiente el valor del servicio.
Por lo tanto, no todo activo, ni todo costo o gasto destinado a la prestación del servicio debe ser remunerado sino solo aquel que se encuentre en condiciones de eficiencia de acuerdo con lo previsto en cada metodología, como parte de la aplicación del régimen tarifario.
e) En lo que respecta a la valoración de activos de Cali, Floridablanca y “Otros municipios de Antioquia” se puede afirmar que el régimen tarifario vigente para el sector de distribución de gas combustible por red de tuberías entre los años de 2003 y 2013, fue el determinante de la inversión realizada en esos años, tal como lo demuestra la historia del desarrollo de esta actividad en el país, la cual se expandió sin requerir de los incrementos dispuestos con posterioridad, descritos en el Anexo 8 de la Resolución CREG 202 de 2013, desconocidos al momento de ejecutar las obras.
De esta valoración, sobre el contenido y alcance del principio de eficiencia en materia tarifaria consagrado en la Ley 142 de 1994, artículo 87.1, se resaltan los numerales iii y iv (que tratan respectivamente de “los aumentos de productividad esperados se distribuyan entre la empresa y los usuarios tal como ocurriría en un mercado competitivo”, y “las fórmulas tarifarias no trasladen a los usuarios los costos de una gestión ineficiente”).
Es evidente que están íntimamente ligados a la protección de intereses colectivos e individuales, que fundamentan en su conjunto, en su relación armónica, el interés general. Así se desprende también del análisis que la misma Corte Constitucional ha efectuado en los siguientes términos:
“4.5.2.2.3. La razón que lleva a un productor en un mercado competitivo a disminuir sus costos radica en que por esta vía puede acrecentar sus utilidades. No obstante, la teoría observa que, en condiciones de mercado competitivo, todos los productores suelen guiarse por el mismo propósito, es decir, que todos los productores intentarán disminuir sus costos, lo cual permite en el largo plazo que reduzcan sus precios de venta al tiempo que incrementa sus utilidades. Así pues, en condiciones de competencia, en teoría la mayor eficiencia del productor conlleva a un beneficio tanto para él —pues obtiene mayores utilidades por la reducción se sus costos— como para el comprador o usuario —quien puede adquirir el mismo servicio a menor precio.
4.5.2.2.4. En un mercado competitivo el incremento del precio como resultado de la ineficiencia, conlleva un riesgo, a saber, que el productor pierda participación en el mercado debido a que sus precios serán superiores a los de sus competidores. En este orden de ideas, la disposición según la cual “las fórmulas tarifarias no pueden trasladar a los usuarios los costos de una gestión ineficiente” pretende que los usuarios no paguen el costo de las ineficiencias de las empresas, tal como no lo harían en un mercado competitivo”.
Lo anterior permite concluir que algunas de las situaciones encontradas en el cálculo preliminar de los cargos de distribución de gas, desconocerían el principio de eficiencia y, por tanto, sería manifiesta su oposición a los principios señalados en el artículo 365 de la C. P. y 87 de la Ley 142.
Las consideraciones que justifican la presente resolución, hacen necesario el archivo de las actuaciones administrativas iniciadas por mandato de la Circular CREG 111 de 2015, para las solicitudes tarifarias de los mercados relevantes de distribución existentes de gas combustible por red de tuberías, que cumplieron periodo tarifario y que realizaron el proceso de reporte de información correspondiente, o que decidieron acogerse a lo establecido en el numeral 6.5., de la Resolución CREG 202 de 2013, sin perjuicio de que se pueda hacer una nueva solicitud tarifaria una vez se expidan la nuevas normas que complementen la metodología para la remuneración de la actividad de distribución de gas combustible por redes de tubería.
La información reportada por las empresas en relación con activos existentes a fecha de corte y gastos de administración, operación y mantenimiento será considerada como información oficial y será tenida en cuenta en los procesos de análisis tarifarios siguientes.
Con base en lo establecido en el artículo 4º del Decreto 2897 de 2010(22), reglamentario de la Ley 1340 de 2009, se respondió el cuestionario establecido por la Superintendencia de Industria y Comercio para efectos de evaluar la incidencia sobre la libre competencia de los mercados, donde aplicando las reglas allí previstas, la respuesta al conjunto de preguntas fue negativa, en la medida en que no plantea ninguna restricción indebida a la libre competencia.
En cumplimiento de lo establecido en la Ley 1340 de 2009, el artículo 6º del Decreto 2897 de 2010 y la Resolución SIC 44649 de 2010, la CREG procedió a dar respuesta al cuestionario expedido por la Superintendencia de Industria y Comercio (SIC), encontrando que el presente acto no requiere ser remitido a la SIC por no tener incidencia en la libre competencia.
La Comisión, en sesión número 724 del día 11 de julio de 2016, aprobó expedir la presente resolución, mediante la cual se revoca parcialmente la Resolución CREG 202 de 2013, modificada por las Resoluciones CREG, 138 de 2014 y 125 de 2015, y se ordena el archivo de unas solicitudes tarifarias, con fundamento en los numerales 1 y 2 del artículo 93 del Código de Procedimiento Administrativo y de lo Contencioso Administrativo.
ART. 1º—Revocar el parágrafo 4º del Numeral 5.2 del artículo 5º de la Resolución CREG 202 de 2013, Modificado por el artículo 2º de la Resolución CREG 138 de 2015, en atención a la causal prevista en el numeral 2º del artículo 93 de la Ley 1437 de 2011.
(Nota: Véase Resolución 90 de 2018 artículo 1° de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)
ART. 2º—Revocar la definición de las componentes Qtk, QResk, del numeral 9.1.1.1 de la Resolución CREG 202 de 2013, correspondiente a mercados relevantes de distribución para el siguiente período tarifario conformados a partir de mercados existentes de distribución o agregación de mercados existentes de distribución, en atención a la causal prevista en el numeral 2º del artículo 93 de la Ley 1437 de 2011.
ART. 3º—Revocar la definición del componente Qtme, (QNoResES+QRes)me, del numeral 9.1.1.2 de la Resolución CREG 202 de 2013, correspondiente a mercados relevantes de distribución para el siguiente período tarifario conformados a partir de anexar a mercados existentes de distribución municipios nuevos, en atención a la causal prevista en el numeral 2º del artículo 93 de la Ley 1437 de 2011.
ART. 4º—Revocar el componente Qtk, QResk, del numeral 9.2.1.1 de la Resolución CREG 202 de 2013, modificado por el artículo 4º de la Resolución CREG 138 de 2014, correspondiente a mercados relevantes de distribución para el siguiente período tarifario conformados a partir de mercados existentes de distribución o agregación de mercados existentes de distribución, en atención a la causal prevista en el numeral 2º del artículo 93 de la Ley 1437 de 2011.
ART. 5º—Revocar la definición del componente (QNoResRS+QRes)me, QTme, QResme del numeral 9.2.1.2 de la Resolución CREG 202 de 2013, modificado por el artículo 4º de la Resolución CREG 138 de 2014, correspondiente a mercados relevantes de distribución para el siguiente período tarifario conformados a partir de anexar a mercados existentes de distribución municipios nuevos, en atención a la causal prevista en el numeral 2º del artículo 93 de la Ley 1437 de 2011.
ART. 6º—Revocar el aparte correspondiente a: “o de las definidas en el Anexo 6 pero que se construyeron en Cali, Floridablanca y otros municipios de Antioquia con posterioridad al establecimiento de normas técnicas superiores a las normas nacionales de construcción”, del numeral 9.6.2 del artículo 9º de la Resolución CREG 202 de 2013, unidades constructivas para la Valoración de la inversión programada en nuevas inversiones que fue reconocida y ejecutada en la anterior revisión tarifaria (IPE) o inversión ejecutada durante el período tarifario y no prevista en el programa de nuevas inversiones (INPE), en atención a la causal prevista en el numeral 2º del artículo 93 de la Ley 1437 de 2011.
ART. 7º—Revocar el numeral 9.7 del artículo 9º de la Resolución CREG 202 de 2013, correspondiente a gastos de administración, operación y mantenimiento, AOM, en atención a la causal prevista en el numeral 2 del artículo 93 de la Ley 1437 de 2011.
ART. 8º—Revocar el numeral 9.8 del artículo 9º de la Resolución CREG 202 de 2013, correspondiente a demandas de volumen, en atención a la causal prevista en el numeral 2º del artículo 93 de la Ley 1437 de 2011.
ART. 9º—Revocar el Anexo 9 de la Resolución CREG 202 de 2013, modificado por las Resolución CREG 138 de 2014 y 125 de 2015 correspondiente a otros activos, en atención a la causal prevista en el numeral 2º del artículo 93 de la Ley 1437 de 2011.
ART. 10.—Revocar el Anexo 10 de la Resolución CREG 202 de 2013, modificado por las Resolución CREG 138 de 2014 y 125 de 2015, correspondiente a metodología para establecer el costo eficiente de administración, operación y mantenimiento, AOM de la actividad de distribución de gas combustible, en atención a la causal prevista en el numeral 2º del artículo 93 de la Ley 1437 de 2011.
ART. 11.—Archivar las actuaciones administrativas iniciadas por mandato de la Circular CREG 111 de 2015, para las solicitudes tarifarias de los mercados relevantes de distribución de gas combustible por red de tuberías existentes, que cumplieron periodo tarifario y que realizaron el proceso de reporte de información correspondiente, o que no hayan cumplido pero que decidieron acogerse a lo establecido en el numeral 6.5., de la Resolución CREG 202 de 2013.
ART. 12.—Informar a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios el resultado de la presente resolución para lo de su competencia de conformidad con lo previsto en el artículo 79.1 de la Ley 142 de 1994 y considerando todo lo enunciado en la parte motiva del presente acto administrativo.
ART. 13.—La presente resolución deberá publicarse en el Diario Oficial. Contra las disposiciones contenidas en esta resolución no proceden recursos.
Dada en Bogotá, D. C., 11 de julio de 2016.
1 Ver como ejemplo las comunicaciones de las empresas con radicados CREG E-2016-001551, E-2016- 001770, E-2016-001776 y E-2016-003423.
2 En ese gráfico, solo dos empresas (L y S) presentan una situación financiera delicada. La empresa L no es representativa del mercado al atender menos del 1% de los usuarios totales del país. La empresa S presta el servicio en el mismo mercado relevante donde la empresa H está presente. La empresa H como se observa en el gráfico 15 goza de una buena salud financiera
3 Utilidad antes de descuentos por depreciación, impuestos y amortizaciones.
4 Esta norma actualmente hace parte del Capítulo 5 del Decreto 1073 de 2015 Decreto Único del Sector de Minas y Energía.
5 Colombia, Consejo de Estado, Sala de lo Contencioso Administrativo, Sección Tercera, C. P. Mauricio Fajardo Gómez. Expediente: 220651 11001-03-26-000-1994-10227-0110227.
6 Corte Constitucional. Sentencia C- 150 de 2003.
7 Corte Constitucional. Sentencia C- 150 de 2003.
8 Corte Constitucional. Sentencia T-551 de 1992.
9 Corte Constitucional. Sentencia T- 551 de 2002.
10 Corte Constitucional, Sentencia C-742/99, Magistrado Ponente: José Gregorio Hernández Galindo.
11 Corte Constitucional, Sentencia C-255 de 2012 Jorge Iván Palacio Palacio.
12 Consejo de Estado, Sentencia 31297 del 26 de noviembre de 2014, Consejero Ponente: Carlos Alberto Zambrano Barrera.
13 FRANCH I. SAGUER, Martha. El Interés Público: La Ética pública del Derecho Administrativo. En bibliohistorico.juridicas.unam.mx/libros/4/1632/21.pdf
14 MARIENHOFF, Miguel. Tratado de Derecho Administrativo. Tomo II. Edit. Abeledo – Perrot S. A. Buenos Aires.
15 JEZE. Gastón. Principios Generales del Derecho Administrativo. II. Edit. De Palma. Buenos Aires.
16 C-053 de 2001.
17 Corte Constitucional. Sentencia T-551 de 1992
18 Constitución Política, artículo 365.
19 Corte Constitucional, Sentencia C-041 de 2003.
20 Corte Constitucional, Sentencia C-150 de 2003.
21 Corte Constitucional, Sentencia C-041 de 2003.
22 Se debe precisar que estas disposiciones se encuentran recogidas actualmente en los numerales 2.2.2.30 y siguientes del Decreto 1074 de 2015.