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Resolución 124 de 2011 CREG
RESOLUCION 124 DE 2011
(septiembre 8)
<Fuente: Archivo interno entidad emisora>
COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS - CREG
Por la cual se decide sobre la solicitud de modificación por mutuo acuerdo de la Resolución 041 de 2009, efectuada por EFIGAS S.A. E.S.P.
LA COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS
En ejercicio de sus atribuciones constitucionales y legales, en especial las conferidas por las Leyes 142 y 143 de 1994, y en desarrollo de los Decretos 1524 y 2253 de 1994.
CONSIDERANDO QUE:
Mediante la Resolución CREG-011 de 2003, la Comisión de Regulación de Energía y Gas estableció los criterios generales para remunerar las actividades de distribución y comercialización de gas combustible, y las fórmulas generales para la prestación del servicio público domiciliario de distribución de gas combustible por redes de tubería.
En cumplimiento de lo dispuesto en dicha resolución, Gas Natural del Centro S.A. E.S.P. mediante comunicación con radicado CREG E-2008-009572 del 30 de octubre de 2008, presentó a la Comisión una solicitud tarifaria para distribución de gas natural por redes para los municipios de Aranzazu, Salamina, Pácora, Aguadas, Viterbo, Anserma, Riosucio y Supía en el departamento de Caldas.
Mediante Resolución CREG-041 de 2009, publicada en el Diario Oficial N° 47.378, de fecha 12 de Junio de 2009, la Comisión aprobó el Cargo Promedio de Distribución por uso del Sistema de Distribución de gas natural por red y el Cargo Máximo Base de Comercialización de gas natural por redes a usuarios regulados, para el mercado relevante conformado por los municipios de Aranzazu, Salamina, Pácora, Aguadas, Viterbo, Anserma, Riosucio y Supía en el departamento de Caldas. Los cálculos tarifarios correspondientes efectuados a partir de la metodología establecida en la Resolución CREG-011 de 2003 están contenidos en el Documento CREG-037 de 2009.
Según consta en la solicitud de EFIGAS, en Septiembre de 2009, GAS NATURAL DEL CENTRO SA E.S.P., fue objeto de fusión con las empresas GAS DEL RISARALDA S.A. E.S.P., GASES DEL QUINDÍO S.A. E.S.P., en la que la primera fue la compañía absorbente. Posteriormente, en Octubre del mismo año esta empresa cambió su denominación social denominándose ahora EFIGAS GAS NATURAL S.A. E.S.P., sigla EFIGAS S.A. E.S.P.
La empresa EFIGAS S.A. E.S.P. no ha empezado a prestar el servicio en dicho mercado relevante, para el que la CREG aprobó cargos promedio de distribución y comercialización.
Mediante comunicación radicada con el número E-2011-002618 de fecha 16 de marzo de 2011, con fundamento en el artículo 126 de la Ley 142 de 1994, EFIGAS S.A. ES.P., en adelante EFIGAS, elevó solicitud a la Comisión:
“para que por mutuo se modifique la Resolución 041 de 2009 Por la cual se aprueban el Cargo Promedio de Distribución por uso del Sistema de Distribución de gas natural por red y el Cargo Máximo Base de Comercialización de gas natural por redes a usuarios regulados, para el mercado relevante conformado por los municipios de Aranzazu, Salamina, Pácora, Aguadas, Viterbo, Anserma, Riosucio y Supía en el departamento del Caldas (sic), en cuanto a la tarifa allí establecida y a los Municipios que componen el mercado relevante creado por dicha resolución (…) ”.
Y en consecuencia:
“se modifique el expediente tarifario creado por la Resolución, en el sentido de crear una nueva tarifa de acuerdo con el expediente adjunto a esta comunicación y se modifique el mercado relevante creado por esa misma resolución, de tal forma que el mismo quede compuesto por los siguientes municipios: Aranzazu, Salamina; Pácora, Aguadas, Viterbo, Anserma; Riosucio, Supía, Risaralda, San José y Belalcázar en el departamento de Caldas y Apía, Belén de Umbría, Guática, Quinchía y Santuario en el departamento de Risaralda”.
III. FUNDAMENTOS DE LA SOLICITUD.
La empresa EFIGAS S.A. E.S.P. sustenta su solicitud en los argumentos que se resumen a continuación.
3.1. Como consecuencia de la fusión entre las empresas GAS NATURAL DEL CENTRO S.A. E.S.P., GAS DEL RISARALDA S.A. E.S.P. y GASES DEL QUINDÍO S.A. E.S.P., las directivas de la ahora denominada EFIGAS replantearon el proyecto que se había formulado y que fundamentó la solicitud tarifaria que concluyó con la expedición de la Resolución CREG 041 de 2009, decidiendo incorporar nuevos municipios a atender, lo cual resulta “más conveniente tanto para los usuarios como para la compañía la prestación del servicio de distribución preferiblemente mediante gasoducto fijo, razón por la cual la compañía tiene la intención de realizar las inversiones que se requieren para construir un gasoducto de distribución que lleve el servicio a 12 de los municipios considerados en el proyecto reformulado, atendiendo a 4 municipios con virtuales”. El replanteamiento del proyecto se fundamentó en “las condiciones geográficas y las condiciones de desabastecimiento presentadas durante los dos años anteriores en donde el incremento del mercado relevante optimizaría la inversión realizada”.
3.2. En el presente caso, no es adecuado hablar de un error de cálculo ni de razones de caso fortuito o de fuerza mayor que sustenten la solicitud de modificación tarifaria; ésta se solicita por vía del mutuo acuerdo con la Comisión.
3.3. La modificación propuesta “pretende disminuir significativamente la tarifa final a los consumidores toda vez que los municipios que conforman el mercado relevante ya creado con la Resolución 041 de 2009 no podrían beneficiarse del menor costo de prestación del servicio que resulta del mercado ampliado y de las economías de escala que se derivan de la construcción del nuevo gasoducto de distribución”; lo anterior dado que la solicitud que condujo a la Resolución 041 de 2009, se fundamentó en la prestación del servicio mediante gasoductos virtuales.
3.4. Según EFIGAS, “la modificación tarifaria que se planea a la CREG (..) implica mayor competitividad de la tarifa final al usuario. Si esta se compara con el GLP resulta un 55% más económica y comparada con la tarifa final establecida en la Resolución CREG 041 de 2009 es 8.6% menor, lo que refuerza aún (sic) más la conveniencia de realizar la modificación tarifaria propuesta y su necesaria modificación del mercado relevante contenidos en la Resolución 041 de 2009.
Adicionalmente y desde el punto de vista de los intereses de los usuarios en cuanto a continuidad, confiablidad y eficiencia en la prestación del servicio, debe tenerse en cuenta las condiciones geográficas de los municipios a los que se refiere la Resolución CREG-041 de 2009, los cuales desde el punto de vista de infraestructura vial, no cuenta con vías estables, y permanentemente sobre ellas se presentan derrumbes que interrumpen el paso vehicular, lo que representa un alto riesgo para lograr altos indicadores en la continuidad de servicio si este se prestara bajo la modalidad de gasoductos virtuales. El nuevo proyecto reduce de 8 a 4 los municipios que recibirían el servicio bajo esta modalidad”.
3.5. En las condiciones actuales, y con base en la Resolución 041 de 2009, se compromete la continuidad en la prestación del servicio y el acceso a la prestación del mismo, pues “con el régimen tarifario previsto y el mercado relevante creado, Efigas no estaría dispuesto a ejecutar el proyecto, quedando así el mercado compuesto por los Municipios mencionados en la Resolución 041 de 2009 y a los que se quieren adicionar, con una alta probabilidad de no contar con el servicio de distribución de gas natural, con las ventajas competitivas que este ostenta frente al GLP y al gas natural mediante gasoductos virtuales”.
3.6. Resume EFIGAS que con la modificación solicitada, los beneficios serían: “Mayor cobertura del servicio de distribución de gas natural por red al pasar de 8 municipios y 28.055 usuarios potenciales a 16 municipios y 37.226 usuarios potenciales; Mayor eficiencia y estabilidad en el sistema de distribución y por tanto mayor continuidad en la prestación del servicio; - Mayor economía en la tarifa final para los usuarios al mejorar la competitividad del servicio debido a la disminución en el componente tarifario T que en el caso virtual implica actividades como la compresión y la descompresión”.
3.7. No aprobar la modificación iría, según EFIGAS, en contra del interés público y social.
IV. LA ACTUACIÓN SURTIDA ANTE LA CREG.
4.1. ADMISIÓN DE LA SOLICITUD.
Mediante auto proferido el día 19 de Abril de 2011 y con radicación interna CREG I-2011-001057, la Dirección Ejecutiva de la Comisión dispuso admitir la solicitud efectuada por EFIGAS S.A. E.S.P.
El auto fue notificado mediante estado de fecha 25 de Abril y dado a conocer a la empresa mediante comunicación S-2011-001752.
4.2. CITACIÓN E INTERVENCIÓN DE TERCEROS INTERESADOS EN LA DECISIÓN.
En cumplimiento de lo establecido en los artículos 15 y 16 del Código Contencioso Administrativo, mediante el auto de fecha 19 de Abril de 2011, la Dirección Ejecutiva ordenó a la empresa peticionaria efectuar una publicación en un periódico de amplia circulación nacional, con el fin de informar sobre la solicitud presentada.
En la comunicación radicada ante la CREG el 6 de Mayo de 2011, bajo el número E-2011-004437, EFIGAS allegó a la Comisión copia de la publicación realizada en el ejemplar del diario EL TIEMPO, página 22, el día 30 de Abril de 2001, conforme a lo ordenado.
4.3. SOLICITUD DE LA EMPRESA MADIGAS S.A. E.S.P. DE HACERSE PARTE DEL PROCESO.
Mediante comunicación CREG E-2011- 005175, la empresa Madigas S.A. E.S.P. solicitó hacerse parte del trámite de modificación solicitado por EFIGAS S.A. E.S.P. de la resolución 041 de 2009, al respecto manifestó lo siguiente:
“ANTECEDENTES
1. Madigas Ingenieros SA E.S.P presento solicitud al fondo especial cuota de fomento con el fin de atender las necesidades del servicio de Gas de los municipios de Rio Sucio, La Merced, Filadelfia y Supia en el departamento de caldas el 26 de octubre de 2010.
2. En el mes de diciembre de 2010 la firma Efigas informo al ministerio de minas y energía que los municipios de Supia y Rio Sucio no podían recibir subsidios para infraestructura del fondo cuota de fomento debido a que estos se encontraban en su plan de inversión desde el año 2009 con tarifa aprobada Creg 041 a favor de estos mercados.
3. La Comisión Reguladora de Energía y Gas mediante la expedición de la Resolución 011 del 2003 establece un marco regulatorio para el cálculo de tarifas por mercados relevantes. Además establece que las tarifas que se calculen con la información enviada por los distribuidores son para el mercado mas no constituyen ninguna propiedad o derecho para las empresas.
4. Madigas actualmente esta construyendo un sistema de distribución para los mercados de Filadelfia y La Merced que arranca desde el City Gate que se ubicara en Neira, punto este ubicado en la finalización del gasoducto, desde allí parte una troncal de 4" que alimentara los municipios anteriormente mencionados.
5. Los municipios de Aránzazu, Salamina, Pacora, Aguadas, Viterbo, Ancerma, Rio Sucio y Supia en el departamento de Caldas, están ubicados en un radio de 0 kilómetros aproximadamente de los municipios de Filadelfia y la merced lo que permite atender fácilmente estos mercados con Gas Natural comprimido.
6. Si tenemos en cuenta que Neira es el punto final del Gasoducto cualquier infraestructura que se haga para la atención de los municipios de Aránzazu, Salamina, Pacora, Aguadas, Viterbo, Ancerma, Rio Sucio y Supia en el departamento de Caldas tendría que hacerse con un sistema de distribución paralelo al sistema de distribución que actualmente Madigas esta construyendo con dineros propios y del fondo cuota especial de fomento, lo que estaría incentivando construcciones en paralelo y doble inversión para los mercados, sin dejar a un lado la lesión económica para nuestra compañía.
7. El artículo 73 de la ley 142 del 1994 dispone "las comisiones de regulación tienen la función de regular los monopolios en la prestación de los servicios públicos, cuando la competencia no sea de hecho, posible; y en los demás casos en promover la competencia entre quienes presten servicios públicos, para que las operaciones de los monopolistas o de los competidores sean económicamente eficientes, no impliquen abuso de la posición dominante y produzcan servicios de calidad (... )".
El hecho de promover construcciones paralélelas no es económicamente eficiente para los usuarios y evita las posibles economías de escala que las compañías pudieran desarrollar en beneficio de los usuarios, teniendo en cuenta ya las inversiones realizadas en esta zona.
8. El artículo 126 de la ley 142 del 1994 VIGENCIA DE LAS FORMULAS TARIFARIAS." Las formulas tarifarias tendrán una vigencia de 5 años salvo que haya acuerdo entre la empresa de servicios públicos y la comisión para modificarlas o prorrogarlas por un periodo igual.
Excepcionalmente podrán modificarse de oficio o a petición de parte, antes del plazo indicado cuando sea evidente que se cometieron graves errores en su cálculo, que lesionan injustamente sus intereses de dos usuarios o sus empresas (... )".
En sana lógica no se puede lesionar a un usuario o una empresa cuando no se han hecho inversiones.
PRETENCIONES
1. Que Madigas se haga parte de la solicitud de modificación de la resolución 041 del 2009
2. Teniendo en cuenta nuestros argumentos que la Comisión de Energía y Gas CREG desista de la solicitud de modificación de la resolución 041 de 2009 solicitada por la firma Efigas S.A. E.S.P.”
Mediante el auto de fecha del 8 de junio de 2011 y radicado interno CREG- I-2011-002016 la Comisión vinculó a MADIGAS INGENIEROS S.A. E.S.P. como tercero interesado en la actuación administrativa.
El auto fue notificado mediante estado de fecha 9 de junio con radicado I-2011-002017 y dado a conocer a la empresa mediante comunicación S-2011-003041.
Posteriormente, mediante comunicación con radicado E-2011-007715 Madigas Ingenieros S.A. E.S.P. señaló que “…le estamos informando a la comisión que Madigas ya comenzó hacer obras en el municipio de Aranzazu y en los próximos días se estará incursionando en los mercados que le asignan tarifa mediante resolución 041 de 2009” (sic).
4.4. COMENTARIOS DE EFIGAS A LOS SEÑALAMIENTOS DE MADIGAS S.A. E.S.P.
A través de la comunicación CREG E-2011-006159 de fecha 24 de junio de 2001, la empresa Efigas, se refirió a las razones planteadas por Madigas Ingenieros S.A. E.S.P:
“…Para efectos procedimentales enmarcaré los comentarios y argumentos en tres grupos o criterios denominados Criterios Técnicos, Criterios Económicos y Criterios Legales, los cuales en su gran mayoría desvirtúan la posición y pretensiones planteadas por Madigas y unas Consideraciones adicionales al final del documento.
I. Criterios Técnicos
1. Inexistencia de Infraestructura Paralela
Sea lo primero mencionar, que la firma Madigas en su escrito de solicitud de vinculación al proceso, plantea supuestos lejanos de la realidad tanto geográficos como técnicos de la situación real del proceso adelantado por Efigas.
El principal de ellos, se refiere a la aseveración mediante la cual afirman que de dar trámite favorable a la solicitud de Efigas, se "estaría incentivando construcciones en paralelo y doble inversión para los mercados (... )". Como se puede observar en el expediente aportado por Efigas y en el plano que a continuación presento, el proyecto allí establecido menciona la construcción de un sistema de distribución que parte de la City Gate ubicada en La Virginia (Risaralda) y que terminaría en el Municipio de Supía (Caldas), con el cual se llevaría el servicio mediante gasoducto físico a 12 Municipios (7 de Caldas y 5 de Risaralda).
Fuente: Comunicación Efigas SA ESP
Los municipios del norte de Caldas, (Aranzazu, Salamina, Pácora y Aguadas) serán atendidos bajo la modalidad de gasoducto virtual, dado que las condiciones de distancia, topografía y geotecnia nos son las más óptimas para trazar un gasoducto de distribución, por lo que se considera la mejor opción tanto técnica como económica para los usuarios.
Así, resulta evidente que no es cierto que Efigas esté pretendiendo realizar infraestructura paralela alguna partiendo de la City Gate de Neira por lo que dar vía libre a la solicitud de Efigas, en ningún momento estaría incentivando construcciones de redes de distribución paralelas.
2. Distancia real entre Filadelfia y La Merced y los demás Municipios del Proyecto
Madigas Ingenieros, trata de justificar las inversiones a ejecutar por esta firma en los Municipios de Filadelfia y La Merced bajo el supuesto argumento de que estos dos Municipios se encuentran geográficamente mejor ubicados, de tal forma que la prestación del servicio de distribución de gas natural mediante la tecnología de gasoductos virtuales se facilitaría si la compresión se realizara en alguno de esos dos Municipios, pues según Madigas el acceso a Aranzazu, Salamina, Pácora, Aguadas, Viterbo, Anserma, Riosucio y Supía en el departamento de Caldas, desde Filadelfia o La Merced sería más viable por estar supuestamente a 10 km de distancia.
Lo anterior adolece de cualquier sustento técnico, toda vez que en primera instancia, no es cierto que los Municipios de Filadelfia y La Merced estén ubicados a 10 Km de distancia de ninguno de estos Municipios, ni siquiera si esa distancia se midiera de manera longitudinal. La distancia vial de estos dos municipios hacia cada uno de los otros receptores del servicio mediante tecnología virtual es la siguiente:
| Viterbo | Anserma | Riosucio | Supia | Aranzazu | Salamina | Pacora | Aguadas | |
| Filadelfia | 98,4 | 70,1 | 39,8 | 29,5 | 17.1 | 40,5 | 70,5 | 85,5 |
| La Merced | 98,1 | 69,8 | 39,5 | 29,2 | 26 | 24,5 | 54,5 | 69,5 |
Ahora bien, es de anotar que las condiciones viales que comunican los dos municipios en donde se pretende realizar la compresión hacia los municipios receptores son bastante deficientes y no permite el tránsito de tracto mulas y doble troques, que son los vehículos indicados para llevar el gas comprimido.
Para mayor ilustración presento adjunto el mapa y la base de datos de la Red vial de INVIAS, donde se muestra la categoría de tales carreteras.
3. Avance de Obras del Gasoducto de Distribución de Madigas
En la comunicación allegada a la CREG por parte del Madigas Ingenieros, esta compañía afirma estar adelantando obras de construcción de gasoducto de 4" que arranca desde la City Gate que se ubicará en Neira hasta los Municipios de Filadelfia y La Merced.
Sobre este punto es pertinente mencionar que en la actualidad las obras de dicho gasoducto no se han iniciado y para las cuales tampoco se han solicitado los permisos respectivos al administrador de la vía para el tendido de la tubería. Adicionalmente, tampoco se han iniciado obras de construcción de la City Gate mencionada por Madigas.
II. Criterios Económicos
1. Competitividad Tarifaria
En este punto, pretendo ratificar uno de los principales argumentos por los cuales Efigas SA E,S.P, realizó la solicitud de modificación por mutuo acuerdo de la resolución 041 de 2009, que no es otro que el beneficio económico que obtendrían los usuarios de los Municipios que compondrían el mercado relevante propuesto en la tarifa final para el servicio de distribución de gas natural por red.
A continuación, me permito indicar el comparativo de tarifas finales entre las resolución 041 de 2009 como se encuentra actualmente y la resolución 041 de 2009 modificada según lo planteado por Efigas SA E.S.P.
| Descripción | Tarifa Res 041 de 2009- Gasoducto virtual | Tarifa Res 041 de Tarifa Res 041 de 2009- modificada Expediente 2011 |
| Suministro (Gt) | 280.75 | 280.75 |
| Distribución (Dm) | 539.64 | 790.31 |
| Transporte (Tt) | 132.00 | 261.04 |
| Transporte comprimido (Tvm) | 467.00 | 0.00 |
| Compresión (Pm) | 136.38 | 0.00 |
| Almacenamiento (Ao) | 92.21 | 0.00 |
| índice de pérdida (p) | 3.5% | 3.5% |
| Tarifa variable | 1,683.24 | 1,351.75 |
Acoger las solicitudes planteadas por Madigas Ingenieros, implicaría que la Resolución 041 de 2009 no sufriera modificación alguna y continuara aplicando tal y como inicialmente fue promulgada y por lo tanto, la tarifa final que tendrían que pagar los usuarios del mercado relevante creado por tal acto administrativo sería la correspondiente a $1.683,24 por cargo variable.
Así las cosas, acoger tales pretensiones es contrariar el principio regulatorio de competitividad que para el caso de gas natural se predica frente a su sustituto principal (el GLP) y en este caso frente a la ventaja competitiva que representa el cambio de tecnología. Nos preguntamos entonces, ¿Podría la CREG dar trámite a lo solicitado por Madigas a sabiendas de que la modificación propuesta a la Resolución 041 implica mayor competitividad no solo del gas natural frente al GLP sino del mismo gas natural prestado mediante gasoducto físico frente a gasoducto virtual?
COMPETITIVIDAD EFIGAS CON TARIFA DE RESOLUCIÓN 041 DE 2009 APROBADA vs GLP
| Gas Natural | $/m3btu/m3 | $ 1,82337,262 | 26.94% |
| Gas Licuado del Petróleo | $/33 lbbtu/lb | $ 40,20019,610 | |
COMPETITIVIDAD EFIGAS CON TARIFA DE RESOLUCIÓN 041 DE 2009 MODIFICADA (Expediente 2011) vs GLPGas Natural
| Gas Natural | $/m3btu/m3 | $ 1,49237,262 | 55.15% |
| Gas Licuado del Petróleo | $/33 lbbtu/lb | $ 40,20019,610 | |
2. Incrementos en la tarifa por Compresión en Filadelfia o La Merced
En el desarrollo de este argumento, es indispensable tener en cuenta dos variables de tipo técnico a saber: - Estado de las vías que comunican a Filadelfia y La Merced con los otros municipios y - La remuneración de los activos de distribución que construya Madigas en Filadelfia y La Merced" La complejidad y mal estado de las vías que conectan a Filadelfia y La Merced (las cuales ya fueron demostradas) implica que la prestación del servicio mediante la tecnología de gasoductos virtuales involucren costos adicionales que tienen que ser trasladados al usuario final, tales como, una mayor inversión en más vehículos pequeños que permitan disminuir el riesgo de suspensiones en la prestación del servicio, incremento de mantenimientos en los vehículos, incremento en viajes, carga y descarga, entre otros.
Por otra parte, al comprimir el gas natural en los municipios de Filadelfia y La Merced implicaría que se estuviera utilizando la red de distribución que allí se construya, por lo cual debería pagarse el Ot fijado por la CREG para dicho sistema (el Ot propuesto por Madigas es de $854), adicionalmente al momento de descomprimir el gas en los municipios receptores, los usuarios deberán pagar al prestador del servicio el cargo Ot asignado a ese otro mercado relevante, por lo que el usuario en su tarifa final estaría asumiendo el pago de un doble Dt, lo que comparativamente no sería competitivo para el usuario ni frente a la tarifa establecida por la Resolución 041 de 2009, ni frente a la tarifa propuesta por Efigas en su solicitud de modificación de mutuo acuerdo. Para mayor ilustración presento comparativo de la tarifa final para cada caso.
| Descripción | Tarifa Res 041 de 2009- Gasoducto virtual | Tarifa Res 041 de Tarifa Res 041 de 2009- modificada Expediente 2011 | Tarifas Madigas para municipios de Res 041 |
| Suministro (Gt) | 280.75 | 280.75 | 280.75 |
| Distribución (Dm) | 539.64 | 790.31 | 1.393.64 |
| Transporte (Tt) | 132.00 | 261.04 | 132.00 |
| Transporte comprimido (Tvm) | 467.00 | 0.00 | 467.00 |
| Compresión (Pm) | 136.38 | 0.00 | 136.38 |
| Almacenamiento (Ao) | 92.21 | 0.00 | 92.21 |
| índice de pérdida (p) | 3.5% | 3.5% | 3.5% |
| Tarifa variable | 1,683.24 | 1,351.75 | 2,537,24 |
3. Subsidio FECF aprobado para cargos por conexión adjudicado a Efigas.
Si bien este punto no se refiere a una ventaja para el usuario en la tarifa final, si implica una gran ventaja económica para el mismo, teniendo en cuenta que en la actualidad, Efigas tiene suscrito un convenio con el FECF (adjunto) para otorgar subsidios a los usuarios de estratos 1 y 2 ubicados en los Municipios de Viterbo, Anserma, Riosucio, Supía, Aranzazu, Salamina, Pácora y Aguadas por $593.371.399.
Resulta determinante mencionar que la vigencia de dicho convenio es hasta el 31 de octubre de 2011 (4 meses) de tal forma que de no acogerse la solicitud de Efigas, estos municipios perderán la posibilidad de subsidiar sus conexiones, pues dadas las condiciones de asignación y procedimientos establecidos por el FECF, las probabilidades de que estos recursos vuelvan a ser asignados a estos usuarios son bastante bajas.
III. Criterios Legales
1. Seguridad, continuidad y cobertura de los Servicios Públicos Domiciliarios
Desde el punto de vista constitucional y de principios básicos del régimen de servicios públicos domiciliarios, es deber del Estado garantizar la continuidad y el acceso a este tipo de servicios.
Con base en este antecedente, resulta imprescindible para la CREG en su función como regulador en materia de Energía y Gas, que su normativa promulgada apunte a que más usuarios puedan resultar beneficiados con los servicios públicos que regula, en este caso el de distribución de gas natural por red. De acuerdo con lo anterior, no puede desconocer la Comisión, que desde el punto de vista técnico y de acuerdo con las condiciones geográficas presentadas en el departamento de Caldas, la tecnología de gasoducto físico resulta más confiable para mantener la continuidad en el servicio de distribución de gas natural que la tecnología de gasoductos virtuales; esto, sin dejar de lado que el sistema de gasoductos físicos disminuye significativamente el riesgo de siniestros que afecten la vida y bienes de la comunidad, frente al sistema de gasoductos virtuales, el cual está expuesto en mayor medida a accidentes de tránsito y a atentados terroristas. Son estas razones suficientes por las cuales, si desde el punto de vista tarifario no se lesionan los intereses de los usuarios, debería preferirse la tecnología o el sistema que garantice de mejor manera la continuidad en la prestación del servicio y la seguridad de los usuarios y la comunidad en general.
Por otra parte, debe ser también de principal interés de la Comisión, velar porque las inversiones que realicen las empresas prestadoras, sean lo más eficientes posibles, no solo en el aspecto económico sino en términos de cobertura, de usuarios y municipios beneficiados. Es así pues como no admite discusión que la construcción del gasoducto de distribución proyectado por Efigas con punto de partida en La Virginia y de finalización en Supía con cubrimiento a 12 Municipios por red de gasoductos y a 36.058 usuarios resulta más eficiente que una inversión en gasoductos virtuales con limitaciones técnicas para el acceso continuo a los usuarios.
2. Incentivar la Inversión en Infraestructura con capital Privado antes que de capital Público
Con la ley 142 de 1994, el legislador pretendió vincular de manera directa los recursos privados con la prestación de los servicios públicos domiciliarios manteniendo el control regulatorio en el Estado, de tal manera que vía regulación se mantuviera la calidad del servicio y se evitaran actuaciones abusivas de la posición dominante en el mercado.
Bajo este parámetro y en el caso particular que nos ocupa, y dando hipotéticamente por cierto el supuesto planteado por Madigas, en el que se estuvieran incentivando infraestructuras de distribución de gas natural paralelas, no puede ser admisible desde ningún punto de vista que el regulador prefiera un proyecto que se plantee con participación de recursos públicos cualquiera sea tal participación, frente al que se pretenda ejecutar con el 100% de recursos privados. Adicionalmente, no existe justificación alguna, para que una empresa privada que administra recursos públicos construya redes de distribución de gas natural por red en Municipios sobre los cuales la CREG no ha fijado tarifa para la prestación de dicho servicio, con el agravante de que existen planteadas y solicitadas alternativas de inversión mucho más eficientes y con inversión 100% privada.
Esta es una situación que ha sido de reiterada presencia en los últimos meses entre los agentes de la cadena del gas natural, en donde se han presentado compañías que con el otorgamiento anticipado de subsidios provenientes de recursos públicos han realizado inversiones que resultan enterradas sin utilizarse por encontrar posterior a la ejecución de las obras, entre otras, la inviabilidad de dichos proyectos desde el punto de vista financiero y resultan desperdiciados tales recursos y los usuarios completamente desatendidos en sus necesidades básicas.
3. Inexistencia de Perjuicios Económicos a Madigas Ingenieros
En la comunicación remitida a la CREG por parte de Madigas Ingenieros, esta compañía anuncia que de darse trámite a la solicitud de Efigas se lesionaría los intereses de los usuarios y de Madigas.
A lo largo de este documento se ha demostrado como, no solo no se afectan los intereses de los usuarios en ninguno de los aspectos por donde se observen, sino como la propuesta de Efigas los mejora comparativamente con cualquier escenario de prestación del servicio que se planteé, incluso el establecido en la actual resolución 041 de 2009.
En segundo lugar se considera además de absurdo, injusto, ilegal y ajeno al estado de derecho, pretender que por el hecho de no lesionar económicamente los intereses de Madigas, no se de paso a un proyecto con tan alto contenido social como el planteado por la empresa que represento; además de considerar que si llegado el caso los intereses económicos de Madigas resultaran lesionados (consideramos que no sería así) esa lesión no podría endilgársele a una eventual modificación de la resolución 041 de 2009 sino única y exclusivamente a las decisiones autónomas, gerenciales y administrativas de dicha compañía, quien unilateralmente asumió el riesgo de realizar inversiones sin tener previamente aprobada una tarifa en el mercado al que pretende ingresar y visualizando una generación de renta adicional de sus inversiones con la atención de los municipios restantes por la tecnología de gasoductos virtuales con un punto de compresión que no estaba previsto en el expediente tarifaría autorizado con la resolución 041.
En conclusión, no puede prevalecer el interés particular de Madigas frente al de los más de 30.000 usuarios beneficiados con la modificación de la Resolución 041 y en segundo lugar, no pueden ser subsanados los errores estratégicos de una persona jurídica privada con los actos administrativos y regulación de la CREG.
4. Independencia de Expedientes Tarifarios
Pretende Madigas con su solicitud, interrelacionar el expediente tarifario originado en la resolución 041 de 2009 y ahora con la modificación que de la misma se propone, con el expediente tarifario presentado por ellos para la creación y asignación de tarifa a los Municipios de Filadelfia y La Merced, lo cual desde el punto de vista procedimental y regulatorio, no puede ser admisible, pues los usuarios potenciales, la tecnología utilizada, las inversiones planteadas, entre otras, no guardan relación proporcional entre ellas y por lo tanto no puede el uno incluir al otro.
Por lo tanto, la justificación de existir inversión en redes de distribución en dos Municipios que aún no cuentan con tarifa y no tiene disponibilidad del servicio en los mismos, no pueden impedir la creación de un nuevo mercado relevante al que en un 90% se pretende llegar con la modalidad de gasoducto físico, en donde adicional al tema de seguridad, la economía de escala planteada prevé beneficios económicos a los usuarios tal y como ya se ha demostrado.
5. Improcedencia de Vinculación a Madigas como tercero interesado
Es de mi interés y de la manera más respetuosa, mostrarle a la Comisión la improcedencia de aceptar a Madigas como tercero interesado en este proceso, razón por la cual el Auto de trámite emitido por esta entidad, debería ser revocado y de esta manera continuar con el procedimiento respectivo a la solicitud presentada por Efigas.
Como fundamento principal para lo anteriormente planteado, es de resaltar que el análisis frente a la condición de tercero interesado en un proceso tarifario, debe dirigirse especialmente, a temas que impacten la prestación del servicio (certeza sobre volúmenes, costos, inversiones, etc.) que garanticen de una parte la prestación a precios competitivos del servicio público y de otra, que esa tarifa reconozca los costos asociados al servicio, de tal forma que se garantice la sostenibilidad económica de la empresa en el tiempo y con ellos la continuidad en la prestación, así como una rentabilidad acorde con el tipo de negocios. Estos criterios se ajustan a los principios tarifarios definidos en la Ley de Servicios Públicos.
No puede nunca ser considerado como fundamento suficiente para hacer parte de un proceso tarifario a un tercero, su beneficio económico exclusivo, como en el presente caso. Así las cosas, Madigas no demostró en el escrito presentado en este proceso las razones o el interés que representa para esta firma, su participación en el mismo. Esto salta a la vista en su intervención, toda vez que no hubo una sola frase, una cifra o algún comentario de Madigas tendiente a debatir desde el punto de vista financiero, técnico, comercial o de condiciones de mercado la solicitud de modificación planteada por Efigas; por el contrario, su intervención se centró en pretender demostrar unos eventuales perjuicios que se llegarían a causar supuestamente y en principio a los usuarios (perjuicios que no fueron demostrados y que por el contrario a lo largo de este documento se evidenció absolutamente todo lo contrario), y perjuicios que se causarían a Madigas Ingenieros sustentados estos inicialmente en una supuesta autorización en la construcción infraestructuras paralelas, en donde la construida por Madigas fue primera en el tiempo.
Reitero en este punto lo ya anotado, en el sentido en que no existen infraestructuras paralelas y que el sistema de distribución construido por Madigas en primer lugar se ha hecho a riesgo de esa empresa al no contar con tarifa que remunere el mismo y en segundo lugar que no es cierto que el gasoducto de distribución que tiene como punto de partida la City Gate de Neira haya iniciado su etapa constructiva.
Nótese entonces como la participación de Madigas en este proceso carece del principal componente para ser considerada como una participación de un tercero interesado en el resultado del mismo, pues al no afectarse a los usuarios, ni la prestación del servicio de los dos expedientes tarifarios puede esta firma continuar tranquilamente con su proceso de fijación de tarifa y de creación de mercado relevante compuesto por los municipios de Filadelfia y La Merced sin que la solicitud presentada por Efigas para modificar la Resolución 041 de 2009 altere dicho procedimiento, en virtud de la autonomía e independencia de los tramites ya mencionadas.
Como componente adicional a este planteamiento, resulta necesario recordar que Madigas no fue parte en el proceso de emisión de la Resolución 041 de 2009, y que demuestra aún más que el interés de esa compañía ha estado centrado en el mercado compuesto por Filadelfia y La Merced, el cual no es amenazado por el trámite que aquí se adelanta.
Por último, es de resaltar que con la vinculación como tercero interesado a Madigas, sin fundamento alguno, y sin análisis previo de dicha condición por parte de la Comisión, se causarían diferentes inconvenientes:
Afectación de la confidencialidad de la información, pues en la medida en que está empresa se haga parte del proceso tendrá acceso a información que en condiciones normales sería confidencial.
En cuanto a la oportunidad de aplicación de la eventual tarifa fijada y el mercado relevante creado al final de este proceso, generaría incertidumbre debido a que el acto administrativo que los define inicia su vigencia desde el momento en que las partes intervinientes en el expediente tarifario sean notificados, ya que tener certeza de la notificación de Madigas, retrasaría en mayor medida el inicio del proyecto presentado por Efigas, en donde como se mencionó, urge su ejecución, entre otras, para efectos de utilización de recursos del FECF asignados.
IV. Consideraciones Adicionales.
1. Posibilidades de prestación del servicio a los 8 municipios que no hacen parte de la Resolución 041 de 2009.
Si se diera validez por parte de la CREG a los argumentos planteados por Madigas y como consecuencia de ello se desistiera de modificar la Resolución 041 de 2009 en el sentido propuesto por Efigas, quisiera plantearles los nefastos escenarios en los que podrían enmarcarse los Municipios de Santuario, Apía, Belén de Umbría, Quinchía, Guática, Balcázar, Risaralda y San José.
1.1. Acceso mediante Gasoducto Físico.
En este escenario, básicamente la inversión planteada para atender por esta tecnología a todos los municipios se mantendría, pues solamente se dejaría de necesitar el tramo La Ceiba - Riosucio - Supía que tiene una longitud de 26,2 Km y dejaría una inversión altamente ineficiente que solamente se estaría remunerando por usuarios de 8 municipios y que prácticamente atravesaría los 12 municipios.
A continuación, presento a ustedes una proyección de la tarifa que podría establecerse para esas 8 nuevas poblaciones una vez realizada la inversión mencionada:
Tarifa por gasoducto por red
| Suministro (Gt) | 280.75 |
| Distribución (Dm) | 2.197.02 |
| Transporte (Tt) | 132.00 |
| Transporte comprimido (Tvm) | 0.00 |
| Compresión (Pm) | 0.00 |
| Almacenamiento (Ao) | 0.00 |
| Indice de pérdida (p) | 3.5% |
| Tarifa variable | 2,624.74 |
En este escenario, la tarifa sería un 94% mayor que la presentada en la modificación de la Resolución 041 de 2009 de $ 1,351.75.
1.2. Acceso mediante Gasoducto Virtual (fuera del marco de la Resolución 041 de 2009 actual)
A continuación, me permito presentar la proyección tarifaria que aplicaría al mercado de los 8 nuevos Municipios atendidos mediante gasoductos virtuales dado el caso de no ser aceptados en la modificación al mercado relevante propuesto por Efigas para la resolución 041 de 2009.
Nótese como al igual que en el escenario anterior, estos municipios nuevos tanto como los ya previstos en la resolución perderían la posibilidad de beneficiarse de las economías de escala que les permita obtener una tarifa final más económica, de tal forma que perderían todos los municipios nuevos y del mercado de la resolución 041, competitividad frente al gas propano y consecuentemente resultar siendo un proyecto inviable.
Tarifa por gasoducto por red
| Suministro (Gt) | 280.75 |
| Distribución (Dm) | 985.00 |
| Transporte (Tt) | 132.00 |
| Transporte comprimido (Tvm) | 273.59 |
| Compresión (Pm) | 136.38 |
| Almacenamiento (Ao) | 92.21 |
| Indice de pérdida (p) | 3.5% |
| Tarifa variable | 1,928.17 |
Este escenario presenta una tarifa 14.5% mayor a la resultante de aplicar la Resolución CREG 041 de 2009 de $1,683.24 Y un 42.6% mayor que la solicitada en la modificación de la resolución 041 que es de $ 1,351.75.
Por último, quisiera reiterar mi solicitud de dar trámite favorable a las pretensiones señaladas en la solicitud de modificación por mutuo acuerdo presentada por mi tan pronto y como los procedimientos de esta Comisión lo permitan, toda vez que el tiempo corre en contra de los usuarios con el fin de ser beneficiados con recursos del FECF asignados a 8 de los 16 municipios y de las ventajas económicas y calidad de vida que el gas natural ostenta”.
Mediante auto del día 6 de julio de 2011 radicado interno I-2011-002336 y notificado a través de estado del día 7 de julio, I-2011-002337, la Dirección Ejecutiva de la Comisión de Regulación de Energía y Gas, solicitó a EFIGAS suministrar, en forma completa, “(…) el análisis detallado que le permite concluir que la tarifa a usuario final con el cargo de distribución resultante de la nueva solicitud tarifaria y comparada con la tarifa que resultaría de aplicar lo establecido en la Resolución CREG 041 de 2009, es menor en un 8.6%”.
La empresa EFIGAS respondió la solicitud de información formulada por la Dirección Ejecutiva mediante comunicaciones con radicación CREG E-2011-006671 y E-2011-006672, ambas de fecha 14 de julio de 2011, argumentando lo siguiente:
“El esquema tarifario de la Resolución 041 contempla la atención del mercado relevante compuesto por 8 municipios de Caldas (Aranzazu, Salamina, Pácora, Aguadas, Viterbo, Anserma y Supía) con la tecnología de Gas Natural Comprimido o Gasoductos Virtuales, en cuyo esquema aplican los siguientes componentes:
- Suministro (Gt)
- Distribución (Dm)
- Transporte (Tt)
- Transporte comprimido (Tvm)
- Compresión (Pm)
- Almacenamiento (Ao)
- Comercialización (Cm)
Con la modificación propuesta, el mercado relevante de 8 municipios con 28.055 usuarios potenciales, se convertiría en un mercado relevante de 16 municipios con 37.226 usuarios potenciales, que se atendería por dos tecnologías: 12 municipios (Viterbo, Anserma, Riosucio, Supía, Belalcazar, Risaralda y San José en el departamento de Caldas y Apía, Guática, Belén de Umbría, Quinchía y Santuario en el departamento de Risaralda) por medio de un sistema de distribución por red con origen en La Virginia (Risaralda) y 4 municipios (Aranzazu, Salamina, Pácora y Aguadas en Caldas) por Gasoductos Virtuales.
En este esquema, los componentes tarifarios son los siguientes:
- Suministro (Gt)
- Distribución (Dm)
- Transporte (Tt)
- Comercialización (Cm)
De conformidad con el artículo 4 de la Resolución CREG 008 de 2005 (Ver Anexo 1) el componente transporte de gas para mercados relevantes atendido mediante las dos tecnologías (virtual y físico) recoge los costos de compresión, transporte y almacenamiento en un único componente para todo el mercado relevante. Razón por la cual para la nueva tarifa no aplicarían los componentes de Pm, Tvm y Ao.
En este esquema, los usuarios de los cuatro Municipios a atender mediante gasoductos virtuales, se verían favorecidos mediante la economía de escala que representa diluir los costos de compresión, transporte comprimido y almacenamiento, con usuarios de 12 municipios adicionales, tal y como se demuestra en el siguiente cuadro:
| Componente | Resol 041 de 2009Aprobada | Resol 041 de 2009 Modificada |
| Suministro (Gt) | 280.75 | 280.75 |
| Transporte (Tt) | 132.00 | 261.04 |
| Transporte comprimido (TVm) | 467.00 | 0.00 |
| Compresión (Pm) | 136.38 | 0.00 |
| Almacenamiento (Ao) | 92.21 | 0.00 |
| Distribución (Dm) | 539.64 | 790.31 |
| Índice de pérdida (p) | 3.5% | 3.5% |
| Tarifa variable | 1,683.24 | 1,351.75 |
| Comercialización (Cm) | 2,496.02 | 2,496.02 |
| Para un consumo de 1 m3 mensual, el valor a pagar por parte del usuario sería | 4,179.26 | 3,847.77 |
| Porcentaje de ahorro con tarifa modificada | - | 8.62% |
Nota 1: Tarifas a precios de 2011
Nota 2: No obstante lo anterior, si se tiene en cuenta el consumo promedio estimado para el mercado (17,8 m3/mes) la competitividad entre lo planteado en la resolución 041 de 2009 actual y la modificación propuesta, aumenta del 8,6% al 22,22% así:
Escenario 1: Tarifa aplicando Resolución 041 de 2009
| Tarifa fija = | $ 2.496,02 | |
| Tarifa variable = | 1.683,24 x 17,8 m3 = | $ 29.961.62 |
| Tarifa total = | $ 32.457,72 | |
Escenario 2: Tarifa aplicando Resolución 041 de 2009 modificada
| Tarifa fija = | $ 2.496,02 | |
| Tarifa variable = | 1.351,75 x 17,8 m3 | $ 24.061,15 |
| Tarifa total = | $ 26.557,19 | |
La diferencia para el usuario de este ejercicio en la tarifa final es de $ 5.900,54 en la facturación mensual, que equivale a un ahorro del 22,22% (Ver hoja de cálculo anexa)
A continuación me permito demostrar uno a uno los componentes tarifarios que aplicarían para la nueva tarifa final propuesta y que soportan el índice de competitividad anteriormente mencionado; adicionalmente en cada uno de ellos haré remisión a los anexos que soportan las cifras presentadas.
1. Suministro (Gt)
Se toma como referencia para los ejercicios de cálculo el costo promedio del gas de Guajira para el período comprendido entre febrero y agosto de 2011, teniendo en cuenta que las contrataciones de la Compañía a la fecha dan cubrimiento en el suministro al mercado regulado de estos Municipios nuevos (Ver Anexo 2: Resolución CREG 023 del 2000)
280,75 $/m3 (pesos de 2011)
2. Transporte (Tt)
Para el caso de la modificación propuesta por Efigas S.A. E.S.P., se aplicaría la Resolución CREG 008 de 2005 que señala:
“Artículo 4o. FÓRMULA PARA MERCADOS ATENDIDOS CON SISTEMAS DE TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN POR GASODUCTO Y TRANSPORTE DE GNC. Para aquellos Mercados Relevantes aprobados por la CREG y conformados por municipios atendidos con Sistemas de Distribución y Transporte de gas natural por gasoductos y sistemas de Distribución de Gas Natural Comprimido – GNC, los componentes TVm y Pm podrán incluirse dentro el componente Tm de la Fórmula Tarifaria General adoptando la siguiente fórmula:
Dónde:
| Tm = | Costo promedio máximo unitario en $/m3 para municipios atendidos con Sistemas de Distribución y Transporte de gas natural por gasoductos y Sistemas de transporte de gas natural comprimido, aplicable en el mes m. | ||
| Tmo = | Costo promedio máximo unitario en $/m3 para el transporte de gas natural por gasoducto en cada Sistema de Transporte, aplicable en el mes m.Para el ejercicio Tm0 = 132 $/m3, que corresponde al valor publicado de la tarifa de transporte para el área de concesión de Caldas en el 2011, tomando como referencia el tramo hasta Pereira, la cual corresponde a la tarifa promedio con pareja de cargos 100-0 (Ver Anexo 3: Resolución 125 de 2003) según contratos en firme desde los campos de Cusiana y Guajira. | ||
| Qo = | Volumen de gas en m3 transportado en gasoducto por cada Sistema de Transporte en el mes m. No debe ser superior al Q total del mercado, teniendo en cuenta que el QGNC usa el Sistema de Transporte.Para el ejercicio Q0 = 554.279 m3, que corresponde a la demanda mensual proyectada en un año maduro del proyecto, de los municipios que serán atendidos por gasoducto físico (Ver expediente presentado). | ||
| TVm = | Costo máximo unitario en $/m3 para el transporte de gas natural comprimido en vehículos de carga.Para el ejercicio, el TVm = 559,21, que es resultante de la ponderación de las demandas mensuales de los municipios que serían atendidos por gasoducto virtual, relacionadas con los cargos en vehículos no articulados surgidos de aplicar la matriz de transporte de la CREG con origen de compresión en Manizales a precios de 2011 y sumado el cargo por almacenamiento: | ||
| Municipio | Demanda/mes (m3) | Cargos No Articulado 2011 | Ponderación |
| Aranzazu | 18,126 | 232.334 | 44.98 |
| Salamina | 32,552 | 334.119 | 116.16 |
| Pácora | 19,585 | 583.865 | 122.13 |
| Aguadas | 26,336 | 653.206 | 183.73 |
| Total | 96,598 | - | 467.00 |
TVm = 467 + 92,21 = 559,21
| Pm = | Costo de compresión del gas natural expresado en $/m3.Para el ejercicio Pm = 136,38, resultante de la actualización del valor de compresión de la Resolución 008 de 2005 a precios de 2011 |
| QGNC = | Volumen de GNC en m3 transportado en vehículos de carga en el mes m. |
De esta forma, y aplicando la fórmula de la resolución CREG 008 de 2005, el nuevo componente Tm que aplicaría para todo el nuevo mercado relevante sería:
Tm = 132,00 x 554.279 + (559,21 + 136,38) x 102.827
6.651.352
Tm = 261,04 $/m3 (pesos de 2011)
3. Cargo Promedio de Distribución (Dm)
Para la aplicación del cargo Dm con la solicitud tarifaria de modificación presentada por EFIGAS S.A. E.S.P. se tiene en cuenta los componentes de Inversión y AOM presentados y sería de:
| Componente AOM | 192.68 |
| Componente Inversión | 597.63 |
| 790,31 $/m3 (pesos de 2011) | |
4. Cargo Máximo Base de Comercialización (Cm)
En Resolución CREG 041 de 2009 se aprobó un cargo de:
2.237,84 $/factura (pesos de diciembre de 2007)
Actualizando su valor según artículo 24 de la Resolución CREG 011 de 2003, el cargo sería de:
2.496,02 $/factura (pesos de enero de 2011)
Este valor aplicaría de igual forma en la modificación propuesta por EFIGAS S.A. E.S.P.”
En síntesis, la solicitud de EFIGAS, tiene como objeto que la Comisión, por mutuo acuerdo con esta empresa, modifique los cargos promedio de distribución y de comercialización aprobados mediante la Resolución CREG-041 de 2009, y su mercado relevante asociado, debido a la reformulación del del proyecto que implica: (i) la modificación de la modalidad de prestación del servicio inicialmente proyectada mediante gasoductos virtuales, (ii) la incorporación de 8 municipios más al mercado relevante y (iii) la prestación del mismo por red de tubería a 12 de los 16 municipios que conformarían el nuevo mercado relevante, beneficiándose de esta forma a los distintos usuarios, tanto del mercado relevante aprobado en la Resolución 041 de 2009, como a los de los municipios que se incorporarían.
Según la solicitud, la modificación por mutuo acuerdo debe darse como consecuencia de los beneficios que reporta el proyecto así concebido para los usuarios, en materia tarifaria y de continuidad en cuanto a la prestación del servicio de gas, ya que de no accederse a la solicitud, EFIGAS no estaría en condiciones de adelantar el proyecto.
De conformidad con lo establecido en la Ley 142 de 1994, artículo 73, numeral 73.11, compete a la Comisión de Regulación de Energía y Gas “Establecer fórmulas para la fijación de las tarifas de los servicios públicos, cuando ello corresponda según lo previsto en el artículo 88; y señalar cuándo hay suficiente competencia como para que la fijación de las tarifas sea libre”.
Como se mencionó anteriormente, mediante la Resolución CREG-011 de 2003, la Comisión estableció los criterios generales para remunerar las actividades de distribución y comercialización de gas combustible, y las fórmulas generales para la prestación del servicio público domiciliario de distribución de gas combustible por redes de tubería.
En el artículo 18 de esta Resolución, dispone lo siguiente:
“Artículo 18. VIGENCIA DE LOS CARGOS. Los Cargos Promedio de Distribución que apruebe la Comisión tendrán una vigencia de cinco (5) años, contados a partir de la entrada en vigencia de la resolución que apruebe la fórmula tarifaria específica correspondiente. Vencido este período, dichas fórmulas continuarán rigiendo hasta tanto la Comisión no fije las nuevas”.
Si bien la metodología definida por la CREG para remunerar las actividades de distribución y comercialización de gas combustible, y las fórmulas generales para la prestación del servicio público domiciliario de distribución de gas combustible por redes de tubería, determinó que los cargos tendrían una vigencia de cinco años, la Ley 142 de 1994 establece que éstos pueden ser modificados, durante su vigencia, en aplicación de su artículo 126, que prevé:
“ARTICULO 126.- Vigencia de las fórmulas de tarifas. Las fórmulas tarifarias tendrán una vigencia de cinco años, salvo que antes haya acuerdo entre la empresa de servicios públicos y la comisión para modificarlas o prorrogarlas por un período igual. Excepcionalmente podrán modificarse, de oficio o a petición de parte, antes del plazo indicado cuando sea evidente que se cometieron graves errores en su cálculo, que lesionan injustamente los intereses de los usuarios o de la empresa; o que ha habido razones de caso fortuito o fuerza mayor que comprometen en forma grave la capacidad financiera de la empresa para continuar prestando el servicio en las condiciones tarifarias previstas.
Vencido el período de vigencia de las fórmulas tarifarias, continuarán rigiendo mientras la comisión no fije las nuevas”.
De lo anterior se concluye, que el Cargo Promedio de Distribución por uso del Sistema de Distribución de gas natural por red y el Cargo Máximo Base de Comercialización de gas natural por redes a usuarios regulados, así como su mercado relevante asociado y al que éstos son aplicables, pueden ser objeto de modificación conforme al artículo 126 de la Ley 142 de 1994 antes citado.
Esta modificación excepcional puede darse:
i) porque haya acuerdo entre la empresa de servicios públicos y la Comisión para modificarlas;
ii) cuando sea evidente que se cometieron graves errores en su cálculo, que lesionan injustamente los intereses de los usuarios o de la empresa;
iii) que ha habido razones de caso fortuito o fuerza mayor que comprometen en forma grave la capacidad financiera de la empresa para continuar prestando el servicio en las condiciones tarifarias previstas.
Para el caso de la actuación administrativa que se resuelve, EFIGAS solicitó se acceda a la modificación por mutuo acuerdo entre la empresa y la Comisión, con fundamento en las razones expuestas en su petición.
Tal y como lo ha mencionado en anteriores oportunidades la Comisión:
“Se entiende que el período de vigencia de las fórmulas tarifarias previsto por la ley busca garantizar, tanto a las empresas como a los usuarios, estabilidad en los cargos aprobados. En consecuencia, la posibilidad de modificar los cargos aprobados por mutuo acuerdo entre la empresa y la Comisión debe ser tenida como una excepción al mencionado principio de estabilidad. Por otro lado, se entiende que dicha excepción está prevista como un mecanismo que permite modificar los cargos siempre y cuando se encuentren razones fundadas, jurídica y fácticamente, distintas de las demás causales previstas en el artículo 126 de la Ley 142 de 1994, que justifiquen tal modificación(1)”. (Subrayado fuera del texto original).
Adicionalmente, conforme a los mandatos superiores contenidos en la Ley 142 de 1994, y el Código Contencioso Administrativo, en relación con las decisiones discrecionales, es preciso señalar que:
El artículo 3o. de la Ley 142 de 1994 establece:
“Todas las decisiones de las autoridades en materia de servicios públicos deben fundarse en los motivos que determina esta ley; y los motivos que invoquen deben ser comprobables”.
Y a su vez, el artículo 36 del Código Contencioso Administrativo prevé:
“En la medida en que el contenido de una decisión, de carácter general y particular, sea discrecional, debe ser adecuada a los fines de la norma que la autoriza, y proporcional a los hechos que le sirven de causa”.
Tal y como se desprende de estas normas y como lo ha manifestado la jurisprudencia en forma reiterada, el ejercicio de las facultades discrecionales por parte de la administración, debe ser adecuado a los fines de la norma que faculta y se debe fundar en hechos que válidamente le sirvan de causa.
En este sentido, la H. Corte Constitucional ha determinado que(2) “Esta Corporación ha construido una sólida doctrina constitucional en torno a la posibilidad de que el legislador otorgue a la Administración facultades discrecionales para la adopción de ciertas decisiones o el desarrollo de determinadas actuaciones, con el fin de facilitar la consecución de los fines estatales y el cumplimiento de las funciones a ella asignadas(3).
Sin embargo, de acuerdo con la jurisprudencia de esta Corte, las decisiones que adopte la Administración en ejercicio de dichas facultades, necesariamente deben tener fundamento en motivos suficientes que permitan distinguir lo discrecional de lo puramente arbitrario o caprichoso, tal como lo exige el artículo 36 del Código Contencioso Administrativo, según el cual “en la medida en que el contenido de una decisión, de carácter general o particular, sea discrecional, debe ser adecuada a los fines de la norma que la autoriza y proporcional a los hechos que le sirven de causa”, de tal manera que las facultades discrecionales de la Administración no lo son de manera absoluta, sino limitada por los objetivos que se persiguen con su otorgamiento y por la proporcionalidad en su aplicación.
En efecto, desde el año 1975 el Consejo de Estado había señalado que en un Estado Social de Derecho la discrecionalidad absoluta resulta incompatible con la exigencia de que el Estado asuma la responsabilidad por las decisiones que adopta. En esa oportunidad, esa Corporación señaló: (…).
En el mismo sentido, esta Corporación, (…) estableció:
“(…) la discrecionalidad absoluta entendida como la posibilidad de adoptar decisiones administrativas sin que exista una razón justificada para ello, puede confundirse con la arbitrariedad y no es de recibo en el panorama del derecho contemporáneo. La discrecionalidad relativa, en cambio, ajena a la noción del capricho del funcionario, le permite a éste apreciar las circunstancias de hecho y las de oportunidad y conveniencia que rodean la toma de la decisión, concediéndole la posibilidad de actuar o de no hacerlo, o de escoger el contenido de su determinación, siempre dentro de las finalidades generales inherentes a la función pública y las particulares implícitas en la norma que autoriza la decisión discrecional.”(4)
Así las cosas, tal y como se desprende de lo anteriormente expuesto, lo discrecional no puede confundirse con lo arbitrario ni con la ausencia de motivos para proferir determinada decisión, ya que, tal como se señaló, la discrecionalidad exige, de un lado, que la decisión que se adopte responda a los fines de la norma que otorga la facultad y, del otro, la proporcionalidad entre los hechos respecto de los cuales se pronuncia la administración y la consecuencia jurídica que se genera.
En efecto, esta Corporación ha señalado:
“Encontramos, pues, en la discrecionalidad, dos elementos; uno, la adecuación de la decisión a los fines de la norma que autoriza la facultad discrecional, y otro, la proporcionalidad con los hechos que sirvieron de causa. La adecuación es la correspondencia, en este caso, del contenido jurídico discrecional con la finalidad de la norma originante, en otras palabras, la armonía del medio con el fin; el fin jurídico siempre exige medios idóneos y coherentes con él. Por su parte, la proporcionalidad es con los hechos que le sirven de causa a la decisión, y no es otra cosa que la acción del hecho causal sobre el efecto jurídico; de ahí que cobre sentido la afirmación de Kelsen, para quien la decisión en derecho asigna determinados efectos jurídicos a los supuestos de hecho. De todo lo anterior se desprende que la discrecionalidad no implica arbitrariedad al estar basada en los principios de racionalidad y razonabilidad.”(5) (Negrilla fuera de texto)
Se concluye entonces que la discrecionalidad con la que puede contar la administración en determinados eventos no puede confundirse de manera alguna con arbitrariedad, ya que dicha discrecionalidad no es absoluta, sino que se circunscribe a unos fines específicos y a la proporcionalidad entre la decisión de la Administración y los hechos que le dan fundamento a la misma; además, por cuanto la decisión adoptada por la Administración debe encontrar fundamento en motivos suficientes que permitan diferenciar la actuación administrativa discrecional de la arbitraria y del abuso de las facultades otorgadas(6)”.
Adicionalmente, la Honorable Corte Constitucional, en sentencia C-150 de 2003, concluyó que en el procedimiento que se adelante con el fin de modificar las fórmulas tarifarias en la forma prevista en el Artículo 126 de la Ley 142 de 1994, se debe garantizar la participación de los usuarios, a quienes se debe informar sobre la solicitud, permitir que aporten pruebas, oírlos y atender sus inquietudes.
Como se mencionó, EFIGAS, conforme a lo ordenado por la CREG en auto de fecha 19 de Abril de 2011, efectuó la publicación en el Diario EL TIEMPO, conforme a lo ordenado y a lo establecido en los Artículos 15 y 16 del Código Contencioso Administrativo.
Como se dijo anteriormente, EFIGAS argumenta que la modificación solicitada, permitirá una mayor cobertura, mejoras en la continuidad del servicio al prestarse en su mayoría con gasoductos por red de tubería y menores tarifas a los usuarios.
Por tanto, se considera, que es posible acceder a la revisión de los cargos solicitada por la vía del común acuerdo previsto en el artículo 126 de la Ley 142 de 1994, como un mecanismo para permitir la modificación del mercado relevante establecido en la Resolución CREG 041 de 2009 en el departamento de Caldas y el Cargo Promedio de Distribución por uso del Sistema de Distribución de gas natural por red así como el Cargo Máximo Base de Comercialización de gas natural por redes a usuarios regulados aplicables, según la solicitud efectuada por la empresa EFIGAS.
5.2. METODOLOGÍA TARIFARIA Y RESOLUCIÓN CREG 041 DE 2009.
Mediante la Resolución CREG-011 de 2003, la Comisión estableció los criterios generales para remunerar las actividades de distribución y comercialización de gas combustible, y las fórmulas generales para la prestación del servicio público domiciliario de distribución de gas combustible por redes de tubería, ciñéndose a los criterios superiores establecidos en la Ley 142 de 1994.
La metodología para la determinación del cargo de distribución, establece la definición de un mercado relevante, el cual puede estar conformado como mínimo por un municipio o grupo de municipios.
Ahora bien el cargo se determina a partir de costos medios de mediano plazo que remunera el programa de inversiones y los gastos de administración, operación y mantenimiento, diseñados por la empresa para llevar el servicio a una demanda futura.
Para asegurar que el programa de inversiones sea eficiente, esta se valora a través de inventario de unidades constructivas y de acuerdo con los precios preestablecidos en la metodología. Así mismo, se aplica un criterio de eficiencia en la utilización de Redes Secundarias de Distribución.
Para el caso de determinar la eficiencia de los gastos de AOM se utiliza la metodología de Frontera de Eficiencia DEA (Análisis Envolvente de Datos).
5.2.2. RESOLUCIÓN CREG 041 DE 2009.
Dando aplicación a la metodología y criterios contenidos en la Resolución CREG 011 de 2003 y conforme a la solicitud tarifaria presentada por la empresa GAS NATURAL DEL CENTRO, la CREG efectuó los cálculos correspondientes los cuales se encuentran en el Documento CREG 037 de 2009. Como se mencionó en el acto administrativo cuya modificación se pide, la solicitud tarifaria presentada por Gas Natural del Centro S.A. E.S.P. incluyó las proyecciones de demanda, las proyecciones de gastos de AOM de distribución y el Programa de Nuevas Inversiones, clasificadas según el listado de unidades constructivas establecido en el Anexo No. 1 de la Resolución CREG 011 de 2003.
En este sentido, en la parte resolutiva de la Resolución CREG 041 de 2009 se dispuso lo siguiente:
“
RESUELVE:
Artículo 1. Mercados Relevantes de Distribución y Comercialización. Para efectos de aplicación de esta Resolución el mercado relevante de distribución y comercialización serán los municipios de Aranzazu, Salamina, Pácora, Aguadas, Viterbo, Anserma, Riosucio y Supía en el departamento de Caldas.
Artículo 2. Inversión Base. La Inversión Base para determinar el cargo de distribución para el Mercado Relevante definido en el Artículo 1 de esta Resolución corresponde a nuevas inversiones. Para el Programa de Nuevas Inversiones se reconocen los siguientes valores, con la descripción presentada en el Anexo 1 de la presente Resolución:
| Descripción | Año 1 | Año 2 | Año 3 | Año 4 | Año 5 |
| UC de Redes y Estaciones | 8.220.991.333 | 3.032.295.592 | |||
| Activos de calidad | 426.718.410 | 0 | |||
| Otros Activos | 248.000.000 | 0 | |||
| Total | 8.895.709.742 | 3.032.295.592 | |||
Cifras en pesos del 31 de Diciembre de 2007.
PARÁGRAFO. Las desviaciones que se presenten en el Programa de Nuevas Inversiones serán consideradas de conformidad con lo establecido en el literal b) del numeral 7.1 de la Resolución CREG 011 de 2003.
Artículo 3. Demandas Esperadas de Volumen. Para el cálculo tarifario se utilizó la Demanda de Volumen para el horizonte de proyección presentada en el Anexo 2 de esta Resolución.
Artículo 4. Gastos de Administración, Operación y Mantenimiento de Distribución - AOM. El nivel de eficiencia obtenido del modelo de frontera de eficiencia es 84,52%. Aplicando este resultado al valor presente de los gastos de AOM propuestos para el Horizonte de Proyección, se obtiene el siguiente valor para incorporar al cálculo del cargo que remunera los gastos de AOM. En el Anexo 3 se presentan los gastos de AOM para el Horizonte de Proyección.
| Componente | $ del 31 de Dic/2007 |
| Valor Presente de los gastos de AOM, con nivel de eficiencia | 2.725.633.268 |
Artículo 5. Cargo Promedio de Distribución. A partir de la vigencia de la presente Resolución, el Cargo Promedio de Distribución aplicable en el Mercado Relevante definido en el Artículo 1, para recuperar los costos de inversión y gastos de AOM para la distribución domiciliaria de gas natural por red se fija en 489,42 $/m3 (pesos de diciembre de 2007) desagregado de la siguiente manera:
| Componente | $/m3 |
| Componente de inversión | 379,21 |
| Gastos AOM | 110,21 |
NOTA: Cifras en pesos del 31 de diciembre de 2007
PARÁGRAFO 1. El cargo piso aplicable en el Mercado Relevante definido en el Artículo 1 se fija en $104,80/m3 (pesos de diciembre de 2007).
PARÁGRAFO 2. Estos Cargos de Distribución se actualizarán de conformidad con lo establecido en el numeral 7.8 de la Resolución CREG-011 de 2003.
Artículo 6. Cargo Máximo Base de Comercialización. A partir de la vigencia de la presente Resolución, el Cargo Máximo Base de Comercialización aplicable en el Mercado Relevante definido en el Artículo 1 de la presente Resolución, es el siguiente:
| Cargo Máximo Base de Comercialización ($/factura) | 2.237,84 |
NOTA: Cifras en pesos del 31 de diciembre de 2007
PARÁGRAFO. El Cargo de Comercialización se actualizará de conformidad con lo establecido en el Artículo 24 de la Resolución CREG-011 de 2003.
Artículo 7. Fórmula Tarifaria. La Fórmula Tarifaria aplicable al mercado relevante definido en el Artículo 1 de la presente Resolución corresponderá a la establecida en el Artículo 34 de la Resolución CREG 011 de 2003. (…)”
5.2.3.
Como se mencionó anteriormente, conforme a la Ley 142 de 1994, artículo 126:
“ARTICULO 126.- Vigencia de las fórmulas de tarifas. Las fórmulas tarifarias tendrán una vigencia de cinco años, salvo que antes haya acuerdo entre la empresa de servicios públicos y la comisión para modificarlas o prorrogarlas por un período igual. Excepcionalmente podrán modificarse, de oficio o a petición de parte, antes del plazo indicado cuando sea evidente que se cometieron graves errores en su cálculo, que lesionan injustamente los intereses de los usuarios o de la empresa; o que ha habido razones de caso fortuito o fuerza mayor que comprometen en forma grave la capacidad financiera de la empresa para continuar prestando el servicio en las condiciones tarifarias previstas.
Vencido el período de vigencia de las fórmulas tarifarias, continuarán rigiendo mientras la comisión no fije las nuevas”.
EFIGAS en su solicitud solicita a la CREG que por mutuo acuerdo se modifique la Resolución 041 de 2009, con lo cual es preciso referirse a los fines establecidos en las normas superiores que enmarcan la decisión que debe adoptar la Comisión como consecuencia de lo solicitado por EFIGAS, así como hacer una breve referencia a anteriores decisiones de la Comisión mediante los que se han abordado y decidido solicitudes de modificación de las fórmulas tarifarias por la vía del mutuo acuerdo.
5.3.1. LOS FINES DE LA INTERVENCIÓN DEL ESTADO EN LOS SERVICIOS PÚBLICOS.
La función de regulación fue concebida por el Constituyente de 1991 como un tipo de intervención del Estado en la economía. Conforme a los mandatos constitucionales, se pueden mencionar como características de la intervención del Estado en los servicios públicos y en relación al caso concreto que se analiza, las siguientes:
- La regulación de los servicios públicos tiene fines sociales, como son el mejoramiento de la calidad de vida de los habitantes y el acceso de las personas de menores ingresos a los servicios básicos, los cuales son inherentes a la finalidad social del Estado (artículo 365). Para el logro de tales fines los órganos de regulación han de disponer de instrumentos adecuados a la especificidad de este tipo de intervención.
- Tal y como lo ha señalado la H. Corte Constitucional(7) “Los órganos de regulación han de ejercer sus competencias con miras a alcanzar los fines que justifican su existencia en un mercado inscrito dentro de un Estado social y democrático de derecho. Estos fines se pueden agrupar en dos clases, a pesar de su variedad y especificidad. La primera clase comprende los fines sociales que el mercado por sí mismo no alcanzará, según las prioridades de orden político definidas por el legislador y de conformidad con el rango temporal que éste se ha trazado para alcanzarlos. La segunda clase abarca los fines económicos atinentes a procurar que el mercado funcione adecuadamente en beneficio de todos, no de quienes dentro de él ocupan una posición especial de poder, en razón a su predominio económico o tecnológico o en razón a su acceso especial al proceso de toma de decisiones públicas tanto en el órgano legislativo como en los órganos administrativos clásicos.
- 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 orden de ideas, pasa la Corte a analizar los fines que en cada caso se persiguen y los criterios constitucionales que guían la acción del Estado para alcanzarlos”.
- Garantizar la efectividad de los principios del Estado social de derecho debe constituir la orientación de la función de regulación: "[e]n uso de la facultad que la Carta Política le confirió al Congreso de la República para reglamentar la prestación de los servicios públicos domiciliarios se expidió la Ley 142 del 11 de julio de 1994, que con base en lo dispuesto en los artículos 334, 336 y 365 a 370 Superiores, desarrolló los fines sociales de la intervención del Estado en la prestación de estos servicios para alcanzar los siguientes objetivos: garantizar la calidad del bien objeto del servicio público y su disposición final para asegurar el mejoramiento de la calidad de vida de los usuarios; ampliación permanente de la cobertura mediante sistemas que compensen la insuficiencia de la capacidad de pago de los usuarios; atención prioritaria de las necesidades básicas insatisfechas en materia de agua potable y saneamiento básico; prestación continua e ininterrumpida, sin excepción alguna, salvo cuando existan razones de fuerza mayor o caso fortuito o de orden técnico o económico que así lo exijan; prestación eficiente; libertad de competencia y no utilización abusiva de la posición dominante; obtención de economías de escala comprobables; mecanismos que garanticen a los usuarios el acceso a los servicios y su participación en la gestión y fiscalización de su prestación; establecer un régimen tarifario proporcional para los sectores de bajos ingresos de acuerdo con los preceptos de equidad y solidaridad"(8)
En este orden de ideas, se destaca que en efecto el Capítulo I del Título Preliminar de la Ley 142 de 1994 contiene los principios generales para la aplicación de la norma, los cuales se utilizarán para resolver cualquier dificultad de interpretación al aplicar las normas sobre los servicios públicos a los que esta u otras leyes se refieren, y para suplir los vacíos que ella presenten(9)
Al respecto el Artículo 2 de la Ley 142 de 1994, ha establecido como fines de la intervención del Estado en los servicios públicos domiciliarios:
“ARTÍCULO 2o. INTERVENCIÓN DEL ESTADO EN LOS SERVICIOS PÚBLICOS. El Estado intervendrá en los servicios públicos, conforme a las reglas de competencia de que trata esta Ley, en el marco de lo dispuesto en los artículos 334, 336, 365, 366, 367, 368, 369, 370 de la Constitución Política, para los siguientes fines:
2.1. Garantizar la calidad del bien objeto del servicio público y su disposición final para asegurar el mejoramiento de la calidad de vida de los usuarios.
2.2. Ampliación permanente de la cobertura mediante sistemas que compensen la insuficiencia de la capacidad de pago de los usuarios.
2.3. Atención prioritaria de las necesidades básicas insatisfechas en materia de agua potable y saneamiento básico.
2.4. Prestación continua e ininterrumpida, sin excepción alguna, salvo cuando existan razones de fuerza mayor o caso fortuito o de orden técnico o económico que así lo exijan.
2.5. Prestación eficiente.
2.6. Libertad de competencia y no utilización abusiva de la posición dominante.
2.7. Obtención de economías de escala comprobables.
2.8. Mecanismos que garanticen a los usuarios el acceso a los servicios y su participación en la gestión y fiscalización de su prestación.
2.9. Establecer un régimen tarifario proporcional para los sectores de bajos ingresos de acuerdo con los preceptos de equidad y solidaridad”.
Igualmente, como instrumentos de la intervención estatal en el sector, la Ley 142 de 1994 señaló los siguientes:
“ARTÍCULO 3o. INSTRUMENTOS DE LA INTERVENCIÓN ESTATAL.
Constituyen instrumentos para la intervención estatal en los servicios públicos todas las atribuciones y funciones asignadas a las entidades, autoridades y organismos de que trata esta ley, especialmente las relativas a las siguientes materias:
3.1. Promoción y apoyo a personas que presten los servicios públicos.
3.2. Gestión y obtención de recursos para la prestación de servicios.
3.3. Regulación de la prestación de los servicios públicos teniendo en cuenta las características de cada región; fijación de metas de eficiencia, cobertura y calidad, evaluación de las mismas, y definición del régimen tarifario.
3.4. Control y vigilancia de la observancia de las normas y de los planes y programas sobre la materia.
3.5. Organización de sistemas de información, capacitación y asistencia técnica.
3.6. Protección de los recursos naturales.
3.7. Otorgamiento de subsidios a las personas de menores ingresos.
3.8. Estímulo a la inversión de los particulares en los servicios públicos.
3.9. Respecto del principio de neutralidad, a fin de asegurar que no exista ninguna práctica discriminatoria en la prestación de los servicios.
Todas las decisiones de las autoridades en materia de servicios públicos deben fundarse en los motivos que determina esta ley; y los motivos que invoquen deben ser comprobables.
Todos los prestadores quedarán sujetos, en lo que no sea incompatible con la Constitución o con la ley, a todo lo que esta ley dispone para las empresas y sus administradores y, en especial, a las regulaciones de las Comisiones, al control, inspección y vigilancia de la Superintendencia de Servicios Públicos, y a las contribuciones para aquéllas y ésta”.
Así mismo, y en tanto un aspecto fundamental del régimen, se establecen los siguientes derechos para los usuarios:
“ARTÍCULO 9o. DERECHO DE LOS USUARIOS (…):
9.1. Obtener de las empresas la medición de sus consumos reales mediante instrumentos tecnológicos apropiados, dentro de plazos y términos que para los efectos fije la comisión reguladora, con atención a la capacidad técnica y financiera de las empresas o las categorías de los municipios establecida por la ley.
9.2. La libre elección del prestador del servicio y del proveedor de los bienes necesarios para su obtención o utilización.
9.3. Obtener los bienes y servicios ofrecidos en calidad o cantidad superior a las proporcionadas de manera masiva, siempre que ello no perjudique a terceros y que el usuario asuma los costos correspondientes.
9.4. Solicitar y obtener información completa, precisa y oportuna, sobre todas las actividades y operaciones directas o indirectas que se realicen para la prestación de los servicios públicos, siempre y cuando no se trate de información calificada como secreta o reservada por la ley y se cumplan los requisitos y condiciones que señale la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios.
PARÁGRAFO. Las Comisiones de Regulación, en el ejercicio de las funciones conferidas por las normas vigentes, no podrá desmejorar los derechos de los usuarios reconocidos por la ley”.
Así mismo, como lo ha manifestado la Comisión,
“En relación con el artículo 126 de la Ley, esta Comisión de Regulación ha manifestado que(10):
“El período de vigencia de las fórmulas tarifarias previsto por la ley busca garantizar estabilidad en los cargos aprobados, tanto a las empresas como a los usuarios. La modificación en la fórmula está relacionada con los efectos particulares que la misma produce respecto a una empresa individualmente considerada, o a sus usuarios.
El artículo 126 establece los casos en los cuales, determinada la fórmula tarifaria, ésta se modifica antes del término de vigencia:
a) Por acuerdo de voluntades: Implica que para modificar la fórmula tarifaria antes de su vencimiento se requiere el consentimiento tanto de la Comisión como de la empresa.
Esta facultad no permite acordar arbitrariamente, ni desconociendo las normas legales sobre régimen tarifario, una fórmula tarifaria, sino que la administración debe actuar conforme a los principios y límites de la Ley para el efecto, conforme a los principios de las actuaciones administrativas y las reglas establecidas en el artículo 124 de la Ley 142 de 1994.
Esta causal tiene fundamento en razones que ameriten ajustes en las tarifas para garantizar a una empresa el cumplimiento de los criterios tarifarios definidos en la ley, principalmente los de eficiencia económica y de suficiencia financiera. Dicha causal procede a solicitud de parte. (…)”
Finalmente, es pertinente precisar que la Ley 142 de 1994, determina en su Artículo 13 que los principios que contiene el Capítulo I del Título Preliminar de la citada norma, se utilizarán para resolver cualquier dificultad de interpretación al aplicar las normas sobre servicios públicos a los que se refiere la misma Ley 142 de 1994 u otras normas, y para suplir los vacíos que ellas presenten”.
Analizadas las normas y antecedentes pertinentes, así como los argumentos que fueron remitidos y aducidos por EFIGAS dentro del trámite de esta actuación, para justificar su solicitud, considera la Comisión que en casos como el que nos ocupa se deben tener en cuenta los siguientes criterios para efectos de decidir si resulta procedente para la Comisión, acceder de común acuerdo con la empresa, a modificar los cargos aprobados mediante Resolución CREG 041 de 2009 y el mercado relevante en ella aprobado:
- La modificación de los cargos, según la solicitud presentada cumpliría con los fines establecidos en las normas superiores.
- La modificación de los cargos no perjudicaría a los usuarios del mercado relevante para el que se aprobaron cargos de distribución mediante Resolución 041 de 2009, esto es aquellos ubicados en los municipios de Aranzazu, Salamina, Pácora, Aguadas, Viterbo, Anserma, Riosucio y Supía en el departamento de Caldas.
- La modificación de cargos beneficiaría a los usuarios del nuevo mercado relevante.
- La modificación de los cargos aprobados y del mercado relevante cumple con los criterios del régimen tarifario establecidos en la Ley 142 de 1994.
- De resultar procedente la revisión de los cargos, ello no implicará una modificación de la metodología general establecida en la Resolución CREG-011 de 2003.
5.4. FUSIÓN DE EMPRESAS E INICIO DE LA PRESTACIÓN DEL SERVICIO.
Los cargos de distribución y comercialización definidos mediante la Resolución CREG 041 de 2009 en el mes de abril de 2009, fueron aprobados por solicitud tarifaria de la empresa Gas Natural del Centro S.A. E.S.P. de acuerdo con las inversiones previstas y que fueron reportadas en su momento por esta empresa.
Ahora, Gas Natural del Centro S.A. E.S.P. junto con Gas de Risaralda S.A. E.S.P. y Gases de Quindío S.A. E.S.P., se fusionaron para conformar la empresa EFIGAS S.A. E.S.P., fusión que se llevó a cabo desde el mes de septiembre del año 2009. Al respecto, la Comisión considera que es una razón legítima el hecho de que EFIGAS, como nueva empresa haya considerado el revaluar el proyecto y analizar las inversiones previstas inicialmente. Esto considerando que las decisiones tomadas no se habían concretado en la construcción de redes y el inicio de la prestación del servicio y que fueron tomadas por Gas Natural del Centro S.A. E.S.P.
Al respecto es relevante considerar que el programa de inversiones de acuerdo a lo aprobado en la Resolución CREG 041 de 2009, estaba previsto para iniciarse en el segundo año del periodo tarifario, es decir para el año 2010, fecha posterior a cuando se concretó la fusión de las empresas.
5.5. SOLICITUD DE EFIGAS EN RELACIÓN CON LA RESOLUCIÓN CREG 041 DE 2009.
Ahora bien, EFIGAS en su solicitud de modificación tarifaria por mutuo acuerdo solicita un nuevo mercado relevante que incluya además de los ocho municipios del departamento de Caldas señalados en la Resolución CREG 041 de 2009, otros ocho nuevos municipios ubicados en los departamentos de Caldas y Risaralda. Así mismo, solicita un nuevo cargo de distribución que incluya la inversión, los gastos de Administración, Operación y Mantenimiento - AOM y la proyección de demanda de este nuevo mercado. Para el efecto remite un anexo denominado “ESTUDIO TARIFARIO – Mercado Relevante comprendido por los municipios de Aranzazu, Salamina, Pácora, Aguadas, Viterbo, Anserma, Riosucio, Supia, Belalcazar, Risaralda y San José en el departamento de Caldas; y los municipios de Apía, Guática, Belén de Umbría, Quinchía y Santuario en el departamento de Risaralda” que contiene antecedentes, aspectos generales de los municipios, aspectos técnicos del proyecto, cálculo de los costos medios de mediano plazo que describe la inversión base, los AOM, la demanda de volumen, la población actual, el número de viviendas para 20 años y el consumo promedio por vivienda, con base en los cuales solicita a la CREG modificar la Resolución 041 de 2009. Los datos relevantes de la solicitud son:
La solicitud de modificación contempla la atención de los siguientes dieciséis municipios:
Cuadro 1. Municipios
| MUNCIPIO | DEPARTAMENTO |
| Aranzazu | Caldas |
| Salamina | Caldas |
| Pácora | Caldas |
| Aguadas | Caldas |
| Viterbo | Caldas |
| Anserma | Caldas |
| Riosucio | Caldas |
| Supía | Caldas |
| Belalcázar | Caldas |
| Risaralda | Caldas |
| San José | Caldas |
| Apía | Risaralda |
| Guática | Risaralda |
| Belén de Umbría | Risaralda |
| Quinchía | Risaralda |
| Santuario | Risaralda |
En el estudio tarifario que presenta EFIGAS para la modificación de tarifas se prevé la construcción de 647,63 kilómetros de red por un valor total de $35.818.931.786 (Pesos de 31 de diciembre de 2010).
Cuadro 2. Resumen de nuevas inversiones solicitada por la empresa
| DESCRIPCIÓN | VALOR |
| ($ DE DICIEMBRE DE 2010) | |
| Activos inherentes a la operación | 34.689.730.334 |
| Activos calidad del servicio | 750.873.081 |
| Otros activos | 378.328.371 |
| Total | 35.818.931.786 |
Fuente: Radicado CREG E-2011-002618
5.5.3. GASTOS DE ADMINISTRACIÓN, OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO.
Los gastos de Administración, operación y mantenimiento proyectados por la empresa para los próximos 20 años y considerando el nuevo mercado, son los siguientes:
Cuadro 3. Gastos de AO&M
| AÑO | GASTOS AOM ($DIC-2010) |
| 1 | 451.824.231 |
| 2 | 1.134.836.453 |
| 3 | 1.310.095.726 |
| 4 | 1.391.870.926 |
| 5 | 1.449.528.526 |
| 6 | 1.474.800.526 |
| 7 | 1.474.800.526 |
| 8 | 1.474.800.526 |
| 9 | 1.474.800.526 |
| 10 | 1.474.800.526 |
| 11 | 1.474.800.526 |
| 12 | 1.474.800.526 |
| 13 | 1.474.800.526 |
| 14 | 1.474.800.526 |
| 15 | 1.474.800.526 |
| 16 | 1.474.800.526 |
| 17 | 1.474.800.526 |
| 18 | 1.474.800.526 |
| 19 | 1.474.800.526 |
| 20 | 1.474.800.526 |
Radicado CREG E-2011-002618
5.5.4. USUARIOS Y DEMANDAS DE VOLUMEN.
La proyección de usuarios y demanda presentada por EFIGAS para la solicitud de modificación de la Resolución CREG 041 de 2009, se resume en las siguientes cifras:
Cuadro 4. Número de Usuarios y Demanda de Volumen
| AÑO | USUARIOS | CONSUMO METROS CÚBICOS |
| 1 | 8.789 | 1.715.087 |
| 2 | 17.150 | 4.008.926 |
| 3 | 23.068 | 5.954.535 |
| 4 | 28.310 | 7.036.641 |
| 5 | 32.006 | 7.776.951 |
| 6 | 33.626 | 8.100.170 |
| 7 | 33.793 | 8.138.663 |
| 8 | 33.965 | 8.177.435 |
| 9 | 34.135 | 8.215.899 |
| 10 | 34.304 | 8.254.404 |
| 11 | 34.476 | 8.294.252 |
| 12 | 34.650 | 8.334.187 |
| 13 | 34.822 | 8.373.692 |
| 14 | 35.000 | 8.414.022 |
| 15 | 35.174 | 8.454.793 |
| 16 | 35.349 | 8.494.921 |
| 17 | 35.526 | 8.535.878 |
| 18 | 35.703 | 8.577.093 |
| 19 | 35.882 | 8.617.853 |
| 20 | 36.058 | 8.653.109 |
5.6. ANÁLISIS DE LAS CIFRAS DE LA SOLICITUD TARIFARIA.
De acuerdo con los datos anteriores se procede a aplicar la metodología establecida en la Resolución CREG 011 de 2003 y determinar cuáles serían los posibles cargos de distribución y comercialización.
La Comisión revisó el monto del programa de inversiones a partir de las cantidades reportadas por la empresa aplicando los costos unitarios establecidos en la Resolución CREG 011 de 2003, obteniendo lo siguiente:
Cuadro 5. Nuevas Inversiones por año a reconocer ($ millones de 2010)
| Descripción | Año 1 | Año 2 | Año 3 | Año 4 | Año 5 |
| Activos inherentes a la operación | 26.515.056.264 | 8.412.072.596 | |||
| Activos calidad del servicio | 675.556.040 | ||||
| Otros activos | 378.328.371 | ||||
| Total | 27.568.940.675 | 8.412.072.596 | |||
5.6.1.2. CRITERIO DE EFICIENCIA EN REDES SECUNDARIAS.
En el documento CREG 009-2004, se resume el procedimiento utilizado para establecer el criterio de eficiencia por empresa. De acuerdo con la metodología establecida se obtiene que el nuevo mercado solicitado por EFIGAS no sea objeto de ajuste en la longitud prevista para la construcción de anillos de distribución a usuario final de ½” y ¾”. Esto considerando que su valor YE = 4,53 es inferior al Y´max = 27,54
Cuadro 6. Resultados Criterios de eficiencia
| Empresa | Número de usuarios | Total longitud 1/2" + 3/4"(metros) | predios terrenos | Área(Ha) | densidad | Longitud por usuario YE | Y estimado Y´ | Y máximo. Y´max = Y´+ d |
| EFIGAS | 32.006 | 144.910 | 37.466 | 1.727 | 21,70 | 4,53 | 19,18 | 27,54 |
5.6.1.3. DEMANDA ESPERADA DE VOLUMEN.
De conformidad con lo establecido en el Art. 7.5 de la Resolución 11 de 2003, las demandas que se considerarían para el cálculo tarifario son las siguientes:
Cuadro 7. Proyección de Demanda
(Número de usuarios y consumo total)
| AÑO | NÚMERO DE USUARIOS | CONSUMO (m3) |
| 1 | 8.789 | 1.715.087 |
| 2 | 17.150 | 4.008.926 |
| 3 | 23.068 | 5.954.535 |
| 4 | 28.310 | 7.036.641 |
| 5 | 32.006 | 7.776.951 |
| 6 | 33.626 | 8.100.170 |
| 7 | 33.793 | 8.138.663 |
| 8 | 33.965 | 8.177.435 |
| 9 | 34.135 | 8.215.899 |
| 10 | 34.304 | 8.254.404 |
| 11 | 34.476 | 8.294.252 |
| 12 | 34.650 | 8.334.187 |
| 13 | 34.822 | 8.373.692 |
| 14 | 35.000 | 8.414.022 |
| 15 | 35.174 | 8.454.793 |
| 16 | 35.349 | 8.494.921 |
| 17 | 35.526 | 8.535.878 |
| 18 | 35.703 | 8.577.093 |
| 19 | 35.882 | 8.617.853 |
| 20 | 36.058 | 8.653.109 |
Mediante comunicación UPME del 25 de marzo de 2011, radicado CREG-E-2011-002987, la UPME manifestó que la metodología de proyección de demanda propuesta por EFIGAS en su solicitud de modificación, cumple con los requerimientos recomendados en el anexo 5 de la Resolución CREG 011 de 2003.
Figura 1. Proyección de demanda del nuevo mercado relevante
Acorde con la Resolución 11 de 2003, se debe usar la metodología de estimación de frontera de eficiencia para establecer los máximos gastos de AOM a reconocer en los cargos correspondientes. De acuerdo con esta metodología se tiene que para el nuevo mercado que propone EFIGAS se obtiene un puntaje de eficiencia para distribución del 48,60%, por lo cual los gastos de AOM proyectados de la empresa se ajustarían en este porcentaje.
Cuadro 8. Resultados DEA
| EMPRESA | PUNTAJE | EMPRESAS COMPARABLES | |
| 1 | Alcanos - Carmen de Apicala | 60,72% | 84 (0.14) 97 (0.75) 114 (0.11) |
| 2 | Alcanos (Cauca) | 70,90% | 40 (0.04) 45 (0.10) 63 (0.65) 114 (0.21) |
| 3 | ALCANOS DE COLOMBIA AREA EXCLUSIVA CENTRO Y TOLIMA | 60,28% | 40 (0.42) 42 (0.07) 45 (0.09) 63 (0.42) |
| 4 | ALCANOS DE COLOMBIA S.A. E.S.P. | 93,08% | 40 (0.76) 42 (0.09) 45 (0.13) 95 (0.02) |
| 5 | Alcanos -Icononzo | 64,69% | 63 (0.00) 96 (0.94) 97 (0.05) |
| 6 | Alcanos-Valle de San Juan | 100,00% | 6 |
| 7 | Apulo, Tocaima, Agua de Dios-Alcanos | 77,37% | 63 (0.02) 104 (0.23) 114 (0.75) |
| 8 | ARIARI | 74,69% | 38 (0.08) 63 (0.08) 97 (0.40) 110 (0.44) |
| 9 | Capitanejo-Ingasoil | 58,84% | 88 (0.12) 96 (0.61) 97 (0.27) |
| 10 | Carmen de Atrato | 46,35% | 84 (0.09) 97 (0.44) 110 (0.47) |
| 11 | Carmen de Viboral Alcanos | 77,54% | 63 (0.08) 97 (0.90) 110 (0.02) |
| 12 | Chibolo-Ingeobras | 68,80% | 38 (0.00) 69 (0.17) 97 (0.75) 114 (0.08) |
| 13 | Cubarral-Llanogas | 71,07% | 88 (0.50) 96 (0.34) 110 (0.16) |
| 14 | ECOSEP | 66,67% | 40 (0.04) 114 (0.96) |
| 15 | EDALGAS (Cisneros y Pto Berrio) | 68,20% | 38 (0.05) 63 (0.12) 97 (0.79) 114 (0.05) |
| 16 | EdalGAS (San Roque) | 80,77% | 22 (0.00) 88 (0.84) 110 (0.16) |
| 17 | El Castillo-Llanogas | 75,35% | 88 (0.45) 96 (0.25) 97 (0.29) |
| 18 | El Dorado-Llanogas | 67,45% | 6 (0.13) 88 (0.77) 96 (0.10) |
| 19 | EMPITALITO | 90,53% | 45 (0.01) 114 (0.99) |
| 20 | EMPRESA CAUCANA DE GAS S.A. E.S.P | 47,75% | 84 (0.68) 97 (0.11) 114 (0.21) |
| 21 | EMPRESA DE GASES DE OCCIDENTE S.A. E.S.P. | 86,99% | 42 (0.21) 45 (0.79) |
| 22 | EMPRESAS PUBLICAS DE MEDELLIN E.S.P. | 100,00% | 4 |
| 23 | ENERCA | 49,13% | 40 (0.05) 45 (0.06) 114 (0.89) |
| 24 | ESPIGAS | 62,22% | 84 (0.52) 97 (0.38) 114 (0.10) |
| 25 | Forencia Alcanos | 85,77% | 45 (0.05) 63 (0.21) 114 (0.74) |
| 26 | G_Occidente (Cauca) | 50,93% | 40 (0.11) 45 (0.03) 114 (0.86) |
| 27 | Garagoa-Publiservicios | 58,09% | 45 (0.02) 63 (0.01) 114 (0.97) |
| 28 | Gas Comprimido de Occidente | 76,88% | 45 (0.06) 63 (0.65) 114 (0.29) |
| 29 | GAS DE SANTANDER | 99,33% | 22 (0.00) 88 (0.62) 110 (0.38) |
| 30 | GAS DEL RISARALDA S.A. E.S.P. | 43,10% | 40 (0.96) 114 (0.04) |
| 31 | GAS DOMICILIARIO | 64,64% | 38 (0.07) 63 (0.07) 97 (0.74) 114 (0.12) |
| 32 | Gas Natural Cundiboyacense - Subachoque | 74,13% | 6 (0.38) 96 (0.62) |
| 33 | GAS NATURAL CUNDIBOYACENSE S.A. E.S.P. | 37,87% | 38 (0.03) 40 (0.79) 114 (0.18) |
| 34 | GAS NATURAL DEL CENTRO S.A. E.S.P. | 52,83% | 40 (0.49) 45 (0.06) 63 (0.27) 114 (0.17) |
| 35 | GAS NATURAL DEL CESAR S.A. E.S.P. | 95,47% | 40 (0.28) 114 (0.72) |
| 36 | GAS NATURAL DEL ORIENTE S.A. E.S.P. | 94,83% | 22 (0.50) 40 (0.36) 95 (0.14) |
| 37 | GAS NATURAL S.A E.S.P | 100,00% | 0 |
| 38 | GASES DE BARRANCABERMEJA S.A. E.S.P. | 100,00% | 25 |
| 39 | Gases de Bolivar | 58,36% | 38 (0.01) 63 (0.01) 97 (0.65) 110 (0.33) |
| 40 | GASES DE LA GUAJIRA S.A. E.S.P. | 100,00% | 17 |
| 41 | Gases del Ariari - Granada | 65,28% | 38 (0.07) 69 (0.53) 114 (0.40) |
| 42 | GASES DEL CARIBE S.A. E.S.P. | 100,00% | 4 |
| 43 | GASES DEL CUSIANA S.A. E.S.P | 81,65% | 40 (0.12) 45 (0.08) 114 (0.80) |
| 44 | GASES DEL LLANO S.A. E.S.P. | 79,05% | 42 (0.03) 45 (0.50) 63 (0.47) |
| 45 | GASES DEL NORTE DEL VALLE S.A. E.S.P. | 100,00% | 18 |
| 46 | GASES DEL QUINDIO S.A E.S.P | 34,73% | 38 (0.02) 40 (0.36) 63 (0.01) 114 (0.61) |
| 47 | GASES DEL SUR DE SANTANDER | 45,38% | 38 (0.01) 69 (0.49) 114 (0.50) |
| 48 | Gasnacer(San Martin) | 22,94% | 96 (0.01) 97 (0.56) 110 (0.42) |
| 49 | Guaca-Ingasoil | 60,50% | 88 (0.71) 96 (0.08) 97 (0.21) |
| 50 | Guadalupe-Ingasoil | 62,29% | 88 (0.24) 96 (0.12) 110 (0.64) |
| 51 | Improgas (Charala) | 95,35% | 6 (0.73) 88 (0.20) 96 (0.07) |
| 52 | Ingeobras-Astrea | 95,15% | 38 (0.00) 69 (0.49) 97 (0.39) 114 (0.11) |
| 53 | Ingeobras-Chimichagua | 84,10% | 38 (0.01) 69 (0.26) 97 (0.66) 114 (0.08) |
| 54 | Ingeobras-El Paso | 77,68% | 84 (0.39) 114 (0.61) |
| 55 | Ingeobras-Nueva Granada | 96,37% | 38 (0.01) 69 (0.40) 84 (0.33) 110 (0.26) |
| 56 | Jimelgas | 47,05% | 38 (0.00) 63 (0.02) 97 (0.91) 114 (0.07) |
| 57 | La Ceja Epm | 95,30% | 63 (0.02) 104 (0.66) 114 (0.32) |
| 58 | Leticia | 82,87% | 38 (0.02) 63 (0.02) 97 (0.84) 114 (0.12) |
| 59 | Llanogas (Barranca de Upia) | 79,45% | 88 (0.15) 96 (0.13) 97 (0.72) |
| 60 | Madigas - Medina | 37,91% | 38 (0.00) 63 (0.00) 97 (0.56) 110 (0.43) |
| 61 | MADIGAS INGENIEROS S.A. E.S.P. | 85,94% | 84 (0.02) 114 (0.98) |
| 62 | Malaga | 65,07% | 84 (0.02) 97 (0.02) 110 (0.96) |
| 63 | METROGAS DE COLOMBIA S.A. E.S.P | 100,00% | 37 |
| 64 | Metrogas(Ocaña) | 85,44% | 45 (0.01) 63 (0.20) 114 (0.79) |
| 65 | Nacional de Servicios Publicos | 43,12% | 38 (0.01) 69 (0.12) 97 (0.80) 114 (0.07) |
| 66 | Pamplona | 60,69% | 96 (0.40) 97 (0.35) 110 (0.24) |
| 67 | Primavera | 94,86% | 84 (0.16) 97 (0.36) 110 (0.47) |
| 68 | PROMESA | 67,84% | 38 (0.00) 63 (0.00) 97 (0.47) 110 (0.53) |
| 69 | PROVISERVICIOS | 100,00% | 8 |
| 70 | Proviservicios - Rionegro | 58,15% | 6 (0.24) 96 (0.76) |
| 71 | Proviservicios (Gepsa) | 70,15% | 84 (0.06) 97 (0.92) 114 (0.02) |
| 72 | Proviservicios (La Paz) | 61,64% | 84 (0.32) 97 (0.40) 110 (0.27) |
| 73 | Proviservicios (Rio de Oro) | 51,81% | 38 (0.00) 63 (0.00) 97 (0.54) 110 (0.45) |
| 74 | Proviservicios (SanVicenteChucuri) | 53,92% | 63 (0.04) 96 (0.26) 97 (0.70) |
| 75 | Proviservicios (Zapatoca) | 66,22% | 38 (0.00) 63 (0.00) 97 (0.91) 114 (0.08) |
| 76 | PROVISERVICIOS GUAVATA | 63,65% | 84 (0.34) 97 (0.07) 110 (0.58) |
| 77 | Proviservicios(El Peñol) | 66,65% | 84 (0.09) 97 (0.41) 110 (0.50) |
| 78 | Publiservicios (Paez, Berbeo, San Eduardo, Zetaquira) | 48,23% | 84 (0.71) 114 (0.29) |
| 79 | Puerto Concordia-Llanogas | 68,97% | 6 (0.05) 88 (0.63) 96 (0.32) |
| 80 | Puerto Gaitán-Llanogas | 59,79% | 38 (0.01) 63 (0.00) 97 (0.74) 110 (0.25) |
| 81 | Puerto lleras-Llanogas | 60,25% | 96 (0.12) 97 (0.30) 110 (0.58) |
| 82 | Puerto Rico-Llanogas | 63,51% | 88 (0.18) 96 (0.02) 97 (0.80) |
| 83 | Rionegro, Santuario, Marinilla, Guane | 70,28% | 45 (0.09) 63 (0.26) 114 (0.65) |
| 84 | Sabanas de San Angel-Ingeobras | 100,00% | 18 |
| 85 | San Agustin-Huila_Surgas | 91,42% | 63 (0.02) 96 (0.91) 104 (0.08) |
| 86 | San Andres Santander Ingasoil | 61,16% | 88 (0.28) 96 (0.42) 110 (0.30) |
| 87 | San Juan de Arama-Llanogas | 71,21% | 88 (0.39) 96 (0.58) 97 (0.04) |
| 88 | Santa Barbara-Ingasoil | 100,00% | 17 |
| 89 | SERVIGAS COYAIMA | 51,72% | 22 (0.00) 69 (0.66) 110 (0.34) |
| 90 | SERVINGAS (Falan, Palocabildo, Casabianca y Villahermosa) | 42,16% | 63 (0.04) 96 (0.52) 104 (0.13) 114 (0.32) |
| 91 | Simacota-Ingasoil | 65,00% | 6 (0.05) 88 (0.67) 96 (0.28) |
| 92 | Surgas (Pitalito y Timaná) | 84,98% | 38 (0.04) 40 (0.13) 63 (0.29) 114 (0.54) |
| 93 | Surgas (Agrado-Altamira) | 91,71% | 63 (0.11) 96 (0.05) 97 (0.68) 114 (0.15) |
| 94 | Surgas (Nataga-Colombia) | 83,74% | 38 (0.00) 63 (0.01) 97 (0.52) 110 (0.47) |
| 95 | SURTIDORA DE GAS DEL CARIBE S.A. E.S.P | 100,00% | 2 |
| 96 | SURTIGAS COTORRA CORDOBA | 100,00% | 27 |
| 97 | SURTIGAS LA UNION SUCRE | 100,00% | 49 |
| 98 | NORGAS CURITI, PARAMO, VILLANUEVA SANTANDER | 57,87% | 88 (0.57) 96 (0.27) 97 (0.16) |
| 99 | San Juan de Pasto Alcanos | 75,26% | 40 (0.15) 45 (0.30) 114 (0.55) |
| 100 | Enciso Ingasoil | 96,22% | 88 (0.80) 96 (0.06) 110 (0.14) |
| 101 | San Jose del Guaviare Llanogas | 71,30% | 40 (0.01) 114 (0.99) |
| 102 | San Andrés Islas Llanogas | 46,75% | 38 (0.00) 63 (0.14) 97 (0.39) 114 (0.48) |
| 103 | La Calera Gas Natural | 74,05% | 63 (0.01) 96 (0.24) 97 (0.75) |
| 104 | Peñol_Guatape_EPM | 100,00% | 4 |
| 105 | Madigas-Ramiriqui,Jenesano, Cienaga y Tibana | 45,92% | 84 (0.23) 97 (0.12) 114 (0.65) |
| 106 | Madigas-Ventaquemada,Turmeque,NuevoColon | 37,79% | 84 (0.04) 97 (0.42) 114 (0.54) |
| 107 | Gascaribe- Soplaviento | 74,50% | 96 (0.29) 97 (0.64) 114 (0.07) |
| 108 | Surtigas-Antioquia-Cordoba | 95,60% | 40 (0.33) 45 (0.05) 63 (0.06) 114 (0.56) |
| 109 | Surgas-Palestina-Saladoblanco | 65,01% | 84 (0.01) 97 (0.24) 110 (0.75) |
| 110 | Llanogas-Cabuyaro | 100,00% | 28 |
| 111 | Llanogas-San Carlos de Guaroa | 74,99% | 84 (0.02) 97 (0.58) 110 (0.39) |
| 112 | Proviservicios-El Playon | 35,49% | 38 (0.00) 63 (0.00) 97 (0.31) 110 (0.69) |
| 113 | Proviservicios - Cimitarra | 42,56% | 38 (0.01) 63 (0.02) 97 (0.91) 114 (0.06) |
| 114 | Surtigas - Zambrano, Mahates y Córdoba | 100,00% | 48 |
| 115 | EFIGAS S.A. E.S.P. - Caldas -Risaralda | 48,60% | 45 (0.05) 63 (0.34) 114 (0.62) |
Por lo tanto los gastos de AOM acotados con el factor de eficiencia son los siguientes:
Cuadro 9. Gastos de AOM totales de distribución a reconocer
| AÑO | GASTOS AOM($31 de Dic-2010) |
| 1 | 219.586.576 |
| 2 | 551.530.516 |
| 3 | 636.706.523 |
| 4 | 676.449.270 |
| 5 | 704.470.864 |
| 6 | 716.753.056 |
| 7 | 716.753.056 |
| 8 | 716.753.056 |
| 9 | 716.753.056 |
| 10 | 716.753.056 |
| 11 | 716.753.056 |
| 12 | 716.753.056 |
| 13 | 716.753.056 |
| 14 | 716.753.056 |
| 15 | 716.753.056 |
| 16 | 716.753.056 |
| 17 | 716.753.056 |
| 18 | 716.753.056 |
| 19 | 716.753.056 |
| 20 | 716.753.056 |
Cálculos CREG
5.6.1.5. CARGO MÁXIMO DE DISTRIBUCIÓN.
Con base en la información analizada anteriormente y aplicando la metodología de cálculo establecida en la Resolución CREG 011 de 2003 se obtienen los siguientes resultados:
Cuadro 10. Cálculos cargos de distribución
| Descripción | Valor |
| -VP Inversión Nueva ($ de dic de 2010) | 31.557.163.127 |
| -VP AOM ($ de dic. de 2010) | 4.922.450.662 |
| -VP Demanda de Volumen | 52.566.768 |
| Cargo Promedio de Distribución ($ dic.2010) | 693,97 |
| - Componente de AOM | 600,33 |
| - Componente Inversión EFIGAS S.A. E.S.P. | 93,64 |
| Cargo Piso de Distribución | 131,69 |
Conforme a los previsto en la Resolución 11 de 2003, el cargo más bajo (cargo piso de la canasta de tarifas), no debe ser menor al costo medio de la Red primaria. Por lo tanto se considera para el cálculo de este cargo piso, los costos de inversión y AOM correspondientes a la red de acero de diámetro de 4”.
De otro lado, la fracción correspondiente a los gastos de AOM para el cálculo de este cargo se determina con la relación entre la suma de los productos de cada diámetro de tubería perteneciente a la red considerada como primara por su longitud correspondiente y la suma de los productos de cada diámetro de tubería de toda la red por su longitud correspondiente.
En este sentido el cálculo del cargo piso se determinó de la siguiente manera:
Cuadro 11. Cálculo del cargo piso
| DESCRIPCIÓN | VALOR |
| Suma de los productos de cada diámetro tubería * longitud (red primaria) | 84,12 |
| Suma de los productos de cada diámetro tubería * longitud (toda la red) | 111,15 |
| Relación | 75,68% |
| AOM descontado | 4.922,45 |
| fracción gastos AOM aplicable descontada | 3.725,39 |
| inversiones descontada red primaria (diámetro 4”) | 3.197,36 |
| Demanda descontada | 52,57 |
| Cargo piso ($dic-2010) | 131,69 |
| Cargo piso componente AOM | 70,87 |
| Cargo piso componente inversión | 60,82 |
5.6.1.7. CARGOS DE COMERCIALIZACIÓN.
Teniendo en cuenta que el mercado relevante de distribución se modifica, el mercado de comercialización también deberá ser modificado y deberá determinarse un nuevo cargo para la actividad de comercialización, teniendo en cuenta las nuevas variables del mercado constituido.
El mercado relevante de comercialización correspondería a:
Cuadro 12. Lista de Municipios que Conforman el Mercado Relevante Propuesto
| MUNICIPIO | DEPARTAMENTO |
| Aranzazu | Caldas |
| Salamina | Caldas |
| Pácora | Caldas |
| Aguadas | Caldas |
| Viterbo | Caldas |
| Anserma | Caldas |
| Riosucio | Caldas |
| Supía | Caldas |
| Belalcázar | Caldas |
| Risaralda | Caldas |
| San José | Caldas |
| Apía | Risaralda |
| Guática | Risaralda |
| Belén de Umbría | Risaralda |
| Quinchía | Risaralda |
| Santuario | Risaralda |
5.6.1.7.2. CALCULO DEL CARGO DE COMERCIALIZACIÓN.
Teniendo en cuenta que sería un mercado nuevo que no cuenta con la información requerida para el cálculo del cargo de comercialización de conformidad con lo establecido en el parágrafo 1 del Artículo 23 de la Resolución 11 de 2003, la Comisión fijará un cargo de comercialización igual al de un mercado similar.
Con base en lo anterior y teniendo en cuenta lo establecido en la Resolución 11 de 2003, con respecto a la determinación del cargo de comercialización para empresas nuevas, se asigna para el mercado propuesto por Efigas en su modificación, el cargo de comercialización que fue aprobado mediante Resolución CREG 092 de 2007, que tiene características similares. Este cargo es ajustado con el IPC para llevarlo de pesos de 31 de diciembre de 2006 a pesos de 31 de diciembre de 2010.
Cuadro 13. Cargo de Comercialización
| PARÁMETRO | VALOR ($/Factura)($dic-2010) |
| Cargo de Comercialización propuesto | 1.284,57 |
5.7. ASPECTOS QUE INFLUYEN EN LA DECISION.
La Resolución CREG 041 de 2009, determinó que ocho municipios conformarían el mercado relevante de distribución y comercialización, con la propuesta de modificación se esperaría atender 16 municipios. Esto indica que el doble de las poblaciones previstas inicialmente se va a beneficiar de la entrada del servicio público de gas natural por redes de tubería.
Cuadro 14. Comparación de Mercados Relevantes
MUNICIPIOS
| MERCADO RELEVANTE RESOLUCIÓN CREG 041 DE 2009 | MERCADO RELEVANTE PROPUESTO EN LA MODIFICACIÓN |
| Aranzazu | Aranzazu |
| Salamina | Salamina |
| Pacora | Pácora |
| Aguadas | Aguadas |
| Viterbo | Viterbo |
| Anserma | Anserma |
| Riosucio | Riosucio |
| Supia | Supía |
| - | Belalcázar |
| - | Risaralda |
| - | San José |
| - | Apía |
| - | Guática |
| - | Belén de Umbría |
| - | Quinchía |
| - | Santuario |
El número de usuarios previstos por Efigas, corresponde a un 70% más de los contemplados en la Resolución CREG 041 de 2009. Este porcentaje se estableció comparando las dos cifras proyectadas para el quinto año del periodo tarifario.
Cuadro 15. Comparación Número de Usuarios
NUMERO DE USUARIOS
| AÑO | MERCADO RELEVANTE RESOLUCIÓN CREG 041 DE 2009* | MERCADO RELEVANTE PROPUESTO EN LA MODIFICACIÓN** |
| 1 | 0 | 8.789 |
| 2 | 6.391 | 17.150 |
| 3 | 14.562 | 23.068 |
| 4 | 18.100 | 28.310 |
| 5 | 18.863 | 32.006 |
| 6 | 19.187 | 33.626 |
| 7 | 19.516 | 33.793 |
| 8 | 19.851 | 33.965 |
| 9 | 20.191 | 34.135 |
| 10 | 20.538 | 34.304 |
| 11 | 20.891 | 34.476 |
| 12 | 21.250 | 34.650 |
| 13 | 21.614 | 34.822 |
| 14 | 21.986 | 35.000 |
| 15 | 22.363 | 35.174 |
| 16 | 22.746 | 35.349 |
| 17 | 23.138 | 35.526 |
| 18 | 23.535 | 35.703 |
| 19 | 23.938 | 35.882 |
| 20 | 24.350 | 36.058 |
*Fuente Anexo 2 Resolución CREG 041 de 2009
**Fuente Radicado CREG E-2011 –002618 página 26 y 28
Cuadro 16. Comparación de Volumen de Demanda
| AÑO | MERCADO RELEVANTE RESOLUCIÓN CREG 041 DE 2009 | MERCADO RELEVANTE PROPUESTO EN LA MODIFICACIÓN |
| 1 | 0 | 1.715.087 |
| 2 | 707.744 | 4.008.926 |
| 3 | 2.238.741 | 5.954.535 |
| 4 | 3.425.350 | 7.036.641 |
| 5 | 3.878.360 | 7.776.951 |
| 6 | 4.000.929 | 8.100.170 |
| 7 | 4.067.310 | 8.138.663 |
| 8 | 4.134.801 | 8.177.435 |
| 9 | 4.203.020 | 8.215.899 |
| 10 | 4.272.150 | 8.254.404 |
| 11 | 4.343.341 | 8.294.252 |
| 12 | 4.415.713 | 8.334.187 |
| 13 | 4.488.550 | 8.373.692 |
| 14 | 4.563.341 | 8.414.022 |
| 15 | 4.639.374 | 8.454.793 |
| 16 | 4.715.934 | 8.494.921 |
| 17 | 4.794.511 | 8.535.878 |
| 18 | 4.874.394 | 8.577.093 |
| 19 | 4.954.868 | 8.617.853 |
| 20 | 5.037.426 | 8.653.109 |
En la Resolución CREG 041 de 2009 se aprobaron nuevas inversiones correspondientes a 360,42 kilómetros de red, las cuales se realizarían en el período de cinco años. El monto total de estas inversiones aprobado fue de $11.928.005.335 a pesos de 31 de diciembre de 2007, incluyendo redes, estaciones de regulación, activos de calidad y otros activos. Esta cifra equivale a $13.273.423.658 a pesos de 31 de diciembre de 2010.
Del análisis de unidades constructivas reportadas por EFIGAS para la modificación de tarifas y las cuales consideran la construcción de 647,63 kilómetros de red por un valor total de $35.981.013.271 (Pesos de 31 de diciembre de 2010).
Lo anterior implica una inversión total del 171% más de lo considerado y construir un 80% más de redes que lo definido en la Resolución 041 de 2009.
Cuadro 17. Resumen de inversiones aprobadas en la Resolución CREG 041 de 2009
| DESCRIPCIÓN | VALOR |
| ($ DE DICIEMBRE DE 2007) | |
| Activos inherentes a la operación | 11.253.286.925 |
| Activos de calidad | 426.718.410 |
| Otros Activos | 248.000.000 |
| Total | 11.928.005.335 |
Fuente: Resolución CREG 041 de 2009
Cuadro 18. Resumen de nuevas inversiones solicitada por la empresa
| DESCRIPCIÓN | VALOR |
| ($ DE DICIEMBRE DE 2010) | |
| Activos inherentes a la operación | 34.927.128.860 |
| Activos calidad del servicio | 675.556.040 |
| Otros activos | 378.328.371 |
| Total | 35.981.013.271 |
5.7.3. CARGO DE DISTRIBUCIÓN RESULTANTE.
A continuación se muestra la comparación entre los cargos aprobados en la Resolución CREG 041 de 2009 y los que resultan del análisis de la propuesta de modificación.
En estos se observa que el cargo promedio total se incrementaría en un 27%, este por el aumento en el componente de inversión que pasa de 421,98 pesos a 600,33.
Es de anotar que el cargo es menor al solicitado por la empresa de 790,31 debido al resultado del acotamiento en los gastos de AOM por efecto de la aplicación de la metodología DEA.
Cuadro 19. Comparación Cargos de Distribución
| Descripción | Resolución CREG 041 de 2009($ dic.2010) | Modificación Res. 041 de 2009 ($ dic.2010) |
| Cargo Promedio de Distribución | 544,62 | 693,97 |
| - Componente de Inversión | 421,98 | 600,33 |
| - Componente de AOM | 122,64 | 93,64 |
| Cargo Piso de Distribución | 116,62 | 131,69 |
5.7.4. CARGO DE COMERCIALIZACIÓN RESULTANTE.
El cargo de comercialización que se aprobaría sería menor un 49% al establecido en la Resolución CREG 041 de 2009.
Cuadro 20. Comparación Cargos de Comercialización
| Descripción | Resolución CREG 041 de 2009($ dic.2010) | ModificaciónRes. 041 de 2009 ($ dic.2010) |
| Cargo de comercialización ($/factura) | 2.535,87 | 1.284,57 |
5.7.5. DATOS COMPARATIVOS DE LOS CARGOS DE DISTRIBUCIÓN Y COMERCIALIZACIÓN.
En resumen si se comparan variables entre los dos mercados, el aprobado en la Resolución CREG 041 de 2009 y el propuesto para la modificación de dicha resolución, se obtiene lo siguiente:
Cuadro 21. Resumen Total Datos comparativos
| Variable | Res. CREG 041 de 2009 | Modificación Res. 041 de 2009 | % |
| Inversión ($dic-2010) | 13.273.423.658 | 35.981.013.270 | 171% |
| Demanda (m3) | 3.878.360 | 7.776.951 | 101% |
| Usuarios (5 año) | 18.863 | 32.006 | 70% |
| VP AOM ($dic-2010) | 3.088.623.418 | 4.922.450.662 | 59% |
| Inversiones/Usuario ($dic-2010) | 703.675 | 1.124.195 | 60% |
| $/Km | 36.827.688 | 55.557.720 | 51% |
| Usuarios/Km | 53,24 | 49,92 | 6% |
| AOM/ Usuario($dic2010) | 163.739,78 | 153.797,75 | -6% |
| Cargo promedio de distribución ($/m3)($dic-2010) | 544,62 | 693,97 | 27% |
| Cargo promedio de comercialización ($/factura) | 2.535,87 | 1.284,57 | -49% |
5.7.6. TARIFA USUARIO FINAL DEL MERCADO.
EFIGAS en su solicitud de modificación dentro de los argumentos justifica una reducción en la tarifa a usuario final en comparación con la resultante de aplicar los cargos aprobados en la Resolución CREG 041 de 2009.
Esta se revisa con los cargos que se aprobaría para el mercado relevante modificado para distribución y comercialización obteniendo lo siguiente:
La fórmula tarifaria aplicable es la definida en el Artículo 34 de la Resolución CREG 011 de 2003, la cual considera el transporte de gas natural comprimido e indica lo siguiente:
“
| Cargo variable: | |
| Cargo fijo: |
donde:
| j = | rango j de consumo |
| m = | Mes de prestación del servicio |
| Gm = | Costo promedio máximo unitario en $/m3 para compras de gas natural destinado a Usuarios Regulados, aplicable en el mes m, calculado conforme se establece en el Artículo 35 de esta resolución. |
| Tm = | Costo promedio máximo unitario en $/m3 para el transporte de gas en el Sistema Nacional de Transporte destinado a Usuarios Regulados, aplicable en el mes m, calculado conforme se establece en el Artículo 36 de esta resolución |
| p = | Porcentaje reconocido de pérdidas de gas en el Sistema Nacional de Transporte y en el Sistema de Distribución equivalente a 3.5%, desagregado en un 1% para el Sistema Nacional de Transporte y un 2.5% para el Sistema de Distribución. |
| TVm = | Costo máximo unitario en $/m3 para el transporte de gas natural comprimido en vehículos de carga de acuerdo con la metodología definida por la CREG en resolución independiente. |
| Pm = | Costo de compresión del gas natural expresado en $/m3, establecido en resolución independiente por la CREG. |
| Dvjm = | Componente variable del cargo de distribución en $/m3 permitido al Distribuidor por uso de la red aplicable en el mes m correspondiente al rango j de consumo. No incluye la conexión. Este componente debe cumplir con lo establecido en el Artículo 7 y en el Artículo 8 de esta Resolución. |
| Dfjm = | Componente fijo del cargo de distribución, expresado en $/factura, aplicable en el mes m correspondiente al rango j de consumo. El componente fijo para los usuarios del primer rango de consumo de la canasta de tarifas será igual a cero. |
| Cm = | Cargo máximo de Comercialización expresado en pesos por factura aplicable en el mes m de facturación. |
PARÁGRAFO: Para aquellos Mercados Relevantes aprobados por la CREG y conformados por municipios atendidos con Sistemas de Distribución y Transporte de gas natural por gasoductos y Sistemas de Distribución de Gas Natural Comprimido, los componentes Tvm y Pm podrán incluirse dentro del componente Tm de la Formula Tarifaria General para el servicio de distribución gas natural por gasoductos”.
5.7.6.2. COSTO DE SUMINISTRO (GM).
EFIGAS toma como referencia el costo promedio del gas de Guajira para el período comprendido entre febrero y agosto de 2011, el cual fue de 280,75 $/m3
5.7.6.3. COSTO DE TRANSPORTE (TT).
Para determinar el costo de transporte EFIGAS se refiere a la Remite al artículo 4 de la Resolución CREG 008 de 2005:
“ARTÍCULO 4o. FÓRMULA PARA MERCADOS ATENDIDOS CON SISTEMAS DE TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN POR GASODUCTOS Y TRANSPORTE DE GNC. Para aquellos Mercados Relevantes aprobados por la CREG y conformados por municipios atendidos con Sistemas de Distribución y Transporte de gas natural por gasoductos y Sistemas de Distribución de Gas Natural Comprimido - GNC, los componentes TVm y Pm podrán incluirse dentro del componente Tm de la Formula Tarifaria General adoptando la siguiente fórmula:
Donde:
| Tm = | Costo promedio máximo unitario en $/m3 para municipios atendidos con Sistemas de Distribución y Transporte de gas natural por gasoductos y Sistemas de transporte de gas natural comprimido, aplicable en el mes m. |
| Tmo = | Costo promedio máximo unitario en $/m3 para el transporte de gas natural por gasoducto en cada Sistema de Transporte, aplicable en el mes m. |
| Qo = | Volumen de gas en m3 transportado en gasoducto por cada Sistema de Transporte en el mes m. No debe ser superior al Q total del mercado, teniendo en cuenta que el QGNC usa el Sistema de Transporte. |
| TVm = | Costo máximo unitario en $/m3 para el transporte de gas natural comprimido en vehículos de carga. |
| Pm = | Costo de compresión del gas natural expresado en $/m3. |
| QGNC = | Volumen de GNC en m3 transportado en vehículos de carga en el mes m. |
PARÁGRAFO 1. Para fusionar los costos de transporte de municipios del mercado relevante atendidos a través de sistemas de transporte por gasoductos con municipios atendidos con transporte de GNC, al momento de iniciar la prestación del servicio se debe verificar que el costo de prestación del servicio de gas natural en puerta de usuario sea inferior al costo equivalente en unidades de energía del servicio de GLP en puerta de usuario, de acuerdo con los datos reportados por la CREG para este energético. En caso de ser mayor, se debe establecer un cargo de transporte y compresión independiente por municipio que refleje los costos reales de prestación del servicio, de lo contrario podrá aplicarse la fórmula establecida en el presente artículo. Lo anterior aplica para los municipios en los cuales no se estaba prestando el servicio con transporte de GNC a la entrada en vigencia de la Resolución CREG 011 de 2003.
PARÁGRAFO 2. Se podrá establecer un cargo promedio ponderado, por concepto de TVm y Pm, entre los municipios donde se establezcan cargos de transporte y compresión independientes y que pertenezcan a un mismo mercado”.
| Datos | Costo | Cargo Aplicable |
| Tmo | 132,00 | |
| Qo | 554.279 | |
| TVm | 559,21 | 261,04 |
| Pm | 136,38 | |
| Qgnc | 102.827 | |
Para el Tmo se toma el valor publicado de la tarifa de transporte para el área de concesión Caldas en el 2011.
Tarifa promedio con pareja de cargos 100-0 según contratos en firme desde los campos de Cusiana y Guajira (Resolución 013 de 2003)
5.7.6.4. CARGO DE TRANSPORTE DE GAS NATURAL COMPRIMIDO (TVM).
Es de anotar que este costo se establece conforme a lo indicado en la Resolución CREG 08 de 2005:
“ARTÍCULO 2o. COSTO MÁXIMO UNITARIO PARA EL TRANSPORTE –TVm: El costo máximo unitario en $/m3 para el transporte de gas natural comprimido en vehículos de carga se obtiene adicionando el costo del transporte más el costo del almacenamiento.
PARÁGRAFO 1. Procedimiento para determinar el costo de transporte: Para determinar el costo de transporte de GNC cada agente deberá adoptar el siguiente procedimiento:
1. Seleccionar el tipo de camión de acuerdo con los siguientes criterios:
a) Camión rígido hasta 4 ejes para abastecer aquellas poblaciones cuya demanda diaria es menor o igual a 1.500 m3,
b) Camión articulado para poblaciones cuya demanda diaria es superior a los 1.500 m3.
2. Determinar el costo de transporte de acuerdo con el tipo de camión requerido para cada municipio (destino) que forma parte del mercado relevante y considerando el municipio en donde se hace la compresión (origen). Lo anterior se obtiene a partir de la matriz origen - destino de GNC, que permanecerá actualizada y publicada en la página WEB de la Comisión.
3. Determinar el costo promedio ponderado de transporte de GNC multiplicando cada uno de los costos de transporte de cada municipio por la demanda mensual correspondiente y luego dividiendo por la suma de la demanda total correspondiente a GNC de los municipios considerados”.
| Municipio | Demanda/año (m3) | Demanda/mes (m3) | Cargos No Articulado 2011 | Ponderación | Origen |
| Aranzazu | 217.511 | 18.126 | 239,699 | 44,98 | Manizales |
| Salamina | 390.625 | 32.552 | 344,711 | 116,16 | Manizales |
| Pacora | 235.017 | 19.585 | 602,374 | 122,13 | Manizales |
| Aguadas | 316.026 | 26.336 | 673,913 | 183,73 | Manizales |
| Total | 1.159.179 | 96.598 | 467,00 | ||
5.7.6.5. CARGOS DE COMPRESIÓN Y ALMACENAMIENTO.
El costo de compresión lo define el artículo 1 de la Resolución CREG 008 de 2005, el costo de almacenamiento el parágrafo 2 del artículo 2, así como la forma de actualización de estos costos se indican en el artículo 3 de dicha Resolución.
“ARTÍCULO 1o. COSTO DE COMPRESIÓN – Pm: El costo de compresión de gas natural para uso domiciliario se establece en 106.09 $/m3 (cifras a diciembre de 2003)”.
“…Parágrafo 2. Costo del Almacenamiento: El costo de almacenamiento de gas natural comprimido para uso domiciliario se establece en 71.73 $/m3 (cifras a diciembre de 2003)”.
| Datos | Costo | Cargo Aplicable |
| Pm base | 106,09 | 136,38 |
| Ao base | 71,73 | 92,21 |
| IPP dic03 | 147,4 | |
| IPP dic06 | 166,16 | |
| IPP base06 | 100 | |
| IPP m-1 (enero 2011) | 114,04 | |
| Factor Xt | 0 | |
| Mes aplicado | 71 | |
Para saber el número de mes
| Fecha de resolución CREG 008 de 2005 | 15/02/2005 |
| Fecha publicación Diario Oficial | 14/03/2005 |
| Fecha de inicio del conteo | 13/04/2005 |
| Fecha de cálculo | 07/02/2011 |
| Meses transcurridos | 71 |
5.7.6.6. CARGO DE DISTRIBUCIÓN.
Utilizando el cargo de distribución obtenido en el cálculo del numeral 5.7.3.:
| Descripción | Resolución CREG 041 de 2009($ dic.2010) | Modificación Res. 041 de 2009 ($ dic.2010) |
| Cargo Promedio de Distribución | 544,62 | 693,97 |
5.7.6.7. CARGO DE COMERCIALIZACIÓN.
El cargo de comercialización determinado en el numeral 5.7.4
| Descripción | Resolución CREG 041 de 2009($ dic.2010) | Modificación Res. 041 de 2009 ($ dic.2010) |
| Cargo de comercialización ($/factura) | 2.535,87 | 1.284,57 |
Se obtiene como tarifa final la siguiente:
| Componente | Resol 041 de 2009 Aprobada | Resol 041 de 2009 Modificada |
| Suministro (Gt) | 280,75 | 280,75 |
| Transporte (Tt) | 132,00 | 261,04 |
| Transporte comprimido (TVm) | 467,00 | 0,00 |
| Compresión (Pm) | 136,38 | 0,00 |
| Almacenamiento (Ao) | 92,21 | 0,00 |
| Distribución (Dm) | 539,64* | 693,97 |
| Índice de pérdida (p) | 3,5% | 3,5% |
| Tarifa variable | 1.688,22 | 1.255,41 |
| Comercialización (Cm) | 2.496,02 | 1.284,57 |
* incluye en la actualización el factor de productividad.
5.7.6.9. FACTURA USUARIO PROMEDIO.
De acuerdo con lo anterior se observa que la tarifa correspondiente al componente variable disminuye así como la correspondiente al cargo fijo. Esta aplicada a un consumo de 17 m3 afecta así:
| Factura | Resolución CREG 041 de 2009 | Resolución CREG 041 de 2009Modificada |
| Valor Factura de un usuario con un consumo promedio de 17 m3 | 31.195,76 | 22.626,54 |
| Disminución en la factura | - | 27.46% |
5.7.7. CONTINUIDAD, CONFIABILIDAD Y EFICIENCIA.
Uno de los argumentos planteados por EFIGAS se refiere a que la continuidad del servicio se garantiza mucho más cuando la modalidad de prestación del servicio es por gasoducto fijo.
Al respecto es de anotar que el artículo 136 de la Ley 142 de 1994, establece como obligación principal de la empresa en el contrato de servicios públicos “la prestación continua de un servicio de buena calidad”.
La Ley puso específicamente en cabeza de las empresas la obligación de prestar continuamente el servicio que ofrece, y les exige una debida diligencia en el cumplimiento de tal obligación, ya sea una modalidad o la otra la empresa prestadora del servicio debía asegurar dicha continuidad. Por lo tanto, este no es un argumento válido o a tenerse en cuenta en la justificación de modificación, ya que iguales implicaciones se tendrían en aplicación de la Resolución CREG 041 de 2009.
5.7.8. MAYOR COMPETITIVIDAD DEL GAS NATURAL FRENTE AL GLP.
De acuerdo con la información suministrada por EFIGAS, se tiene la siguiente comparación del gas natural frente al GLP en el mercado relevante propuesto en la solicitud de modificación, en la que se concluye que el gas natural es más competitivo que el GLP debido a que es un 47.99% más económico.
| ENERGETICO | PODER CALORIFICO | COSTO | $/MBTU | ||
| BTU/Unidad | Valor | Unidad | Precio | ||
| GLP | BTU/GALON | 92.000 | $/GALON | 5.509 | 59.885 |
| GAS NATURAL | BTU/m3 | 35.515 | $/m3 | 1.100 | 31.148 |
MADIGAS INGENIEROS S.A. E.S.P. ha solicitado a la CREG que desista de la solicitud de modificación de la resolución 041 de 2009 solicitada por la firma Efigas S.A. E.S.P. Esto basado en que para la atención de los municipios de Aránzazu, Salamina, Pacora, Aguadas, Viterbo, Anserma, Rio Sucio y Supía en el departamento de Caldas se tendría que hacer un sistema de distribución paralelo al sistema de distribución que actualmente Madigas está construyendo para el mercado de Filadelfia y La Merced en el departamento de Caldas, con dineros propios y del Fondo Cuota Especial de Fomento, lo que estaría incentivando construcciones en paralelo y doble inversión para los mercados, lo cual perjudicaría a la empresa y a los usuarios.
Al respeto, la CREG considera que la explicación dada por EFIGAS sobre el trazado del sistema de distribución, descrita en el numeral 4.4 de la presente Resolución, es clara en mostrar que no se estaría remunerando infraestructura paralela. Esto si se considera que la construcción del sistema de distribución planteado por EFIGAS parte de la City Gate ubicada en La Virginia (Risaralda) y termina en el Municipio de Supía (Caldas,) llevará el servicio a 12 Municipios (7 de Caldas y 5 de Risaralda) y los otros municipios (Aranzazu, Salamina, Pácora y Aguadas), serán atendidos bajo la modalidad de gasoducto virtual.
Ahora bien, es de anotar el trámite tarifario de EFIGAS para la modificación de la Resolución CREG 041 de 2009, es independiente al trámite tarifario de la empresa MADIGAS INGENIEROS S.A. E.S.P por cuanto se trata de solicitudes relacionadas con dos mercados relevantes diferentes. El primero para los municipios de Aranzazu, Salamina; Pácora, Aguadas, Viterbo, Anserma; Riosucio, Supía, Risaralda, San José y Belalcázar en el departamento de Caldas y Apía, Belén de Umbría, Guática, Quinchía y Santuario en el departamento de Risaralda y el segundo para los municipios de Filadelfia y La Merced en el departamento de Caldas.
Así mismo, es de anotar que la metodología de remuneración de distribución establecida en la Resolución 011 de 2003, aprueba cargos para mercados relevantes y tal como lo indica la misma empresa MADIGAS S.A. E.S.P., no implican un derecho o propiedad para las empresas.
Finalmente, en relación con la procedencia de aceptar la solicitud efectuada por MADIGAS INGENIEROS como tercero interesado en la presente actuación, es preciso manifestar que el análisis correspondiente se efectuó en el marco de lo establecido en los artículos 14 y 15 del Código Contencioso Administrativo. En este sentido, esta compañía manifestó como eventuales perjuicios, la construcción de inversiones paralelas, en contra de los intereses no sólo de la empresa sino de los usuarios de la zona, con lo cual se demostró un interés directo, no sólo de aquella sino también de éstos últimos, en el resultado de la presente actuación.
Tal y como se ha relatado en la presente Resolución, este aspecto, planteado por el interviniente, fue objeto de debate en la actuación administrativa, quedando desvirtuada la alegada innecesaria e ineficiente inversión en perjuicio de los usuarios de la zona, todo esto, a partir de la información aportada y las aclaraciones efectuadas dentro de la actuación.
De otro lado, el hecho de que MADIGAS no hubiese sido parte de la actuación administrativa que culminó con la expedición de la Resolución CREG 041 de 2009, no es óbice para su intervención en la actuación que nos ocupa. Ahora bien, en cuanto al argumento consistente en que “la vinculación como tercero interesado a Madigas (…)” implicaría “una afectación de la confidencialidad de la información, pues en la medida en que está (sic) empresa haga parte del proceso tendrá acceso a información que en condiciones normales sería confidencial”, es preciso advertir, que conforme a lo dispuesto en el artículo 29 del Código Contencioso Administrativo, “(...) Cualquier persona tendrá derecho a examinar los expedientes en el estado en que se encuentren, y de obtener copias y certificaciones sobre los mismos, (…). Con los documentos que, por mandato de la Constitución Política o de la ley, tengan carácter de reservados y obren dentro de un expediente se hará cuaderno separado”.
Finalmente, en relación con la incertidumbre relacionada con la entrada en vigencia de la decisión adoptada en la presente resolución, a partir de la notificación a las partes y al posible retraso en la ejecución del proyecto de EFIGAS, es preciso señalar que éstos no son argumentos de recibo para la Comisión y que por tanto impidan la vinculación de terceros interesados, toda vez que esta entidad, debe ceñirse en todo, a los mandatos constitucionales y legales que rigen su actuación y, como se vio, los aspectos debatidos en la presente actuación relacionados con una posible afectación de los usuarios de la zona resultan de la mayor importancia a la luz de los fines establecidos en la Ley 142 de 1994, de aquellos que se persiguen en esta actuación, y de aquellos que se derivan del principio de publicidad de las actuaciones administrativas (artículos 14 y 15 del C.C.A.). En este mismo sentido, la gestión de los recursos obtenidos por la empresa solicitante para el desarrollo de los proyectos, es un asunto que le atañe única y exclusivamente a ella, desde el momento de su consecución, esto es, mucho antes de efectuar y radicar la solicitud de modificación tarifaria a esta Comisión de Regulación. Por las razones antes expuestas, no se accederá a la solicitud de revocatoria del auto mediante el que se vinculó a MADIGAS INGENIEROS a la presente actuación administrativa.
Con base en lo anterior, se puede observar y concluir lo siguiente:
- La empresa EFIGAS no ha iniciado la prestación del servicio en el mercado aprobado mediante Resolución CREG 041 de 2009 por solicitud de Gas Natural del Centro S.A. E.S.P., debido a que en razón de la fusión de empresas, se reestructuró el proyecto.
- El nuevo mercado relevante propuesto, amplía el número de municipios beneficiados, debido a que a ocho nuevas poblaciones les llegará el servicio de gas natural, con lo cual se beneficiarán más usuarios, lo cual es proporcional y razonable si se tienen en cuenta las disposiciones de servicio universal establecidas en la Constitución Política.
- La Comisión no ha encontrado suficientes, válidos ni probados los argumentos presentados por la empresa MADIGAS S.A. E.S.P para negar la solicitud de EFIGAS de modificación de la Resolución CREG 041 de 2009, dado que, por un lado, no se estaría remunerando infraestructura paralela en perjuicio de los usuarios o de MADIGAS y, por el otro, la inversión de los gasoductos planteados para la atención del mercado relevante conformado por los municipios de Filadelfia y La Merced solicitado por MADIGAS S.A. E.S.P, es independiente a la considerada en este trámite de modificación tarifaria. Adicionalmente, MADIGAS no aporta elementos probatorios para sustentar sus afirmaciones relacionadas con el inicio de obras o construcción de gasoductos.
- EFIGAS, demuestra el interés de atender poblaciones de Caldas y Risaralda, al incrementar el valor de la inversión en un 171% a la planteada inicialmente, la cual permitirá llegar a un número mayor de usuarios y llevar mayor volumen de demanda.
- El valor de los gastos de AOM eficientes a reconocer para el nuevo mercado relevante, resulta ser menor por usuario y por kilómetro de red que el aprobado inicialmente en la Resolución CREG 041 de 2009.
- Aunque el cargo de distribución aumenta en relación con el aprobado en la Resolución CREG 041 de 2009, se obtiene un cargo de comercialización mucho menor para el nuevo mercado y una disminución considerable en la tarifa final del usuario (del 27.46%), esto por cuanto a que debido a la competitividad del gas natural frente al GLP, se pueden fusionar los costos de transporte de municipios del mercado relevante atendidos a través de sistemas de transporte por gasoductos (red de tubería) con municipios atendidos con transporte de GNC.
- Con lo anterior, se evidencia que con la modificación de los cargos aprobados mediante Resolución CREG 041 de 2009, así como del mercado relevante en ella aprobado, se daría cumplimiento a los criterios tarifarios establecidos en la Ley 142 de 1994, a la metodología contenida en la Resolución CREG 011 de 2003, a los criterios señalados en el presente acto administrativo, así como a los fines superiores establecidos en la Ley 142 de 1994, especialmente en cuanto a la ampliación de cobertura, la prestación eficiente, continua e ininterrumpida y la obtención de economías de escala, dándose cumplimiento a lo dispuesto en el artículo 3 de la misma norma y al artículo 36 del Código Contencioso Administrativo antes referidos.
Por tanto, con base en lo expuesto anteriormente, se considera procedente modificar la Resolución CREG-041 de 2009, destacándose que esta decisión en manera alguna modifica la metodología y criterios generales contenidos en la Resolución CREG 011 de 2003 y en este mismo sentido, el cargo aquí aprobado será el aplicable para el mercado relevante conformado por los municipios de Aranzazu, Salamina, Pácora, Aguadas, Viterbo, Anserma, Riosucio, Supía, Risaralda, San José y Belalcázar en el departamento de Caldas y Apía, Belén de Umbría, Guática, Quinchía y Santuario en el departamento de Risaralda, pudiendo cualquier otra empresa distribuidora entrar a prestar el servicio en el mismo, con sujeción a la Ley y a la regulación vigente.
Igualmente, conforme al Artículo 42 de la Resolución CREG 011 de 2003, los cargos que se modifican en virtud de la presente Resolución se podrán aplicar en el mercado relevante antes mencionado, a partir del mes siguiente a la entrada en vigencia de los cargos por uso del Sistema de Distribución y los Cargos de Comercialización correspondientes, previo el cumplimiento de los demás requisitos de publicidad establecidos en la citada Resolución.
La Comisión, en sesión No. 498 del día 8 de septiembre de 2011, aprobó modificar por mutuo el mercado relevante de distribución y comercialización, el Cargo Promedio de Distribución y el cargo promedio de comercialización
RESUELVE:
ARTÍCULO 1. Modificar la Resolución 041 de 2009, la cual quedará así:
“Artículo 1. Mercados Relevantes de Distribución y Comercialización. Para efectos de aplicación de esta Resolución el mercado relevante de distribución y comercialización será:
| MUNICIPIO | DEPARTAMENTO |
| Aranzazu | Caldas |
| Salamina | Caldas |
| Pácora | Caldas |
| Aguadas | Caldas |
| Viterbo | Caldas |
| Anserma | Caldas |
| Riosucio | Caldas |
| Supía | Caldas |
| Belalcázar | Caldas |
| Risaralda | Caldas |
| San José | Caldas |
| Apía | Risaralda |
| Guática | Risaralda |
| Belén de Umbría | Risaralda |
| Quinchía | Risaralda |
| Santuario | Risaralda |
ARTÍCULO 2. INVERSIÓN BASE. La Inversión Base para determinar el cargo de distribución para el Mercado Relevante definido en el Artículo 1 de esta Resolución corresponde a nuevas inversiones. Para el Programa de Nuevas Inversiones se reconocen los siguientes valores, con la descripción presentada en el Anexo 1 de la presente Resolución:
| Descripción | Año 1 | Año 2 | Año 3 | Año 4 | Año 5 |
| Activos inherentes a la operación | 26.515.056.264 | 8.412.072.596 | |||
| Activos calidad del servicio | 675.556.040 | ||||
| Otros activos | 378.328.371 | ||||
| Total | 27.568.940.675 | 8.412.072.596 | |||
Cifras en pesos del 31 de Diciembre de 2010.
PARÁGRAFO. Las desviaciones que se presenten en el Programa de Nuevas Inversiones serán consideradas de conformidad con lo establecido en el literal b) del numeral 7.1 de la Resolución CREG 011 de 2003.
ARTÍCULO 3. DEMANDAS ESPERADAS DE VOLUMEN. Para el cálculo tarifario se utilizó la Demanda de Volumen para el horizonte de proyección presentada en el Anexo 2 de esta Resolución.
ARTÍCULO 4. GASTOS DE ADMINISTRACIÓN, OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO DE DISTRIBUCIÓN - AOM. El nivel de eficiencia obtenido del modelo de frontera de eficiencia es 48,60%. Aplicando este resultado al valor presente de los gastos de AOM propuestos para el Horizonte de Proyección, se obtiene el siguiente valor para incorporar al cálculo del cargo que remunera los gastos de AOM. En el Anexo 3 se presentan los gastos de AOM para el Horizonte de Proyección.
| Componente | $ del 31 de diciembre de 2010 |
| Valor Presente de los gastos de AOM, con nivel de eficiencia. | $4.922.450.662 |
ARTÍCULO 5. CARGO PROMEDIO DE DISTRIBUCIÓN. A partir de la vigencia de la presente Resolución, el Cargo Promedio de Distribución aplicable en el Mercado Relevante definido en el Artículo 1, para recuperar los costos de inversión y gastos de AOM para la distribución domiciliaria de gas natural por red se fija en 693,97 $/m3 (pesos de diciembre de 2010) desagregado de la siguiente manera:
| Componente | $/m3 |
| Cargo de distribución | 693,97 |
| - Componente de inversión | 600,33 |
| - Componente Gastos AOM | 93,64 |
NOTA: Cifras en pesos del 31 de diciembre de 2010
PARÁGRAFO 1. El cargo piso aplicable en el Mercado Relevante definido en el Artículo 1 se fija en $131,69/m3 (pesos de diciembre de 2010).
PARÁGRAFO 2. Estos Cargos de Distribución se actualizarán de conformidad con lo establecido en el numeral 7.8 de la Resolución CREG-011 de 2003.
ARTÍCULO 6. CARGO MÁXIMO BASE DE COMERCIALIZACIÓN. A partir de la vigencia de la presente Resolución, el Cargo Máximo Base de Comercialización aplicable en el Mercado Relevante definido en el Artículo 1 de la presente Resolución, es el siguiente:
| Cargo de Comercialización ($/ factura) | $1.284,57 |
NOTA: Cifras en pesos del 31 de diciembre de 2009, las comas indican decimales
PARÁGRAFO. El Cargo de Comercialización se actualizará de conformidad con lo establecido en el Artículo 24 de la Resolución CREG-011 de 2003.
ARTÍCULO 7. FÓRMULA TARIFARIA. La Fórmula Tarifaria aplicable al mercado relevante definido en el Artículo 1 de la presente Resolución corresponderá a la establecida en el Artículo 34 de la Resolución CREG 011 de 2003.
ARTÍCULO 8. ACEPTACIÓN DE LOS CARGOS DE DISTRIBUCIÓN Y COMERCIALIZACIÓN: EFIGAS S.A. E.S.P. dispone del término de cinco (5) días contados a partir de la firmeza de esta Resolución, para manifestar expresamente si acepta los cargos establecidos en los artículos anteriores.
ARTÍCULO 9. VIGENCIA DE LA FÓRMULA TARIFARIA, DEL CARGO PROMEDIO DE DISTRIBUCIÓN Y DEL CARGO MÁXIMO BASE DE COMERCIALIZACIÓN. Los cargos aprobados en esta Resolución se podrán aplicar a partir del mes siguiente a la aceptación por parte de EFIGAS S.A. E.S.P. de conformidad con el Artículo 8 de esta Resolución y el Artículo 42 de la Resolución CREG 011 de 2003, previas las publicaciones de rigor, y regirán hasta la vigencia de la Resolución CREG 041 de 2009. Vencido este término los cargos continuarán rigiendo mientras la Comisión no fije unos nuevos.
ARTÍCULO 10. La presente Resolución deberá notificarse a las empresas EFIGAS S.A. E.S.P. y MADIGAS INGENIEROS S.A. E.S.P. y publicarse en el Diario Oficial. Contra las disposiciones contenidas en esta Resolución procede el recurso de reposición, el cual podrá interponerse ante la Dirección Ejecutiva de la CREG dentro de los cinco (5) días hábiles siguientes a la fecha de su notificación.
NOTIFÍQUESE, PUBLÍQUESE Y CÚMPLASE,
Dada en Bogotá, a los
TOMÁS GONZÁLEZ ESTRADA
Viceministro de Minas y Energía
Delegado del Ministro de Minas y Energía
Presidente
JAVIER AUGUSTO DÍAZ VELASCO
Director Ejecutivo
PROGRAMA DE NUEVAS INVERSIONES.
(Valores expresados en millones de pesos del 31 de diciembre de 2010)
TOMÁS GONZÁLEZ ESTRADA
Viceministro de Minas y Energía
Delegado del Ministro de Minas y Energía
Presidente
JAVIER AUGUSTO DÍAZ VELASCO
Director Ejecutivo
PROYECCIONES DE USUARIOS Y DEMANDA.
| AÑO | NÚMERO DE USUARIOS | CONSUMO (m3) |
| 1 | 8.789 | 1.715.087 |
| 2 | 17.150 | 4.008.926 |
| 3 | 23.068 | 5.954.535 |
| 4 | 28.310 | 7.036.641 |
| 5 | 32.006 | 7.776.951 |
| 6 | 33.626 | 8.100.170 |
| 7 | 33.793 | 8.138.663 |
| 8 | 33.965 | 8.177.435 |
| 9 | 34.135 | 8.215.899 |
| 10 | 34.304 | 8.254.404 |
| 11 | 34.476 | 8.294.252 |
| 12 | 34.650 | 8.334.187 |
| 13 | 34.822 | 8.373.692 |
| 14 | 35.000 | 8.414.022 |
| 15 | 35.174 | 8.454.793 |
| 16 | 35.349 | 8.494.921 |
| 17 | 35.526 | 8.535.878 |
| 18 | 35.703 | 8.577.093 |
| 19 | 35.882 | 8.617.853 |
| 20 | 36.058 | 8.653.109 |
TOMÁS GONZÁLEZ ESTRADA
Viceministro de Minas y Energía
Delegado del Ministro de Minas y Energía
Presidente
JAVIER AUGUSTO DÍAZ VELASCO
Director Ejecutivo
PROYECCIÓN DE GASTOS AOM- ADMINISTRACIÓN, OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO.
| AÑO | GASTOS AOM ($ de Diciembre de 2010) |
| 1 | 219.586.576 |
| 2 | 551.530.516 |
| 3 | 636.706.523 |
| 4 | 676.449.270 |
| 5 | 704.470.864 |
| 6 | 716.753.056 |
| 7 | 716.753.056 |
| 8 | 716.753.056 |
| 9 | 716.753.056 |
| 10 | 716.753.056 |
| 11 | 716.753.056 |
| 12 | 716.753.056 |
| 13 | 716.753.056 |
| 14 | 716.753.056 |
| 15 | 716.753.056 |
| 16 | 716.753.056 |
| 17 | 716.753.056 |
| 18 | 716.753.056 |
| 19 | 716.753.056 |
| 20 | 716.753.056 |
| VPN (11,31%) | $4.922.450.662 |
TOMÁS GONZÁLEZ ESTRADA
Viceministro de Minas y Energía
Delegado del Ministro de Minas y Energía
Presidente
JAVIER AUGUSTO DÍAZ VELASCO
Director Ejecutivo
NOTAS AL FINAL:
1. Resolución CREG 065 de 2004.
2. Corte Constitucional, Sentencia T-064 de 2007, M.P. Dr. Rodrigo Escobar Gil
3. Ver, entre otras, sentencias C-108 de 1995, M.P. Vladimiro Naranjo Mesa; C-525 de 1995, M.P. Vladimiro Naranjo Mesa y C-1173 de 2005, M.P. Manuel José Cepeda Espinosa.
4. Sentencia C-734 de 2000, Magistrado Ponente Dr. Vladimiro Naranjo Mesa.
5. Sentencia C-525 de 1995, Magistrado Ponente Dr. Vladimiro Naranjo Mesa.
6. Sentencia T-064 de 2007, Magistrado Ponente Dr. Rodrigo Escobar Gil.
7. Sentencia C 150 de 2003, Magistrado Ponente Dr. Manuel José Cepeda Espinosa.
8. Sentencia C-389 de 2002; Magistrada Ponente Dra. Clara Inés Vargas Hernández.
9. Ley 142 de 1994, Artículo 13
10. Resolución CREG 62 de 2010
