Por la cual se resuelve el Recurso de Reposición interpuesto por la COMPAÑÍA ENERGÉTICA DEL TOLIMA S.A. E.S.P., contra la Resolución CREG 112 de 2009 y, de oficio, se modifica el artículo 1 de la misma Resolución.

A. Gastos reconocidos de AOM
“… el regulador estableció en el Capitulo 10 del Anexo General, la forma de definir el AOM para cada agente en particular, mediante la determinación de lo que llamó el AOM de referencia, que a su vez resultaba del cálculo del AOM REMUNERADO, y del AOM GASTADO.
Para el caso de la COMPAÑÍA ENERGÉTICA DEL TOLIMA, los valores calculados por ambos conceptos, resultan equivocados, por las razones que a continuación nos permitimos explicar:

2.1. AOM Gastado

a. Fundamento de hecho

Conforme al Capitulo 10 del Anexo General de la Resolución 097 de 2008, el valor del AOM gastado, se calculaba con base en la información del Plan Único de Cuentas reportada al SUI, relacionada con los gastos o movimientos que estén directamente relacionados con las actividades de administración, operación y mantenimiento de los activos afectos al servicio de distribución, considerado para los cuatro años anteriores a la fecha de expedición de la resolución en mención.

Así entonces, para la generalidad de las empresas que había (sic) reportado los valores respectivos al Sistema Único de Información, para los años inmediatamente anteriores al 2008, no había un papel activo respecto de tales valores, en la medida en que los reportes eran hechos cumplidos, y enmarcados dentro de los parámetros del programa de captura de datos definido para el efecto por la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios.

Sin embargo, la medida tomada en la metodología tarifaria, si bien parte de un supuesto claro, en el sentido que las cuentas reportadas al Sistema Único de Información deben corresponder a los valores reales de la contabilidad de las empresas, en el caso particular de la COMPAÑÍA ENERGÉTICA DEL TOLIMA, los criterios de reporte de datos al Sistema Único de Información, no estuvieron conformes con los parámetros que asumió el regulador para la determinación de la variable, sino con otros criterios que implicaron una agregación de cuentas.

(…)

El efecto de la diferencia de criterio, entre los valores reportados y los valores reales, y de manera particular la agregación realizada por la empresa al momento de realizar el reporte al Sistema Único de Información, generaron que el cálculo del AOM gastado, fuera muy inferior a aquel que realmente debió ser.

En ese orden de ideas, tal y como se desprende del Documento CREG 091 del 1° de octubre de 2009, el regulador fue consciente de que existía una diferencia entre los valores esperados en cada uno de los rubros, y aquellos que efectivamente se obtenían a partir de la captura de datos del Sistema Único de Información, ya que habían rubros que no tenían reportado ningún valor, lo que claramente evidenciaba un error en el reporte por parte de la empresa; el documento en mención señala al respecto lo siguiente:

‘Para la COMPAÑÍA ENERGÉTICA DEL TOLIMA S.A. E.S.P. se encontró que para los años 2004 a 2007 no se registran valores en el PUC en muchas de las cuentas incluidas por el OR en su solicitud y en la respuesta a la circular CREG 019 de 2009’

Esta situación se originó en el hecho de que en los reportes de costos y gastos realizados por ENERTOLIMA S.A ESP al Sistema Único de Información para el periodo 2004 al 2007, se agruparon las cuentas de la siguiente manera:

i) En el 2004 y 2005 en la cuenta 751090 (Gastos Generales), se incluyeron las cuentas: 750530, 750547, 750548, 7510, 7511, 7517, 7530, 7540, 7545, 7550, 7560, 7570.

ii) En el 2006 y 2007 en la cuenta 750590 (Otros Servicios), se incluyeron las cuentas: 7510, 7511, 7515, 7517, 7530, 7540, 7542, 7545, 7550, 7560, 7565, 7570

Lo anterior acarreó, que en las consultas realizadas por la CREG para comparar la información contenida en el Sistema Único de Información, con el reporte realizado por la compañía al regulador conforme a la Circular CREG 019 de 2008, en donde se presentó la información desagregada detallando los valores para cada cuenta de AOM, no se hubiese encontrado similitud en las dos fuentes de información.

Es pertinente indicar que frente a la información cargada al SUI para los años 2004 al 2007, mediante oficio de fecha 9 de mayo de 2008 (anexo a la presente), ENERTOLIMA S.A ESP informó a la Superintendecia de Servicios Públicos Domiciliarios, sobre el reporte de información agregada en la cuenta 7 del Plan Único de Cuentas; no obstante esta entidad no ha presentado ninguna observación al respecto.

ENERTOLIMA mediante comunicación de fecha 11 de mayo de 2009, reiteró su solicitud de habilitación del sistema de captura de datos, a lo cual la Superintendencia de Servicios Públicos, no se ha pronunciado a la fecha.

Al mismo tiempo, y con independencia de la intención que le asista a la COMPAÑÍA ENERGÉTICA DEL TOLIMA, aún a la fecha es imposible la corrección de los valores reportados, toda vez que esto depende de los protocolos que para el respecto establezca la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios.

Así, tal y como se desprende de las pruebas anexas al presente documento, como de aquellas que se desarrollarán a lo largo del trámite del presente recurso, será evidente que la información cargada al Sistema Único de Información, se hizo con un criterio diferente a aquel que esperaba encontrar el regulador, toda vez que la Empresa, recurrió a una agregación de cuentas, es decir, reportó efectivamente los datos, pero de manera diferente a aquella con la que el regulador esperaba capturar los datos necesarios para definir el cargo real y verdadero que merece la COMPAÑÍA ENERGÉTICA DEL TOLIMA.

Al mismo tiempo, se evidenciará los valores reales de las cuentas PUC, que el regulador detectó sin valores, dentro de la contabilidad real de la empresa, que permitiría corregir de manera adecuada, el cálculo final respectivo.

Como respaldo de lo anterior, adjuntamos certificación de nuestra firma revisora fiscal, en donde consta que la información contenida en nuestro sistema contable y financiero evidencia que los valores cargados al SUI, en las cuentas agregadas, contienen las cuentas detalladas a las que se hizo referencia que no fueron tenidas en cuenta por la CREG para el cálculo de AOM.

b. Pretensión

Con fundamento en los argumentos de hecho antes desarrollados, y de acuerdo con las pruebas que se anexan al presente documento, y las que se solicitan dentro del mismo, solicitamos respetuosamente se reconozca los valores reportados por la COMPAÑÍA ENERGÉTICA DEL TOLIMA para calcular el AOM Gastado, que reflejan la realidad de la empresa, y que debe ser el fundamento verdadero del cálculo.

c. Fundamentos regulatorios de la pretensión

Tal y como se acepta dentro de la teoría regulatoria, uno de los principales problemas de la implementación del modelo de regulación económica, tiene que ver con la asimetría de información con la que debe establecer la señal el regulador.

En ese sentido, la mayoría de las legislaciones provee al regulador con amplias facultades para capturar la información necesaria que le permita cumplir de manera efectiva con sus objetivos y por tanto, de implementar las señales económicas que pretende para el logro de una prestación del servicio eficiente.

Puede afirmarse, en ese sentido, de manera válida, que cuando el regulador no tiene la información necesaria para determinar una tarifa, o parte de una información equivocada para la misma, el resultado que se establece en el cálculo de la remuneración a la que tiene derecho el prestador del servicio, resulta inadecuada y en ese mismo sentido, ineficaz frente a los objetivos propuestos.

En el caso que nos ocupa, tal y como se desprende de los fundamentos de hecho, el regulador recurrió a una fuente oficial como es el Sistema Único de Información, administrado por la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, que en estricto sentido es una fuente válida, y cuyo objetivo era precisamente darle herramientas a los organismos de regulación y de control y vigilancia, para el cumplimiento de sus funciones.

Sin embargo, con independencia de la naturaleza jurídica de la fuente de información, los datos que se pueden capturar del Sistema Único de Información, son en estricto sentido, una fuente secundaria, siendo la fuente primaria, los datos reales de las empresas, con los cuales se cargan los datos a las bases definidas por el organismo de control.

El carácter de fuente secundaria, implica que exista necesariamente una fuente real de información de la cual se alimenta, a la que se puede recurrir para efectos de determinar cualquier discrepancia que pudiera existir, como aquella que efectivamente evidenció el regulador, al momento de comparar la información enviada por la empresa para el cálculo del AOM gastado, con la información que reposaba en el Sistema Único de Información.

Si bien es claro que la metodología establece que el regulador recurriría al Sistema Único de Información, es también claro que el regulador tiene amplias facultades, para solicitar la información adicional que requiera tanto dentro del proceso de definición de la tarifa, como dentro del ejercicio de los derechos de contradicción que se ejercen a través del presente documento. En ese sentido, el artículo 73.26 de la ley 142 de 1994, señala lo siguiente:

‘73.26. Todas las demás que le asigne la ley y las facultades previstas en ella que no se hayan atribuido a una autoridad específica.

Salvo cuando esta Ley diga lo contrario en forma explícita, no se requiere autorización previa de las comisiones para adelantar ninguna actividad o contrato relacionado con los servicios públicos; ni el envío rutinario de información. Pero las comisiones, tendrán facultad selectiva de pedir información amplia, exacta, veraz y oportuna a quienes prestan los servicios públicos a los que esta Ley se refiere, inclusive si sus tarifas no están sometidas a regulación. Quienes no la proporcionen, estarán sujetos a todas las sanciones que contempla el artículo 81 de la presente Ley. En todo caso, las comisiones podrán imponer por sí mismas las sanciones del caso, cuando no se atiendan en forma adecuada sus solicitudes de información.’ (Subraya y Negrilla fuera de texto)

De la misma manera, los artículos 108 y 109 de la ley 142 de 1994, señalan la forma como el regulador puede disminuir la asimetría de información que le asiste, a través del decreto de pruebas como aquellas que se solicitan dentro del presente documento; los artículos en mención señalan lo siguiente:

‘Artículo 108. Período probatorio. Dentro del mes siguiente al día en que se haga la primera de las citaciones y publicaciones, y habiendo oído a los interesados, si existen diferencias de información o de apreciación sobre aspectos que requieren conocimientos especializados, la autoridad decretará las pruebas a que haya lugar.’

‘Artículo 109. Funcionario para la práctica de pruebas y decisión de recursos. Al practicar pruebas, las funciones que corresponderían al juez en un proceso civil las cumplirá la autoridad, o la persona que acuerden la autoridad y el interesado; o cuando parezca indispensable para garantizar la imparcialidad y el debido proceso y el interesado lo solicite, la que designe o contrate para el efecto el Superintendente de Servicios Públicos. Este, a su vez, podrá designar o contratar otra autoridad o persona para que cumpla las funciones que en este capítulo se le atribuyen.’

Como puede resultar evidente, los cargos contenidos en la Resolución 112 de 2009, en lo que se refiere a los gastos de AOM, no reflejan la realidad de la empresa y por tanto, no retribuyen de manera adecuada a la misma, conforme a los parámetros establecidos por el mismo regulador para el componente de AOM Gastado.

La remuneración inadecuada, de los gastos de AOM, implica que la tarifa no se adecúe estrictamente a los criterios establecidos en el artículo 87 de la ley 142 de 1994, particularmente al criterio de suficiencia financiera, ya que los ingresos que obtendría por ese concepto la empresa, serían insuficientes para asumir la prestación del servicio, dentro de los parámetros de la señal económica inserta en la metodología tarifaria establecida en la Resolución CREG 97 de 2008.

En efecto, la ley se refiere al criterio de suficiencia financiera de la siguiente manera:

‘87.4. Por suficiencia financiera se entiende que las fórmulas de tarifas garantizarán la recuperación de los costos y gastos propios de operación, incluyendo la expansión, la reposición y el mantenimiento; permitirán remunerar el patrimonio de los accionistas en la misma forma en la que lo habría remunerado una empresa eficiente en un sector de riesgo comparable; y permitirán utilizar las tecnologías y sistemas administrativos que garanticen la mejor calidad, continuidad y seguridad a sus usuarios.’

Tal y como se desprende del texto transcrito, tanto la fórmula tarifaria como la tarifa, deben procurar por garantizar la recuperación de los costos y gastos propios de la operación, asunto que el regulador determinó que podría realizarse mediante la definición del AOM de referencia, calculado a partir de un valor cierto correspondiente al AOM gastado y otro denominado AOM Remunerado.

En el momento en que el AOM gastado no refleja realmente lo que efectivamente "gastó" la empresa durante el periodo de evaluación, por ser la fuente de información incompleta para los objetivos planteados por el mismo regulador, la tarifa por la misma razón, no cumpliría con el criterio de suficiencia financiera.

Desde el punto de vista de ingresos, el error en la fuente de información que utilizó el regulador, tiene las siguientes implicaciones, al comparar los ingresos que obtendría con la Resolución 112 de 2009 de la forma como se expidió, y los que obtendría si la fuente de información hubiese reflejado de manera adecuada, los datos contables reales para calcular el AOM gastado, como se desprende del siguiente cuadro:

INGRESOS ANUALES CARGOS D METODOLOGÍA R_097/08
	R_112 (Millones)	R_112 Ajustado (Mill)	Diferencia (Millones)
D1	87.740,23	93.376,16	5.635,93
D2	12.106,22	12.876,65	770,43
D3	8.043,40	8.313,32	269,91
TOTAL	107.889,86	114.566,13	6.676,27

2.2. AOM Remunerado

a. Fundamento de Hecho

En lo que respecta al AOM remunerado, es importante recordar que la CREG, a través de la Circular No. 102 de 2008, informó sobre el AOM Remunerado y los flujos de energía.

De manera particular, para la COMPAÑÍA ENERGÉTICA DEL TOLIMA, los valores por nivel de tensión fueron los siguientes:




OR	Resolución	Nivel 4	Conexión al STN	Nivel 3	Nivel 2
Tolima	037-03	2.066.852.001	-	1.421.998.722	9.313.492.325
Tolima	074-03	2.084.685.201	468.612.450

Con fundamento en los datos anteriores, y aplicando la metodología prevista en la resolución CREG 97 de 2008, encontramos que el AOM remunerado debe ser de $24.887.506.408, utilizando los demás valores que tomó la CREG.

La diferencia se encontraría aparentemente, tal y como se desprende del Documento CREG 91 de 2009, que la CREG no tomó como valor aquel que publicó en la Circular 102 de 2008
($ 2.084.685.201), sino que por el contrario tomó como valor $2.553.297.651, cuyo origen desconocemos completamente.

En efecto, al realizar las correcciones respectivas y ajustando los valores de los cálculos previstos, encontramos que el valor real y verdadero, que debería ser el resultado de los cálculos hechos por el regulador es de $ 24.269.423.798, modificando y ajustando los demás parámetros.

b. Pretensión

De acuerdo con los fundamentos de hecho antes mencionados, solicitamos a la CREG realice los ajustes necesarios, de la forma como se indica en el los fundamentos de hecho, para reconocer como valor del AOM remunerado, aquel que se desprenda de la utilización de cálculo publicado por el regulador en la resolución 102 de 2008.

c. Fundamentos Regulatorios

Tal y como se desprende de los fundamentos de hecho relacionados en el literal a. anterior, nos encontramos frente a un error de cálculo, que se deriva de la utilización del dato incorrecto, que no corresponde a aquel que el regulador advirtió que iría utilizar para el cálculo del valor del AOM remunerado.

Considerando que el valor del AOM remunerado, busca reflejar aquello que el regulador reconoció a cada uno de los agentes mediante la expedición de la resolución para el periodo tarifario inmediatamente anterior, resulta claro la necesidad de corregir los valores, para de esta manera reflejar de manera adecuada y correcta, la señal que el regulador pretende con el cálculo de la variable mencionada.”

B. Cargos Máximos de Distribución

“Recurso de reposición contra la resolución 112 de 2009, respecto de la definición de los cargos máximos de distribución, sustentada en la base de inversiones reconocida a la empresa para la definición de los mismos.

a. Fundamentos de Hecho

Tal y como se desprende de la metodología tarifaria para la definición de cargos máximos de distribución de energía eléctrica, le corresponde al regulador determinar la base de inversiones que utilizará para remunerar a los diferentes OR existentes en el sistema, considerando para el efecto la información reportada por los agentes, y las comprobaciones muestrales realizadas a través de los instrumentos de verificación previstos dentro de la misma metodología.

En ese sentido, en primer lugar encontramos que a pesar de que la empresa reportó ciertos activos que de acuerdo con la metodología, debieron ser incluidos dentro de la tarifa, no fueron reconocidos por el regulador; estos activos se refieren a los ductos de barras identificados dentro de la unidad constructiva N2S14, y algunos tramos de línea que no fueron reconocidos tal y como se explica a continuación:

i. Ductos de barras (N2S14):

En el reporte inicial de información de activos se habían incluido 69 unidades de ductos de barras, sin embargo, la Comisión solo aprobó 25, tal como se describe en el siguiente cuadro:

Para las subestaciones de Flandes (FA) y Picaleña (PI) se presentó un documento 14721 de 2009 de Enertolima, en el cual se daba respuesta a las observaciones de Sistemas 2000 con relación a los ductos de barras, así mismo se adjuntó un plano señalando el trayecto de los activos mencionados.

ii. Subestación Simplificada rural (N3S43)

En la subestaciones de Chenche (CE), Olaya Herrera (OH), Rovira (RO) y San Miguel (SM) no fueron tenidas en cuenta las unidades constructivas de subestación simplificada, sin embargo, se pude evidenciar a través de los registros fotográficos adjuntos que en las subestaciones en cuestión existe malla de encerramiento, postes, y malla de puesta a tierra.

Estos activos no fueron reconocidos ni como Unidad Constructiva completa, ni como Unidad Constructiva independiente.

iii. Tramos equivalentes a 5.189.72 mts

Dentro de la información de activos enviada al regulador, se excluyeron de manera expresa tanto los transformadores como los tramos asociados a los barrios subnormales, de conformidad con lo establecido en la metodología tarifaria.

Sin embargo, de la revisión de los activos involucrados dentro de la base tarifaria, se encontró que se excluyeron tramos equivalentes a 5.189.72 mts, sin que se perciba una explicación respecto de los mismos, dentro del documento que sustenta la resolución 112 de 2009.

b. Pretensión

De acuerdo con lo dispuesto en la metodología tarifaría establecida por el regulador, y acorde con la información de activos reportara y aceptada por el regulador, después de los procesos de verificación y explicación pertinentes, se solicita que los activos mencionados en los numerales i, ii y iii anteriores, sean incluidos dentro de la base de inversiones y reconocidos dentro de los cargos máximos definidos por el regulador.

c. Fundamentos Regulatorios

Desde el punto de vista teórico, es claro que el regulador, a través de la determinación de las tarifas, busca reconocer dentro de las mismas, las inversiones eficientes necesarias para garantizar la prestación del servicio, en aplicación directa de los criterios tarifarios de eficiencia económica y suficiencia financiera, establecidos en el artículo 87 de la ley 142 de 1994.

Para el efecto, tal y como se desprende del documento CREG 91 de 2009, el regulador estableció un procedimiento a través del cual, los agentes debían reportar los activos necesarios debidamente tipificados dentro de las Unidades Constructivas definidas dentro de la metodología, para posteriormente realizar las verificaciones muestrales que permitieran establecer la realidad de los activos reportados.

En ese sentido, y respecto de la conclusión a la que el regulador llegó después de las verificaciones del caso, se lee del documento 91 de 2009, lo siguiente:

‘Siguiendo el procedimiento establecido en el capítulo 7 del Anexo General de la resolución CREG 97 2008, y debido a que todas las justificaciones aportadas por el OR sobre las observaciones planteadas a raíz de la verificación en campo fueron satisfactorias para la Comisión, el inventario presentado por la COMPAÑÍA ENERGÉTICA DEL TOLIMA S.A. E. S. P. es aceptado para proceder a realizar los cálculos de costos y cargos de distribución con la metodología vigente’

De conformidad con lo anterior, y agotados los procedimientos previstos por el mismo regulador para la inclusión de los activos respectivos, consideramos necesaria la inclusión de aquellos incluidos dentro del literal a. del presente numeral”.

C. Unidades de Conexión al STN

“Finalmente, solicitamos respetuosamente a la Comisión De Regulación De Energía Y Gas, amplíe los fundamentos que lo llevaron a la exclusión de las unidades constructivas correspondientes a los servicios auxiliares de conexión al STN (N5S10), Módulo común activos de conexión al STN (N5S7) y el Centro de supervisión y control para activos de conexión al STN (N5S8), para la subestación de Ibagué y San Felipe.

En efecto, como seguramente comparte el regulador, tales activos son de propiedad de la COMPAÑÍA ENERGÉTICA DEL TOLIMA, y tiene derecho a buscar una remuneración de los mismos, bien a través de el cargo de distribución definido por el regulador, o bien a través de una remuneración por parte de aquel agente dentro de la cadena que está recibiendo la misma, aún a pesar de no haber incurrido en la inversión necesaria para el efecto.

Por lo anterior, solicitamos al regulador o bien incluir tales activos dentro del cargo de distribución, o identificar la resolución a través de la cual se encuentra remunerando tales activos al STN, para de esta manera proceder a las reclamaciones a las que hubiese lugar, de forma tal de lograr la remuneración debida”.

A. Enviar Oficios

“i) Al Auditor de Gestión AGN Jimenez Asociados, de la COMPAÑÍA ENERGÉTICA DEL TOLIMA, para que se sirva pronunciarse respecto de los siguientes asuntos:

1. La forma como la COMPAÑÍA ENERGÉTICA DEL TOLIMA reportó para los años 2004 y 2005 la cuenta 751090 al Sistema Único de Información.
2. Determine si la cuentas 750530, 750547, 750548, 7510, 7511, 7517, 7530, 7540, 7545, 7550, 7560, 7570, y si estas se reportaron agregadas a la 751090.
3. Los valores contables registrados en los Libros de la COMPAÑÍA ENERGÉTICA DEL TOLIMA para los rubros 750530, 750547, 750548, 7510, 7511, 7517, 7530, 7540, 7545, 7550, 7560, 7570.
4. La forma como la COMPAÑÍA ENERGÉTICA DEL TOLIMA reportó para los años 2006 y 2007 la cuenta 750590 al Sistema Único de Información.
5. Determine si la cuentas 7510, 7511, 7515, 7517, 7530, 7540, 7542, 7545, 7550, 7560, 7565, 7570, se reportaron al SUI como agregadas al 750590.
6. Los valores contables registrados en los Libros de la COMPAÑÍA ENERGÉTICA DEL TOLIMA para los rubros 7510, 7511, 7515, 7517, 7530, 7540, 7542, 7545, 7550, 7560, 7565, 7570.

ii) Se oficie al Jefe de Informática de la SSPD, para que certifique lo siguiente:

1. Si a la fecha ha proveído los códigos que permitan corregir la desagregación de datos reportados por la COMPAÑÍA ENERGÉTICA DEL TOLIMA.”

B. Ordenar Peritajes

“1. De acuerdo con lo establecido por los artículos 233, s.s. y concordantes del Código de Procedimiento Civil, con las modificaciones introducidas por la Ley 794 de 2.003, respetuosamente solicito se designe un perito, persona natural o jurídica, experta en ingeniería eléctrica, quien presentará un informe sobre lo siguiente:

A. Determine si los Ductos de Barras no reconocidos por la CREG, existen y se utilizan para garantizar la prestación del servicio, las cuales se identifican en el siguiente cuadro.

Subestación	UC	Cantidad Reportada	Cantidad Reconocida	% Uso
Brisas	N2S14	3	1	100
Carmen de Apicalá	N2S14	3	1	100
Castilla	N2S14	2	0	100
Cunday	N2S14	4	1	100
Coyaima	N2S14	2	1	100
Dolores	N2S14	1	0	100
Doima	N2S14	1	0	100
Espinal	N2S14	2	1	100
Flandes	N2S14	8	3	50
Fresno	N2S14	1	0	100
Gualí	N2S14	2	1	100
Guamo	N2S14	4	2	100
Herveo	N2S14	2	0	100
Líbano	N2S14	2	1	100
Los Medios	N2S14	1	0	100
Melgar	N2S14	9	4	100
Papua	N2S14	1	0	100
Picaleña	N2S14	2	0	100
Prado	N2S14	2	1	100
Purificación	N2S14	2	1	100
Salado	N2S14	2	1	100
San Jorge	N2S14	3	2	100
Saldaña	N2S14	3	2	100
Tuluni	N2S14	5	1	100
Vergel	N2S14	2	1	100

B. Determine la existencia de las subestaciones de Chenche (CE), Olaya Herrera (OH), Rovira (RO) y San Miguel (SM), y si estas cumplen con los requisitos establecidos para la Unidad Constructiva N3S43.

C. Determine la existencia de los tramos que se relacionan en el Anexo A Tramos no Reconocidos, y determinar si estos forman parte de Barrios Subnormales.

2. De acuerdo con lo establecido por los artículos 233, s.s. y concordantes del Código de Procedimiento Civil, con las modificaciones introducidas por la Ley 794 de 2.003, respetuosamente solicito se designe un perito, persona natural o jurídica, de profesión contador, quien presentará un informe sobre lo siguiente:

A. Los valores contables registrados en los Libros de la COMPAÑÍA ENERGÉTICA DEL TOLIMA para los rubros 750530, 750547, 750548, 7510, 7511, 7517, 7530, 7540, 7545, 7550, 7560, 7570.

B. Los valores contables registrados en los Libros de la COMPAÑÍA ENERGÉTICA DEL TOLIMA para los rubros 7510, 7511, 7515, 7517, 7530, 7540, 7542, 7545, 7550, 7560, 7565, 7570”

A. Gastos de AOM

El recurrente afirma que los valores tomados por la CREG para el cálculo del AOM de referencia son equivocados. En primer término y respecto del AOM gastado, porque la CREG tomó los datos del Sistema Único de Información (SUI) y, en segundo término, respecto del AOM remunerado, porque, según el recurrente, el regulador tomó un valor del que se desconoce completamente su origen.

1. AOM Gastado

Sobre el AOM gastado, tal como lo menciona el recurrente, la Resolución CREG 097 de 2008, por la cual se aprobaron los principios generales y la metodología para el establecimiento de los cargos por uso de los Sistemas de Transmisión Regional y Distribución Local, establece en el numeral 10.1.2 del Anexo General que para el cálculo de este valor “los OR utilizarán la información del Plan Único de Cuentas reportada al SUI correspondiente a los gastos o movimientos que estén directamente relacionados con la actividad de administrar, operar y mantener los activos remunerados mediante cargos por uso asociados a la actividad de distribución”.

Del texto citado se concluye que los OR tenían que tomar los datos para el cálculo del AOM gastado de los valores reportados al SUI.

ENERTOLIMA, dentro de los documentos anexos al recurso de reposición, incluye copia de un requerimiento de la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios para verificación de la información cargada al SUI para el año 2007; lo cual, luego de varias comunicaciones y reuniones generó que la Superintendencia, en diciembre de 2008, autorizara el “cambio de estado para modificación de la información”. Sin embargo, según comunicación enviada a la Superintendencia en mayo de 2009, ENERTOLIMA manifiesta que la autorización de cambio de estado no se ha hecho efectiva.

Con respecto a la información que tomó la CREG del SUI el recurrente asevera: “el regulador fue consciente de que existía una diferencia entre los valores esperados en cada uno de los rubros, y aquellos que efectivamente se obtenían a partir de la captura de datos del Sistema Único de Información, ya que habían rubros que no tenían reportado ningún valor, lo que claramente evidenciaba un error en el reporte por parte de la empresa”. No es claro a qué se hace referencia con la denominación “valores esperados” y por qué se pretendía que fuera el regulador quien encontrara las diferencias, cuando es el OR quien tiene la obligación de informar a la CREG y de corregir la información reportada al Sistema Único de Información administrado por la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios.

Adicionalmente, el recurrente afirma: “la información cargada al Sistema Único de Información, se hizo con un criterio diferente a aquel que esperaba encontrar el regulador, toda vez que la Empresa, recurrió a una agregación de cuentas, es decir, reportó efectivamente los datos, pero de manera diferente a aquella con la que el regulador esperaba capturar los datos necesarios para definir el cargo real y verdadero que merece la COMPAÑÍA ENERGÉTICA DEL TOLIMA”. Es necesario precisar que la CREG hizo una consulta al sistema que maneja la información contable de las empresas de servicios públicos y no tenía ninguna prevención sobre la forma como la encontraría, ya que, por tratarse de información contable y con procedimientos establecidos por la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios para su recolección, no tiene por qué ser diferente a la que reposa en los estados financieros de los agentes.

Sin embargo, como se observa en las certificaciones suscritas por la señora Sandra Patricia Osorio Herrera, en su calidad de Revisor Fiscal Suplente de la Compañía Energética del Tolima (incluidas en el recurso presentado), hay diferencias entre los valores de las cuentas que hacen parte del “Plan de Cuentas” y los valores reportados al SUI.

Tales diferencias se corroboran con los Estados Financieros allegados a la actuación mediante comunicación con radicado CREG E-2010-001424.

A la información entregada por el revisor fiscal, la CREG debe darle valor probatorio en la medida en que proviene de una institución a la cual corresponde dar fe pública “La institución de la revisoría fiscal es uno de los instrumentos a través de los cuales se ejerce la inspección y vigilancia de las sociedades mercantiles; ha recibido la delegación de funciones propias del Estado, cuales son la de velar por el cumplimiento de las leyes y acuerdos entre los particulares (estatutos sociales y decisiones de los órganos de administración), y dar fe pública, lo cual significa entre otros, que su atestación o firma hará presumir legalmente, salvo prueba en contrario, que el acto respectivo se ajusta a los requisitos legales, lo mismo que los estatutarios, en caso de persona jurídicas.” Circ. Externa 7/96, Superbancaria (hoy Superfinanciera)
y emitir informes sobre los estados financieros.

Adicionalmente, debe tenerse en consideración que en materia de registros contables la jurisprudencia del H. Consejo de Estado “Los entes prestadores de servicios públicos domiciliarios deben reconocer y revelar los hechos y recursos, primordialmente por su esencia financiera y económica, sobre los demás requisitos legales de forma. La esencia financiera y económica de los hechos primará sobre los requisitos formales o instrumentales, al momento del reconocimiento de los eventos y transacciones que los generan, respecto de los cuales se presume la debida observancia de las realidades jurídicas, para este propósito las notas a los estados financieros deben indicar el efecto el efecto que genera una condición de tal naturaleza sobre los resultados del ejercicio y la posición financiera del ente prestador. (…) ; la Sala dando aplicación al postulado de la Esencia sobre la forma que consagra que se debe primar la esencia financiera y económica de los hechos sobre los requisitos formales, procede a establecer la naturaleza contable de tal erogación, para tal efecto remitiéndose al PUC para entes prestadores de servicios públicos analizando en primer término, como fue registrado en los estados financieros allegados por la demandante, y en segundo lugar, las dos alternativas de contabilización que propone la demandante.” Consejo de Estado, Sala de lo Contencioso Administrativo, Sección Cuarta, Sentencia de agosto 2 de 2007, Magistrado Ponente Dr Juan Ángel Palacio Hincapié, Expediente 2002-01018. ha dado primacía a la esencia sobre la forma para señalar que debe primar la esencia financiera y económica de los hechos sobre los requisitos formales. En este caso, al margen de lo registrado en el SUI, debe primar lo revelado por los estados financieros y lo certificado e informado por el revisor fiscal.

Por lo anterior, se hace la comparación de los valores de AOM solicitados por la empresa en cada una de las cuentas, con los valores que se encuentran en sus Estados Financieros dado que, como se ha evidenciado de varias formas, no coinciden con los reportados en el SUI.

El cálculo del AOM gastado, de acuerdo con la Resolución CREG 097 de 2008, se hace tomando los valores de las cuentas incluidas en la Circular 085 de 2008 de la clase “5 Gastos” y de la clase “7 Costos de Producción”. El recurso sólo pide revisar las cuentas de la clase “7” por lo que, para la clase “5” se toman los mismos valores incluidos en el cálculo del AOM aprobado en la Resolución CREG 112 de 2009. En el Anexo 1 de la presente Resolución se muestran los valores tomados para la revisión del valor de AOM gastado.

De la comparación entre los valores solicitados por la empresa y los extractados de los estados financieros se encuentra que en algunas cuentas los primeros son superiores a los segundos, por lo que se acepta como máximo el valor reportado en los estados financieros para cada cuenta. Una de las cuentas en las que se presenta esta situación es precisamente la 751090, que en los estados financieros del año 2004 tiene un valor cero (0) y en el año 2005, un valor muy inferior al solicitado por la empresa.

Por otra parte, uno de los criterios generales señalados en el Documento CREG 091 de 2009 para la revisión del AOM gastado es el siguiente:

“En el caso en que la suma reportada por el OR al Sistema Unificado de Costos y Gastos para la actividad de distribución fue inferior al valor total de las cuentas reportadas por el OR en respuesta a la Circular CREG 019 de 2009 o en su solicitud de cargos, los valores de estas últimas se ajustaron proporcionalmente para que su suma igualara al valor total de los costos y gastos mencionados inicialmente.”

En la siguiente tabla se comparan los valores entregados por ENERTOLIMA en respuesta a la Circular 019 de 2009 y los reportados al Sistema Unificado de Costos y Gastos (consultado el 15 de febrero de 2010) para la actividad de distribución:




Concepto (Cifras en pesos corrientes)	2006	2007
Uso	27.661.493.087	26.214.958.357
Otros	3.041.956.395	2.880.350.323
No reconocidas	35.979.978.138	51.268.045.268
Circular 019 de 2009	66.683.427.620	80.363.353.948
A reconocer por Uso 1	25.105.027.051	25.315.045.125
Total Distribución 2	64.126.961.584	79.463.440.715
Total en Costos y Gastos	73.497.144.972	58.400.629.053
Factor de ajuste	1,0000	0,7349
Valor Ajustado	25.105.027.051	18.604.965.333


1 : Corresponde al total de la columna “Recurso” del Anexo 1 de esta Resolución
2 : Se sustituye lo reportado por “Uso” en la Circular 019 de 2009

Para el año 2006 el valor correspondiente a la Circular 019 de 2009 ($64.127 millones, una vez reemplazado el valor correspondiente a activos de uso de la actividad de distribución) es inferior al reportado al Sistema Unificado de Costos y Gastos ($73.497 millones), por lo tanto se mantiene el valor a reconocer como AOM gastado para ese año ($25.105 millones). No ocurre lo mismo para el año 2007, dado que el valor reportado en Costos y Gastos ($58.401 millones) es inferior al total de la Circular 019 de 2009 ($79.463 millones), por esta razón se aplica el ajuste del criterio general citado arriba.

Con base en lo anterior se tienen en cuenta los siguientes valores para el cálculo del AOM gastado:




Año	AOM Gastado (pesos dic/07)
2004	14.438.224.874
2005	17.413.704.142
2006	25.423.825.842
2007	18.604.965.333
Promedio	18.970.180.048

2. AOM Remunerado

Con relación al AOM remunerado, la Empresa, en el literal a del numeral 2.2 del recurso, calcula un valor diferente al incluido en el documento soporte de la Resolución CREG 112 de 2009 y manifiesta: “La diferencia se encontraría aparentemente, tal y como se desprende del Documento CREG 091 de 2009, que la CREG no tomó como valor aquel que publicó en la Circular 102 de 2008 ($ 2.084.685.201), sino que por el contrario tomó como valor $2.553.297.651, cuyo origen desconocemos completamente”.

Al respecto se aclara que el valor tomado por la CREG de $2.553.297.651 (en pesos de 2001) corresponde a la suma del AOM relacionado con activos de conexión al STN (468.612.450 pesos de diciembre de 2001) y del AOM relacionado con los activos del Nivel de Tensión 4 (2.084.685.201 pesos de diciembre de 2001). Los dos valores fueron publicados en la Circular 102 de 2008 y tomados de los aprobados en la Resolución CREG 074 de 2003, mediante la cual se resolvió el recurso de reposición presentado por la Electrificadora del Tolima S.A. E.S.P. contra la Resolución CREG 037 del 19 de junio de 2003.

Esta suma luego se expresa en pesos de diciembre de 2007, todo de acuerdo con lo establecido en el literal a del numeral 10.1.1 del Anexo General de la Resolución CREG 097 de 2008:

“a. El último valor anual del AOM reconocido en la aprobación de Costos Anuales de Conexión al STN y de Nivel de Tensión 4 o de las respectivas actualizaciones, expresado en pesos de diciembre de 2007.”

Por lo tanto, se concluye que el origen de la cifra utilizada por la CREG, era de conocimiento de la COMPAÑÍA ENERGÉTICA DEL TOLIMA S.A. E.S.P. y queda sin fundamento la siguiente afirmación presentada en el recurso:

“Tal y como se desprende de los fundamentos de hecho relacionados en el literal a. anterior, nos encontramos frente a un error de cálculo, que se deriva de la utilización del dato incorrecto, que no corresponde a aquel que el regulador advirtió que iría utilizar para el cálculo del valor del AOM remunerado”

Con base en lo anterior y en la metodología descrita en la Resolución CREG 097 de 2008 el valor del AOM remunerado se mantiene igual a la cifra mostrada en el Documento CREG 091 de 2008, es decir, 19.978.750.560 expresada en pesos de diciembre de 2007 y no se accede, por este aspecto, al recurso interpuesto.
3. AOM de Referencia
El AOM de Referencia se obtiene con el promedio entre el AOM gastado y el AOM remunerado que, de acuerdo con los valores mostrados arriba, resulta en $ 19.474.465.304 expresado en pesos de diciembre de 2007.

B. Activos no incluidos en los cargos
El recurrente relaciona varios grupos de activos que según él no fueron incluidos dentro de los cargos de distribución aprobados en la Resolución CREG 112 de 2009.

1. Ductos de barras

El Ducto de Barras o Cables Llegada Transformador – Barra Sencilla – Subestación Metalclad, identificado con la unidad constructiva (UC) N2S14 en la Resolución CREG 097 de 2008, es un activo de Nivel de Tensión 2 que incluye un ducto con los cables de potencia, desde la salida de un transformador hasta el interruptor instalado en su respectiva celda, ubicada en la casa de control de la subestación tipo Metalclad o encapsulada. Por lo anterior, en el proceso de verificación de activos y aprobación de cargos, la Comisión reconoció en cada subestación una UC N2S14 por cada transformador de potencia que contara con el ducto descrito y su respectivo interruptor estuviera ubicado dentro de una sala de control en la subestación.

Adicionalmente, la Comisión también reconoció esta UC en aquellos casos en los cuales existía un ducto que conduce los cables de potencia desde la celda del interruptor ubicada en la casa de control de una subestación tipo Metalclad o encapsulada, hasta la entrada del lado de alta de un transformador ubicado en el patio.

Por lo expuesto, no se acepta la solicitud de modificar el inventario de activos, respecto a la unidad constructiva Ducto de Barras o Cables Llegada Transformador, utilizado para la aprobación de los costos y cargos de la Resolución CREG 112 de 2009, ya que en el cálculo de los valores aprobados se incluyeron los ductos reportados por el OR que cumplían con la función señalada arriba.

2. Subestación simplificada rural

Con respecto a la subestación simplificada (rural) identificada con la unidad constructiva N3S43 en la Resolución CREG 097 de 2008, la Comisión tuvo en cuenta el informe final de “Verificación de la información sobre los activos de distribución reportada por los OR a la CREG para la aprobación de cargos por uso de los STR y SDL” presentado por la firma Sistemas 2000 LTDA., radicado en la CREG bajo el número E-2009-000514. En este informe el verificador indica que no encontró el elemento “Transformador de Servicios Auxiliares”, que hace parte de las UC N3S43 reportadas en las subestaciones Chenche, Olaya Herrera y San Miguel. ENERTOLIMA manifestó su aceptación de este comentario en comunicación radicada en la CREG con el número E-2009-002285.

La Resolución CREG 097 de 2008 en un aparte del numeral 5.1 del Anexo General establece:

“Cuando se encuentre que la asimilación de activos a UC efectuadas por los OR no se ajusta a los elementos y cantidades establecidas para la UC, porque los elementos existentes representan menos del 70% del valor de la UC asimilada, la Comisión podrá valorar de manera independiente estos elementos.”

De acuerdo con la desagregación de elementos que conforman la UC N3S43, el Transformador de Servicios Auxiliares representa el 39% del costo DDP, y el mismo porcentaje del valor instalado de esta UC, mostrado en la Tabla 3 del numeral 5.2 del Anexo General de la Resolución CREG 097 de 2008.

Si se asume que lo instalado en las subestaciones mencionadas tiene los demás elementos, excepto el transformador de servicios auxiliares, el total de ellos equivaldría al 61% de la UC, por lo tanto, de acuerdo con el aparte de la Resolución CREG 097 de 2008 citado arriba, su asimilación no se ajusta a los elementos y cantidades establecidas para la UC N3S43.

Para la subestación Rovira en la visita de verificación realizada por funcionarios de la Comisión se evidenció la existencia de un transformador, por lo que se considera que existe la UC N3S43.

Por las razones expuestas, se accede a incluir dentro de la base de activos reconocidos a ENERTOLIMA, la unidad constructiva N3S43 “Subestación Simplificada (Rural)” en la subestación Rovira y no se accede a incluirla en las subestaciones Chenche, Olaya Herrera y San Miguel.
3. Redes de Nivel de Tensión 1

El recurrente en este punto se refiere a 190 tramos de redes de Nivel de Tensión 1 que en la base de activos entregada al OR, figuran con un cero (0) en la columna “Reconocido” y para los que no se incluyó aclaración en la columna “Observaciones CREG”. La suma de las longitudes de estos tramos es de 5.189,72 m.

La convención utilizada en las bases de datos de activos consistió en incluir un uno (1) en la columna “Reconocido”, cuando el activo se tuvo en cuenta en los cálculos aprobados y un cero (0), en caso contrario. En los casos en que el activo no se reconoció o el registro (fila de la hoja electrónica) se cambió por otro, al cual se le modificó alguna de las características del reporte original del OR, se incluyó la correspondiente aclaración en la columna “Observaciones CREG”, como puede observarse en las demás tablas de activos entregadas al OR.

Sin embargo, en la tabla “Redes de Nivel 1” para los 190 tramos mencionados, que tienen un cero (0) en la columna “Reconocido”, no se incluyó la respectiva aclaración. De estos tramos, doce (12) no se encontraron en la verificación de activos y tres (3) son exclusivos de alumbrado público, por lo tanto estos quince (15) efectivamente no se reconocieron. Para los 175 restantes se incluyó un nuevo registro a cada uno de los cuales se les cambio alguna característica, por lo cual aparece un nuevo registro con un uno (1) en la columna “Reconocido”. Esto se puede observar en el Anexo 2 de esta Resolución, donde se indica la característica que se modificó.

En resumen, de los 190 tramos citados en el recurso, 15 no se reconocieron por las razones ya expresadas y para los otros 175, se ha creado un nuevo registro con alguna característica diferente, lo cual significa que sí quedaron incluidos dentro de los cargos aprobados. Por lo tanto, no se accede a la solicitud presentada por ENERTOLIMA.
4. Unidades de Conexión al STN

Sobre este punto el recurrente solicita ampliación de los fundamentos que llevaron a la exclusión de algunas unidades constructivas relacionadas con activos de conexión al STN.

Sobre el particular debe advertirse que en el documento soporte de la Resolución CREG 112 de 2009, se explican las razones para la inclusión y exclusión de activos. En este caso específico, la unidad N5S8 se consideró incluida dentro de la UC N4S45 “Sistema de control de la subestación (S/E 115 kV/34.5 kV) o (S/E 115kV/13.8 kV)”. Para las subestaciones donde no se reporta la unidad N4S45 pero sí la UC N5S8, se sustituyó esta última por la primera. Este es el caso de la subestación San Felipe, tal como puede encontrarse en el inventario de activos reconocidos. Sin embargo, dado que la sustitución no se hizo en la subestación Ibagué, se reconoce la unidad N4S45, pero en la subestación Mirolindo donde están los activos de Nivel de Tensión 4 asociados con esta conexión al STN.

En cuanto a las unidades N5S7 y N5S10 se considera que los elementos que las conforman (Caseta de control y Obras Civiles Tipo 1, para la primera, y Servicios Auxiliares, la segunda) están incluidos tanto en las unidades de módulo común como en las de casa de control de Nivel de Tensión 4; además, para el dimensionamiento de estas últimas se tienen en cuenta las bahías de conexión al STN.

Por lo tanto, en cuanto a esta solicitud, se reconoce la unidad N4S45 en la subestación Mirolindo.
C. Pruebas solicitadas

El recurrente solicita decretar algunas pruebas: una relacionada con enviar oficios y otra con ordenar peritajes.

1. Solicitud de información

En cuanto al envío de oficios, mediante comunicación CREG S-2010-000010 del 12 de enero de 2010 se solicitó a la firma AGN Jiménez & Asociados la entrega de la información relacionada por ENERTOLIMA en el recurso. La respuesta se recibió mediante comunicación radicada en CREG con el número E-2010-000630 del 25 de enero de 2010.

En su respuesta, la firma AGN Jiménez & Asociados aclara que ha sido auditor Externo de Gestión y Resultados de ENERTOLIMA desde el periodo de 2007 y sobre la información reportada al SUI expresa:

“La transmisión de las cuentas indicadas (…) se efectuó a través de la cuenta 751090, debido a complicaciones presentadas en el cargue de la información durante la transición inicial del SUI, las cuales orientaron, en su momento, a realizar el cargue de información en forma agregada para algunas cuentas, según explicaciones suministradas a esta auditoría por la administración.”

“De acuerdo con explicaciones suministradas por la Administración de ENERTOLIMA, la transmisión de los años 2006 y 2007 se efectuó manteniendo las condiciones de transmisión de los años 2004 y 2005, teniendo en cuenta que las auditorías practicadas a la ENERTOLIMA por parte de la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios no se presentaron observaciones relacionadas con el cargue.”

Lo manifestado por la firma AGN Jiménez & Asociados da cuenta de que la COMPAÑÍA ENERGÉTICA DEL TOLIMA S.A. E.S.P., reportó en forma agregada la información contable al SUI, así:

- Para los años 2004 y 2005 el valor reportado al SUI en la cuenta 751090 corresponde a la suma de las cuentas 750530, 750547, 750548, 7510, 7511, 7517, 7530, 7540, 7542, 7545, 7550, 7560 y 7570.
- Para los años 2006 y 2007 el valor reportado al SUI en la cuenta 750590 corresponde a la suma de las cuentas 7510, 7511, 7515, 7517, 7530, 7540, 7542, 7545, 7550, 7560, 7565, 7570.

Por otra parte, en cuanto a la solicitud para que se oficie a la Superinten­dencia de Servicios Públicos Domiciliarios, mediante comunicación CREG S-2010-000011 del 12 de enero de 2010, la Comisión pidió la correspon­diente información, ampliándola para que se precisara si ENERTOLIMA había solicitado la desagregación de cuentas para los años 2004 a 2007.
En la respuesta de esta Superintendencia, radicada en la Comisión con el número E-2010-000588 del 22 de enero de 2010, se informa que ENERTOLIMA no ha solicitado la desagregación de la cuenta 751090 para los años 2004 y 2005, ni tampoco de la cuenta 750590 para los años 2006 y 2007, manifestando “que la Superintendencia exige como mínimo seis (6) dígitos para los números de cuenta en el reporte del Plan de Contabilidad, no obstante, es libertad de la Empresa desagregar las cuentas con mayor nivel de detalle”.

Por otra parte, dentro de las evidencias entregas por el recurrente, hay una que muestra una autorización de la Superintendencia a ENERTOLIMA para que modifique el plan contable del año 2007, pero que aún no se ha llevado a cabo.

2. Peritajes

Sobre los peritajes solicitados por el recurrente se tienen las siguientes consideraciones.

a. Ductos de Barras

El recurrente solicita verificar si los ductos de barras existen en las subestaciones enumeradas en la tabla que adjunta.

Al respecto se considera que más que revisar la existencia de los ductos, lo que se requiere es verificar si la asimilación que hace el Operador de Red de los ductos que prestan diferentes servicios en la subestación corresponde o no a la Unidad Constructiva N2S14.

Tal como arriba se mencionó, esta unidad corresponde a los ductos que conducen los cables de potencia desde el transformador hasta la celda de la sala de control de la subestación donde está el interruptor del transformador, por lo cual se asume la existencia de una UC por cada transformador de las subestaciones que tienen casa de control donde están ubicadas las celdas de los interruptores.

La verificación de las cantidades reconocidas en los cargos aprobados en la Resolución CREG 097 de 2008 se hizo con base en los unifilares entregados por ENERTOLIMA y con el resultado de la verificación de activos llevada a cabo por la CREG.

Por lo anterior, se considera que la prueba pericial solicitada es impertinente, dado que lo que está en cuestión no es la existencia de los correspondientes activos sino su correcta asimilación. Por la razón precedente la prueba se rechazará con fundamento en lo establecido en el artículo 178 del C. de P.C.

b. Subestaciones rurales

El recurrente solicita la verificación de la existencia de cuatro (4) subestaciones. Esto no se considera necesario dado que tres de ellas las visitó el verificador contratado por la CREG y la cuarta fue visitada por funcionarios de la CREG.

En cuanto a la verificación de si cumplen con los requisitos establecidos para la Unidad Constructiva N3S43, para las tres subestaciones que visitó el verificador se constató que no existía el “Transformador de Servicios Auxiliares”, situación confirmada por el Operador de Red. Por lo tanto, por las razones mencionadas arriba, no es posible asociarlas a la UC N3S43.

Por lo anterior, se considera que la prueba pericial solicitada es impertinente e innecesaria, dado que lo que está en cuestión no es la existencia de las correspondientes subestaciones sino la forma de reconocerlas, especialmente, en lo que atañe a los efectos de la inexistencia del “Transformador de Servicios Auxiliares” en tres de ellas, situación que corrobora el mismo recurrente. Por la razón precedente, la prueba se rechazará con fundamento en lo establecido en el artículo 178 del C. de P.C.

c. Redes de Nivel 1

No se considera necesario verificar la existencia de los tramos de redes de Nivel de Tensión 1 dado que, como arriba se explicó, 175 de los 190 tramos relacionados en el Anexo A del recurso están reconocidos dentro de los cargos aprobados y para los 15 restantes se determinó en la verificación de activos que no existían o que correspondían a redes exclusivas de alumbrado público.

Por lo anterior, se considera que la prueba pericial solicitada es impertinente e innecesaria, dado que respecto de 175 de los 190 tramos, en el acto recurrido no se pone en duda su existencia y, respecto de las 15 restantes, ya se determinó en la verificación de activos que no existían o que correspondían a redes exclusivas de alumbrado público. Por la razón precedente, la prueba se rechazará con fundamento en lo establecido en el artículo 178 del C. de P.C.

d. Valores contables

No se considera necesario ordenar un peritaje para revisar los valores contables registrados en los libros de ENERTOLIMA, dado que se cuenta con certificaciones del revisor fiscal de las cifras para las cuales se solicita la revisión y de los correspondientes estados financieros. Por la razón precedente, la prueba se rechazará por superflua con fundamento en lo establecido en el artículo 178 del C. de P.C.

- Modificar el valor del AOM gastado (variable AOMG_j,04-07)
- Incluir la UC N3S43 en la subestación Rovira y la UC N4S45 en la subestación Mirolindo
- De oficio, incluir los activos de conexión al STN dentro del 10% que hace parte del cálculo de la variable CAAE_j,4

“Artículo 1. Costo Anual por el uso de los activos del Nivel de Tensión 4. El Costo Anual por el uso de los activos del Nivel de Tensión 4 operados por la COMPAÑÍA ENERGÉTICA DEL TOLIMA S.A. E.S.P., calculado en la forma establecida en la Resolución CREG 097 de 2008, es el siguiente:

”

“Artículo 2. Cargos Máximos de los niveles de tensión 3, 2 y 1. Los Cargos Máximos de los niveles de tensión 3, 2 y 1 del sistema operado por la COMPAÑÍA ENERGÉTICA DEL TOLIMA S.A. E.S.P., calculados en la forma establecida en la Resolución CREG 097 de 2008, son los siguientes:

Parágrafo 1. Los cargos por uso resultantes de la aplicación de los Cargos Máximos de que trata el presente artículo serán liquidados y facturados por el OR a cada uno de los Comercializadores que atienden Usuarios Finales conectados a su sistema en los niveles de tensión 3, 2 y 1.

Parágrafo 2. Los Cargos Máximos de que trata este artículo serán liquidados y facturados por el OR a los OR que tomen energía de su sistema en estos niveles de tensión.”

“Artículo 4. Porcentaje de AOM de referencia. El Porcentaje de AOM de referencia para la COMPAÑÍA ENERGÉTICA DEL TOLIMA S.A. E.S.P., calculado en la forma establecida en la Resolución CREG 097 de 2008, es igual a:

”

“Artículo 5. Costos de reposición de la inversión. Los costos de reposición de la inversión de la COMPAÑÍA ENERGÉTICA DEL TOLIMA S.A. E.S.P. para cada nivel de tensión, calculados en la forma establecida en la Resolución CREG 097 de 2008, son los siguientes:

”

SILVANA GIAIMO CHÁVEZ	JAVIER AUGUSTO DÍAZ VELASCO
Viceministra de Minas y Energía	Director Ejecutivo
Delegada del Ministro de Minas y Energía Presidente

SILVANA GIAIMO CHÁVEZ	JAVIER AUGUSTO DÍAZ VELASCO
Viceministra de Minas y Energía	Director Ejecutivo
Delegada del Ministro de Minas y Energía Presidente

SILVANA GIAIMO CHÁVEZ	JAVIER AUGUSTO DÍAZ VELASCO
Viceministra de Minas y Energía	Director Ejecutivo
Delegada del Ministro de Minas y Energía Presidente