Resolución 156 de 2020 CREG
DESCARGAS
RESOLUCIÓN 156 DE 2020
(agosto 6)
Diario Oficial No. 51.429 de 06 de septiembre de 2020
COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS
Por la cual se resuelve el recurso de reposición interpuesto por las empresas Metrogas de Colombia S.A. E.S.P. y Gas Natural del Oriente S.A. E.S.P. contra la Resolución CREG 196 de 2019.
LA COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS,
en ejercicio de sus atribuciones constitucionales y legales, en especial las conferidas por la Ley 142 de 1994, y en desarrollo de los decretos 2253 de 1994 y 1260 de 2013, y
CONSIDERANDO QUE:
I. ANTECEDENTES
Mediante la Resolución CREG 196 de 2019 se aprobó el cargo de distribución por uso del sistema de distribución de gas combustible por redes de tubería para el mercado relevante conformado por el municipio de Floridablanca, departamento de Santander, según solicitud tarifaria presentada por Metrogas de Colombia S.A. E.S.P. y Gas Natural del Oriente S.A. E.S.P.
El día 17 de enero de 2020 se envió citación, mediante las comunicaciones con radicados CREG S-2020-000426 y S-2020-000428, para notificar personalmente el contenido de la Resolución CREG 196 de 2019 a los representantes legales de las empresas Metrogas de Colombia S.A. E.S.P. y Gas Natural del Oriente S.A. E.S.P. respectivamente.
El día 28 de enero de 2020 se notificó personalmente a la apoderada de la empresa Metrogas de Colombia S.A. E.S.P. del contenido de la Resolución CREG 196 de 2019, tal como consta en el radicado CREG I-2020-000827.
Surtido el trámite de notificación de la referida decisión y estando dentro del término legal, el representante legal de Metrogas de Colombia S.A. E.S.P. interpuso recurso de reposición contra la mencionada resolución el día 4 de febrero de 2020 mediante correo electrónico, el cual fue radicado internamente mediante el número CREG E-2020-000916 del 5 de febrero de 2020, exponiendo las argumentaciones que consideró pertinentes.
Habida cuenta de que no fue posible realizar la notificación personal al representante legal de la empresa Gas Natural del Oriente S.A. E.S.P., en cumplimiento de lo dispuesto por el artículo 69 del Código de Procedimiento Administrativo y de lo Contencioso Administrativo, se notificó por aviso del acto administrativo, tal y como consta en el radicado CREG S-2020-000808 del 6 de febrero de 2020, siendo recibido por la empresa el día 10 de febrero de 2020, según constancia de entrega.
Surtido el trámite de notificación de la referida decisión, y estando dentro del término legal, el representante legal de Gas Natural del Oriente S.A. E.S.P. interpuso recurso de reposición contra la mencionada resolución el día 18 de febrero de 2020 mediante radicado CREG E-2020-001418, exponiendo las argumentaciones que consideró pertinentes.
II. CONSIDERACIONES DEL RECURRENTE
A continuación, se transcriben los motivos que sustentan los recursos interpuestos por las empresas Metrogas de Colombia S.A. E.S.P. y Gas Natural del Oriente S.A. E.S.P.
2.1. Metrogas de Colombia S.A. E.S.P.
II. FUNDAMENTO FÁCTICO
(…)
- Diferencias identificadas en el cálculo de los cargos
26. La Comisión de Regulación de Energía y Gas “CREG” expidió la Resolución CREG 196 de 2019 mediante la cual se aprueba cargo por uso del sistema de distribución de gas combustible por redes de tubería, para el mercado relevante conformado por el municipio de Floridablanca en el departamento de Santander, según solicitud tarifaria presentada por Metrogas.
27. De acuerdo con lo establecido en la Resolución CREG 196 de 2019 y su documento soporte, la CREG aprueba como Inversión Base un valor de $26.665.071.146 ($ a 31 de diciembre de 2014). De un lado, la Inversión Base asociada a Metrogas por un valor de $24.281.105.314, y por su parte, un valor de $2.383.965.832 asociado a GNO.
28. Para la determinación de las inversiones de Otros Activos, en el Documento CREG 126 de 2019 (documento soporte de la Resolución CREG 196 de 2019), la Comisión manifiesta lo siguiente:
3.2.2.6 Otros Activos.
Tal y como se establece en la resolución de la cual es soporte el presente documento, el porcentaje de otros activos eficiente a reconocer para el mercado relevante de distribución para el siguiente periodo tarifario solicitado por las empresas Metrogas de Colombia S.A. E.S.P. y Gas Natural del Oriente S.A. E.S.P. se estableció de acuerdo con la siguiente fórmula:
El porcentaje de Otros Activos resultante del reporte de las empresas y de ejercicios de depuración realizados por la Comisión y/o la empresa se calculó con base en la información de otros activos reportada por la empresa Metrogas de Colombia S.A. E.S.P. como respuesta a la Circular CREG 004 de 2017 (Radicado CREG 2017-002011) y la información reportada por la empresa Gas Natural del Oriente S.A. E.S.P. (radicado CREG E-2017-002106).
En el numeral 1 del Anexo 2 se presentan los valores de otros activos utilizados para el cálculo del cargo de distribución transitorio para el mercado relevante de distribución para el siguiente periodo tarifario, discriminados por cuentas, y se observa que este monto corresponde a $3.302.628.928 ($ de diciembre de 2014) para la empresa Metrogas de Colombia S.A. E.S.P. y a $3.476.863.809 ($ de diciembre de 2014) para la empresa Gas Natural del Oriente S.A. E.S.P. Considerando dichos montos con respecto a la suma de las cuentas de activos, se obtiene un valor de 
de 5,32% para la empresa Metrogas de Colombia S.A. E.S.P. y un valor de 1,97% para la empresa Gas Natural del Oriente S.A. E.S.P.
Ahora bien y tal como se indicó en el numeral 3.2.2 del presente documento, se considerará las inversiones presentadas por las empresas Metrogas de Colombia S.A. E.S.P. y Gas Natural del Oriente S.A. E.S.P. en los cálculos de los cargos transitorios de distribución. De esta manera, se considerará el monto total y cuentas de activos de las dos empresas, en la cual, se obtiene un valor de 
de 2,84%.
El porcentaje de otros activos remunerado actualmente 
se estableció en 6%, según lo dispuesto en el parágrafo 3 del numeral 7.1 del artículo 7o de la Resolución CREG 011 de 2003. El porcentaje de otros activos máximo a reconocer para el mercado relevante de distribución para el siguiente periodo tarifario se calculó conforme a la siguiente fórmula:
Aplicando dicha fórmula, se obtiene un valor de 
de 4,12% para el mercado relevante de distribución para el siguiente periodo tarifario. Para el cálculo, se utilizó el porcentaje de otros activos asignado a cada uno de los municipios que conforman el mercado relevante de distribución según la clasificación dada por grupo G y metodología M y la información de kilómetros de red de dichos municipios, reportada por las empresas Metrogas de Colombia S.A. E.S.P. y Gas Natural del Oriente S.A. E.S.P. en el aplicativo Apligas. La información utilizada para el cálculo se muestra en el numeral 2 del ¡Error! No se encuentra el origen de la referencia.(2).
Para determinar el porcentaje de otros activos eficiente se comparan los valores de 
y 
cuyos valores se muestran en la ¡Error! No se encuentra el origen de la referencia., y se selecciona el mínimo entre los tres. De esta manera, se establece que el porcentaje de otros activos eficiente del mercado relevante de distribución para el siguiente periodo tarifario corresponde a 4,12% para la empresa Metrogas de Colombia S.A. E.S.P. y a 1,97% para la empresa Gas Natural del Oriente S.A. E.S.P. Con dichos porcentajes, se calculan los Otros Activos eficientes del mercado para cada empresa y se suman estos valores, que para aplicar en todo el mercado equivalen a un 2,84%. El resultado es el valor que se utiliza para el cálculo del cargo.
29. De acuerdo con lo anterior, el porcentaje de Otros Activos eficiente definido para el mercado fue de 4,12 % para Metrogas y de 1,97 % para GNO.
30. A partir de estos porcentajes, la Comisión procede a calcular los Otros Activos eficientes del mercado para cada empresa y los suma para determinar el porcentaje aplicable en todo el mercado.
31. El porcentaje eficiente de otros activos aplicable a todo el mercado, según los cálculos de la CREG es de 2,84%. Adicionalmente, la CREG manifiesta, sin ningún argumento que este valor es el que se utiliza para el cálculo del cargo de distribución.
32. No obstante lo anterior, para llegar al valor del 2,84%, ni en el documento soporte ni en la Resolución CREG 196 de 2019, se establece la justificación, fundamento, modelo o explicación correspondiente.
33. Cualquiera que fuese el criterio utilizado por la CREG para la elaboración de estos cálculos, se comenten errores y no se cumple con lo establecido en la metodología tarifaria para los casos en que en un Mercado de Distribución existen dos o más Distribuidores, conforme se explica a continuación:
Reconocimiento Otros Activos $2014
| MTG | GNO | Total | |
| Inversión Base Reconocida | 24. 281.105.312 | 2.383.963.136 | 26.665.068.448 |
| % Eficiente Otros Activos | 4,12% | 2,02% | 3,93% |
| Valor Eficiente Otros Activos | 1. 000.381.539 | 48.133.243 | 1.048.514.782 |
| Valor Reconocido CREG 196-2019 | 6.847.636 | 672.313 | 7.519.950 |
| % Reconocido CREG 196-2020 | 0,02820% | 0,02820% | 0,02820% |
| Valor NO Reconocido | 993.533.903 | 47.460.930 | 1.040.994.832 |
34. La determinación de un porcentaje eficiente de Otros Activos aplicable a todo mercado de 2,84%, además de no contar con fundamento alguno, no concuerda con la suma de los activos eficientes del mercado para cada empresa como se afirma en la resolución.
35. De acuerdo con lo anterior, la suma de los porcentajes de OA eficientes asociados a cada empresa, arroja un valor de $1.048.514.782, lo cual no corresponde al 2,84% como se establece en el documento soporte de la resolución.
36. El 2,84% de la Inversión Base (Base Regulatoria de Activos) de todo el mercado relevante equivaldría a $759.954.527,66. Como consecuencia, si no se corrige este valor, los cargos no estarían remunerando correctamente los costos necesarios para la prestación del servicio. Asimismo, la CREG estaría desconociendo el criterio de eficiencia definido por ella misma para la remuneración de los Otros Activos.
37. De mantenerse un valor de 2,84% y no respetar el porcentaje de Otros Activos eficiente de 4,12% calculado para Metrogas y 2,02% para GNO de acuerdo con lo establecido en la misma regulación, existiría una subremuneración en contra de las empresas.
38. Para que Metrogas sea remunerado de acuerdo con lo establecido en la ley y la regulación y se respeten los criterios de eficiencia y suficiencia financiera, el porcentaje de OA eficiente que se debe reconocer y pagar a Metrogas debe ser el 4,12% de sus inversiones (Base Regulatoria de Activos reconocidos y aceptados a Metrogas).
39. La determinación del porcentaje de Otros Activos eficiente aplicable a todo el mercado, debe ser realizada teniendo en cuenta no solo el porcentaje de participación de cada empresa respecto de la Inversión Base, sino, considerando el criterio de eficiencia definido por el mismo regulador para este concepto, lo cual implica que Metrogas tenga derecho a recibir el 4,12% por concepto de Otros Activos y por su parte GNO reciba el 2,02% que le corresponde.
40. El cálculo del porcentaje de Otros Activos eficiente aplicable a todo el mercado debe corresponder al 3,93%, para no generar una afectación del criterio de eficiencia establecido en la regulación para la remuneración de los Otros Activos.
III. FUNDAMENTO JURÍDICO
1. Sobre el fundamento de la resolución que se repone
Como se desprende la parte considerativa de la Resolución que se repone, el acto administrativo que esta contiene, no es el resultado de una aplicación pura de una metodología tarifaria, sino una mezcla de parámetros definidos en la Resolución CREG 202 de 2013, en la Resolución CREG 066 de 2017, y de la aplicación directa de la Ley 142 de 1994, por lo menos desde el punto de vista formal.
En ese sentido, es válido argumentar que la inclusión o la exclusión de inversiones pueden verse sustentadas no solamente en los estrictos parámetros que determina el regulador en sus diferentes resoluciones, sino, adicionalmente, en aquellos parámetros definidos por el legislador, que resultan más amplios, y que deben ser evaluados por el regulador con base en los mismos.
Así, en términos generales puede afirmarse que la Ley 142 de 1994 determina la configuración de las bases tarifarias de las actividades sujetas al régimen de libertad regulada, de conformidad con los criterios establecidos en el artículo 87 de la misma norma, dentro de los cuales se destaca de manera particular y por su relevancia para los asuntos que nos ocupan, los criterios de eficiencia económica y suficiencia financiera.
Del texto del primero de los criterios, de la forma como se incluye en la ley, es totalmente válido afirmar que en la medida en que un activo este asociado al servicio público, y que los usuarios hagan uso del mismo, su inclusión en la base tarifaria es obligatoria para el regulador, quien se limita exclusivamente a determinar si el valor a incluir es eficiente (y por lo tanto si el valor del mismo corresponde a un precio de mercado) y si el activo es total o parcialmente necesario frente al servicio público particular.
En el caso que nos ocupa, no hay duda que las inversiones que el regulador omitió incluir, son activos útiles, usados en la prestación del servicio y necesarios para el mismo, lo que implica que a la luz de la Ley 142 deben ser considerados por el regulador en la base tarifaria.
En el caso del criterio de suficiencia financiera, es claro que la empresa tiene el derecho a recibir una remuneración por los activos que pone a disposición del servicio público, a que su patrimonio sea adecuadamente remunerado y, por supuesto, a recuperar los costos asociados al mismo.
Al mismo tiempo, este mismo argumento permite señalar que, dado que el regulador argumenta que la fuente de derecho que justifica su accionar está basada en la aplicación directa de la Ley 142, la negación a la inclusión de las inversiones solicitadas en la base tarifaria justificada en los parámetros estrictos de la regulación, no es suficiente para negar la inclusión de las misma s.
Sin perjuicio de lo anterior, exponemos a consideración los argumentos que, desde el punto de vista regulatorio, justificarían igualmente el presente recurso, tal y como se desarrolla de la siguiente manera:
2. Errores en la determinación del porcentaje eficiente de otros activos
Según lo establecido en la Resolución CREG 202 de 2013, la Inversión Base esté constituida por la Inversión Existente a la Fecha de Corte y/o el Programa de Nuevas Inversiones para mercados relevantes de Sistemas de Distribución de Municipios Nuevos (IPNI).
Asimismo, la Resolución establece que la Inversión Existente esté compuesta por la Inversión Existente (IE) a la fecha de la solicitud tarifaria del periodo tarifario vigente; la Inversión Programada en Nuevas Inversiones que fue reconocida y ejecutada durante el Periodo Tarifario vigente (IPE); la Inversión ejecutada durante el Periodo Tarifario vigente y no prevista en el Programa de Nuevas Inversiones (INPE); y finalmente, la reposición de Inversión Existente durante el periodo tarifario vigente, esto es, la Inversión de Reposición de Activos de la Inversión Existente (IRAIE).
De acuerdo con lo anterior, la empresa reportó el inventario de activos que conformaban la Inversión Base en el Mercado Relevante Existente de Distribución para el siguiente Periodo Tarifario.
De manera particular respecto de la Inversión Base, el artículo 9.4 de la Resolución CREG 202 de 2013 establece lo siguiente:
“9.4. INVERSIÓN BASE
La Inversión Base denominada IBME, IBMEN o IBMN, comprenderá la Inversión realizada o la Inversión a realizar en los activos que se describen a continuación y en el Mercado Relevante de Distribución para el siguiente Periodo Tarifario:
a) Activos Inherentes a la Operación
Corresponde al inventario de activos que se utilizan en la prestación del servicio (estaciones de puertas de ciudad, gasoductos, estaciones de regulación, accesorios, entre otros). Este inventario se debe realizar de acuerdo con las Unidades Constructivas definidas en el ANEXO 4, ANEXO 5, ANEXO 6, ANEXO 7 y ANEXO 8.
Activos tales como cruces subfluviales, cargos de conexión al sistema nacional de transporte y otros activos no homologables a las Unidades Constructivas, deberán ser reportados separadamente como Activos Especiales.
En caso de justificarse, el Distribuidor podrá solicitar a la Comisión la especificación de nuevas unidades constructivas. La CREG estudiará la solicitud y con base en su justificación evaluará la definición de estas nuevas Unidades Constructivas.
b) Otros Activos
Corresponden a activos asociados a las actividades de distribución como: maquinaria y equipos (vehículos, herramientas, etc.), muebles, equipos de cómputo y de comunicación y sistemas de información.
El monto de los Otros Activos reportados por la empresa tanto en Inversión Existente coma en Programa de Nuevas Inversiones no padre ser superior al monto de la inversión en Activos Inherentes a la operación por el porcentaje establecido en el ANEXO 9 de la presente resolución”.
Conforme a esta disposición, la Inversión Base comprende la inversión realizada o la inversión a realizar en los activos inherentes a la operación y, asimismo, en los otros activos que, si bien no son inherentes, en todo caso, sí están asociados directamente a la prestación del servicio como por ejemplo la maquinaria y los equipos (vehículos, herramientas, etc.), muebles, equipos de cómputo y de comunicación y sistemas de información, entre otros.
Ahora bien, en el anexo 9 de la Resolución CREG 202 de 2013 se define la manera como debe ser establecido el porcentaje eficiente para el reconocimiento de las inversiones efectuadas por las empresas y que están asociadas a este tipo de activos (otros activos). El Anexo establece lo siguiente:
“ANEXO 9
OTROS ACTIVOS
El porcentaje eficiente de Otros Activos que resulte de la aplicación de lo contenido en este Anexo se aplicara a cada Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Periodo Tarifario, conforme a lo establecido en el literal b) del numeral 9.4 del Artículo 9o de la presente resolución
El porcentaje de Otros Activos eficiente que se reconocerá durante el próximo periodo tarifario, se estimará de acuerdo al procedimiento que a continuación se describe:
9.1. Porcentaje de Otros Activos para Mercados Relevantes de Distribución para el Siguiente Periodo Tarifario conformados a partir de Mercados Existentes o Agregación de Mercados Existentes de Distribución.
1. Se toma la información reportada por las empresas distribuidoras a la CREG para la vigencia 2016. Esta información corresponde a las cuentas de Otros Activos y arrendamientos reportada por las empresas prestadoras del servicio según la Circular CREG 027 de 2018.
La Comisión podrá adelantar durante los procesos de aprobación de cargos de Distribución para el Siguiente Periodo Tarifario, revisiones y depuraciones a la información de las cuentas arriba indicadas y presentadas por las empresas con el fin de no transferir costos y gastos ineficientes en la tarifa final.
Cuando las empresas estén prestando el servicio en sus respectivos mercados relevantes para los cuales haya concluido su periodo tarifario y no hayan reportado la información de Otros Activos según lo dispuesto en la precitada circular, se les reconocerá el noventa por ciento (90%) del porcentaje mínimo reconocido de Otros Activos de acuerdo con los resultados obtenidos.
2. Se determina el porcentaje de los Otros Activos reportada 
como la razón entre el valor de los mismos 
y la Base Regulatoria de Activos – BRA- por empresa así:
Donde
 | Valor de los Otros Activos reportado a diciembre de 2016 por la empresa. Se calcula como la suma de las cuentas de Otros Activos más la suma del equivalente de las cuentas de arrendamientos. El equivalente de las cuentas de arrendamientos se fija como el valor presente neto de un flujo anual del valor de la cuenta a cinco (5) años y descontado a una tasa del 12,7%. |
 | Valor total de la Base Regulatoria de Activos reportado a diciembre 2016 por la empresa para todos sus mercados. |
3. Se imputa a cada Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k de la empresa el porcentaje de Otros Activos reportado 
determinado en el numeral anterior.
4. Se establece para el Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Periodo Tarifario el porcentaje de Otros Activos eficiente a reconocer, el cual se determina de acuerdo con la siguiente fórmula, en caso de que los municipios que lo conforman les fueron remunerados los porcentajes de Otros Activos a través de Cargos De Distribución determinados mediante la metodología dispuesta en la Resolución CREG 011 de 2003,
y en el caso de que los municipios que pertenecieron a un Área de Servicio Exclusivo, el porcentaje de Otros Activos eficiente a reconocer se define de acuerdo con la siguiente fórmula,
Donde
 | Porcentaje de Otros Activos eficiente que se reconocerá en los Cargos de Distribución del Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Periodo Tarifario k. Este porcentaje se aplica conforme a lo establecido en el literal b) del numeral 9.4 del Artículo 9o de la presente resolución. |
 | Porcentaje de Otros Activos reportado por la empresa a diciembre de 2016, imputado al Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Periodo Tarifario k. |
 | Porcentaje de Otros Activos remunerados a diciembre de 2016 en el cargo promedio de distribución aprobado mediante resolución particular conforme a la Resolución CREG 011 de 2003 para el Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Periodo Tarifario k. |
 | Porcentaje de Otros Activos máximo a reconocer para el Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Periodo Tarifario k, el cual se calcula conforme a la siguiente fórmula:  Donde: n: Número de municipios que contiene el Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Periodo Tarifario k.  Total de kilómetros de red del Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Periodo Tarifario k, reportado a la Fecha de Corte Total de kilómetros de red del municipio p que pertenece al Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Periodo Tarifario k, reportado a la Fecha de Corte. G Grupo de municipios conformados de acuerdo con sus características físicas y económicas según el procedimiento descrito en el ANEXO 20 de esta resolución. M Grupo de municipios conformados según la antigüedad en la prestación del servicio y a la metodología tarifaria con la cual se le estableció el cargo de distribución vigente conforme a lo descrito en el ANEXO 20 de esta resolución.  Porcentaje estimado de Otros Activos asignado para el municipio p según la clasificación dada por grupo G y metodología M, definida en la Tabla 1 del ANEXO 20 y conforme a la siguiente tabla: Para aquellos municipios donde se esté prestando el servicio y que no se encuentren clasificados por Grupo G y Metodología M conforme a la Tabla 1 del ANEXO 20, se clasificarán conforme a lo establecido en dicho anexo. |
5. El valor eficiente de Otros Activos a remunerar del Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Periodo Tarifario k se determina conforme al porcentaje de Otros Activos eficiente obtenido de la metodología descrita en los numerales anteriores, multiplicando por el valor de la Base Regulatoria de Activos del mercado en cuestión, calculado a la Fecha de Corte, y considerando lo indicado en el literal b) del numeral 9.4 del artículo 9o de la presente resolución.
De acuerdo con lo anterior, la regulación establece las cuentas que se deben considerar para la determinación del porcentaje eficiente a reconocer en Otros Activos.
Dentro de estas cuentas, la regulación establece específicamente que se deben incluir las cuentas de Arrendamientos.
Así, el Valor de los Otros Activos reportado a diciembre de 2016 por la empresa, debe ser calculado como la suma de las cuentas de Otros Activos más la suma del equivalente de las cuentas de arrendamientos. Por su parte, el equivalente de las cuentas de arrendamientos se fija como el valor presente neto de un flujo anual del valor de la cuenta a cinco (5) años y descontado a una tasa del 12,7%.
Error No. 1:
Teniendo en cuenta el parámetro que el mismo regulador determinó como aplicable, y tal como se expuso en el fundamento fáctico, dado que en el cálculo de valor de los Otros Activos no se consideró las cuentas de arrendamientos para GNO, este debe ser corregido de tal manera que se incluyan dichas cuentas en la suma.
Error No. 2:
Ahora bien, adicional a lo anterior, es necesario que se realice una corrección del porcentaje eficiente de OA a reconocer a Metrogas, toda vez que, aun cuando la CREG determine que este valor del porcentaje eficiente de OA a reconocer a Metrogas, conforme a lo establecido en la metodología tarifaria debía ser el 4,12%, en el momento de calcular el porcentaje aplicable a todo el mercado, se comete un error conforme se explica a continuación:
De acuerdo con lo expuesto por la CREG en el Documento 126 de 2019, para determinar el porcentaje de otros activos de cada empresa se aplicó la siguiente formula:
Una vez aplicada esta fórmula, comparados los valores 
y seleccionado el valor mínimo entre los tres, la CREG establece que el porcentaje de otros activos eficiente del mercado relevante de distribución para el siguiente periodo tarifario corresponde a 4,12% para Metrogas y 1,97% para GNO. En otras palabras, la CREG determine) que esos eran los valores eficientes y, por tanto, los que efectivamente se pueden y deben incluir dentro de la base tarifaria.
Ahora bien, a partir de estos porcentajes, la Comisión procede a calcular - y es aquí en donde se comete el segundo error - los Otros Activos eficientes del mercado para cada empresa y los suma para determinar el porcentaje aplicable en todo el mercado.
En este sentido, el porcentaje eficiente de otros activos aplicable a todo el mercado, según los cálculos de la CREG es de 2,84%. Adicionalmente, la CREG manifiesta, sin ningún argumento que este valor es el que se utiliza para el cálculo del cargo de distribución.
Al respecto, es necesario advertir, que para llegar al valor del 2,84%, ni en el documento soporte ni en la Resolución CREG 196 de 2019, se establece la justificación, fundamento, modelo o explicación correspondiente.
Ahora bien, a pesar de que Metrogas le solicito a la CREG el acceso a las memorias de cálculo utilizadas para el efecto, la Comisión se negó, argumentando que existía información de carácter confidencial de la empresa GNO, haciendo IMPOSIBLE el correcto y debido ejercicio del derecho de defensa al que tiene derecho Metrogas.
No obstante, lo anterior, cualquiera que fuese el criterio utilizado por la CREG para la elaboración de estos cálculos, la Comisión no solo comete un error de cálculo, sino que, además, incumple con lo establecido en la metodología tarifaria para los casos en que en un Mercado de Distribución existen dos o más Distribuidores.
De acuerdo con lo anterior, el cálculo del porcentaje de Otros Activos eficiente aplicable a todo el mercado debe corresponder al 3,93%.
Para efectos de lo anterior, la Comisión debe tener en cuenta lo dispuesto en el artículo 15 de la Resolución CREG 202 de 2013 en el cual se determinan las reglas aplicables a los casos en que en un mismo mercado relevante de distribución hay más de un distribuidor:
'Artículo.15. Mercados relevantes de distribución para el siguiente periodo tarifario en donde hay más de un distribuidor. Si en un Mercado de Distribución existen dos o más Distribuidores, la determinación de los Cargos de Distribución que se aplicarán para la asignación de la remuneración de la Inversión y la remuneración de los Gastos de Administración, Operación y Mantenimiento (AOM) del respectivo Sistema, tendrá en cuenta las siguientes reglas generales:
a) En el caso en que en el mismo mercado existan dos o más redes independientes que atienden diferente demanda, para la remuneración de la Inversión Base se considerara la suma de los activos correspondientes a cada red. Se tomará la demanda total del mercado y los gastos AOM eficientes para todo el mercado. Cada comercializador recaudará lo correspondiente al Cargo de Distribución según la demanda atendida.
(…)”
Si la CREG realiza un cálculo diferente y establece un porcentaje que no permite remunerar la totalidad de los activos correspondientes a cada red, estaría violando la regulación y la ley al no respetar los criterios de eficiencia y suficiencia financiera, sin mencionar el derecho de propiedad.
3. La Resolución CREG 196 de 2019 afecta el derecho de propiedad de Metrogas.
El derecho a la propiedad privada no es absoluto y, por tanto, cuando hay intereses sociales de por medio, aquel debe ceder frente a estos. No obstante, en caso de que, por razones de utilidad pública, la propiedad privada deba ser limitada, el Estado debe compensar dicha restricción a fin de garantizar este derecho (Artículo 58 de la Constitución).
Uno de los eventos en los cuales la propiedad privada es normalmente limitada es en materia de servicios públicos domiciliarios. La intervención del Estado en esta actividad se produce, por regla general, mediante la actividad regulatoria que, en virtud del artículo 211 de la Constitución puede ser delegada por el Gobierno a las Comisiones de Regulación. No obstante, esta facultad regulatoria no puede vaciar de contenido el derecho, de tal forma que se generen, a través de la intervención administrativa, “efectos expropiatorios”.
En efecto, la regulación “es una actividad continua que comprende el seguimiento de la evolución del sector correspondiente y que implica la adopción de diversos tipos de decisiones y actos adecuados tanto a orientar la dinámica del sector hacia los fines que la justifican en cada caso como a permitir el flujo de actividad socioeconómica”.
En suma, la actividad económica de las empresas de servicios públicos, aunque está regulada a efectos de satisfacer las necesidades colectivas y permitir el mejoramiento de la calidad de vida de los habitantes, está, a su vez, orientada a la generación de utilidades, pues es una expresión de los principios constitucionales de la libertad de empresa y libre competencia económica.
Esto fue expresamente contemplado por la Ley 142 de 1994 al señalar en su artículo 3o que el “estímulo a la inversión de los particulares en los servicios públicos” es un instrumento de intervención estatal en esta actividad. Y esto es así, por cuanto una de las finalidades de liberalizar la prestación de los servicios públicos consiste en garantizar su “eficiencia económica, neutralidad, solidaridad, redistribución financiera, simplicidad y transparencia” (Artículo 87, Ley 142 de 1994), a fin de alcanzar un mercado competitivo que beneficie a la comunidad.
En particular, la suficiencia económica se materializa incluyendo, dentro de la fórmula tarifaria, la recuperación de costos y gastos asociados a la operación, pues de lo contrario, no habría estímulo alguno para que las personas participarán en esta actividad.
Por lo anterior, resulta evidente que, de no remunerarse apropiadamente la inversión en infraestructura a los prestadores de los servicios públicos, irremediablemente se produciría un desincentivo económico para la expansión del servicio y, en consecuencia, no se les garantizaría a los participantes un entorno que les permita obtener utilidades, pues la distribución de costos entre las empresas y los usuarios no correspondería a las dinámicas de un mercado competitivo. En últimas, por causa de la regulación, los prestadores del servicio ejecutarían una actividad que no presta ningún incentivo económico, dado que no serían remunerados por el servicio efectivamente prestado, y esto, es una afectación a su derecho de propiedad.
Nótese que el artículo 87.3 de la Ley 142 de 1994 señala que las tarifas “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”. No hacerlo así, implica que las empresas trabajarían “a pérdida”, lo cual evidentemente constituye una expropiación de las utilidades que en un mercado competitivo generaría dicha actividad económica.
Descendiendo al caso concreto, la Resolución CREG 196 de 2019 afecta el derecho a la propiedad por cuanto crea una barrera para la apropiada remuneración de la actividad económica que Metrogas lleva a cabo. En particular, el hecho de que la Resolución no incluya dentro de los criterios para fijar el cargo de distribución las cuentas por arrendamientos y el valor eficiente total de los Otros Activos, pese a ser activos eficientes para la prestación del servicio y enmarcarse en el concepto de “gastos propios de operación”, únicamente refleja un desconocimiento de los principios de libertad económica y libre competencia, pues lejos de remunerar los costos asociados a la actividad, los excluye, sin tomar en cuenta que en la prestación de los servicios públicos, así como en los demás sectores, todos los costos deben ser repartidos entre las empresas y usuarios.
En consecuencia, la facultad reguladora no puede, en virtud de la Constitución y la Ley 142 de 1994, desconocer los costos asociados a los arrendamientos cuando establece el cargo de distribución; hacerlo, redunda en perjuicio del derecho a la propiedad privada de los prestadores del servicio que, como Metrogas, tienen derecho a ser remunerados en las mismas condiciones que otras empresas eficientes en un mercado competitivo.
4. Consideraciones sobre el Volumen Demanda No Regulada en Red Primaria: Solicitud de Corrección.
Conforme se expuso en el capítulo de fundamento fáctico, a pesar de que antes de expedirse la Resolución CREG 196 de 2019, GNO había presentado una comunicación para solicitar la corrección de los volúmenes de demanda no regulada reportados para el mercado relevante, la Comisión no tuvo en cuenta dicha solicitud y aprobó los cargos sin hacer el ajuste correspondiente, lo cual conlleva a que la tarifa se vea afectada a la baja, al incluirse unos volúmenes que no hacen parte de la demanda del mercado.
En efecto, a pesar de que en la comunicación GNO solicita la corrección y la modificación de la demanda real para el mercado relevante de Floridablanca, indicando que se debe eliminar los volúmenes asociados a un consumo de GNV por ser en realidad asignable al mercado relevante de Bucaramanga, la CREG no tuvo en cuenta la petición, con lo cual el cálculo de los cargos se vería afectado al partir de información incorrecta o inexacta.
5. Oportunidad para solicitar o aportar pruebas dentro de la actuación administrativa.
De acuerdo con el artículo 40 del Código de Procedimiento Administrativo y de lo Contencioso Administrativo, durante la actuación administrativa y hasta antes de que se profiera la decisión de fondo, es posible aportar, pedir y practicar pruebas de oficio o a petición del interesado sin que haya lugar a exigir requisitos especiales. El atículo textualmente señala:
'Artículo 40. Pruebas. Durante la actuación administrativa y hasta antes de que se profiera la decisión de fondo se podrán aportar, pedir y practicar pruebas de oficio o a petición del interesado sin requisitos especiales. Contra el acto que decida la solicitud de pruebas no proceden recursos. El interesado contara con la oportunidad de controvertir las pruebas aportadas o practicadas dentro de la actuación, antes de que se dicte una decisión de fondo.
Los gastos que ocasione la práctica de pruebas correrán por cuenta de quien las pidió. Si son varios los interesados, los gastos se distribuirán en cuotas iguales.
Serán admisibles todos los medios de prueba señalados en el Código de Procedimiento Civil”.
Conforme a la disposición, es evidente que el derecho a solicitar pruebas constituye un derecho permanente del interesado durante toda la actuación administrativa hasta tanto se profiera la decisión de fondo.
Adicionalmente, es importante mencionar que, aun cuando contra el acto que decide la solicitud de pruebas no proceden recursos, en todo caso, el interesado siempre cuenta con la oportunidad de controvertir as pruebas aportadas o practicadas dentro de la actuación, antes de que se dicte una decisión de fondo.
La Corte Constitucional al analizar una demanda de inexequibilidad de la norma citada, estableció que aun cuando el legislador hubiese decidido que frente al acto que resuelve la solicitud de pruebas no procederán recursos, el artículo resultaba ajustado en todo caso a la Constitución, no solo en la medida que permite el cumplimiento de otros principios constitucionales, sino además, teniendo en cuenta que el artículo en cualquier caso establece, por una parte, la posibilidad de que el interesado solicite o aporte las pruebas que considera necesarias, y por otra, la posibilidad de controvertir las pruebas aportadas o practicadas dentro de la actuación, en ambos casos, hasta antes de que se dicte una decisión de fondo. Asimismo, la Corte aclara que, si bien la norma impide el ejercicio de recursos en un momento específico de la actuación administrativa, esto no implica la clausura del derecho a aportar pruebas, ni de la controversia fáctica dentro de esos trámites.
Así las cosas, la Corte manifiesta que “la facultad de aportar pruebas se mantiene en la norma citada (Artículo 40 CPACA) durante toda la actuación, e incluso al momento de ejercer los recursos de reposición o apelación contra el acto definitivo, etapa en que el actor puede discutir la decisión que negó su solicitud de pruebas y las consecuencias que esa determinación produjo en el acto administrativo definitivo. De igual manera, la controversia sobre el material aportado se extiende hasta el momento en que se produzca ese acto definitivo, consideraciones que se desprenden del alcance literal del artículo 40 del CPACA, y que no suponen contradicción alguna con el segmento demandado, como se indica al analizar la aptitud de la demanda”.
De acuerdo con lo anterior, se debe concluir que según lo dispuesto en el artículo 40 del CPACA, no se está imposibilitando o prohibiendo el ejercicio de los derechos de aportar pruebas y controvertirlas durante la actuación administrativa, ni tampoco elimina los derechos de contradicción y defensa.
Conforme a lo anterior, es evidente que tanto Metrogas como GNO tienen derecho a solicitar y aportar pruebas durante toda la actuación administrativa y, por su parte, la Comisión debe considerarlas para sustentar su decisión.
6. Fundamento para la determinación de una fórmula teniendo en cuenta las inversiones eficientes de cada empresa
Dado que los ajustes solicitados en el presente recurso deberán conllevar a la corrección de los cargos aprobados, y teniendo en cuenta la existencia de dos distribuidores en el mercado, es necesario señalar que la definición del nuevo cargo implicaría que Metrogas, en principio, tendría derecho a recibir una remuneración adicional a aquella que le correspondería si solamente se tuvieran en cuentas sus inversiones y gastos y no todas las que existen en el mercado incluidas las de GNO. Por su parte, GNO se vería afectada en sus inversiones ya que las mismas estarían acotadas por la forma en que la metodología establece la manera en que se debe realizar el cálculo de la inversión base en estos casos y de los cargos regulados.
Como consecuencia, en el presente recurso se ha considerado pertinente informar esta situación, con el fin de que el regulador sea quien determine las reglas o la fórmula aplicable entre las empresas para evitar que exista una transferencia de rentas injusta entre los distribuidores.
De esta manera, teniendo en cuenta la situación particular descrita consistente en la existencia de dos distribuidores en un mismo mercado, en la que una de esas empresas podría verse afectada por la manera en que la regulación establece la forma de calcular un único cargo para todo el mercado, sin considerar las inversiones y gastos eficientes que ha efectuado cada empresa; por medio del presente documento se solicita a la CREG que analice la conveniencia de establecer una fórmula o una obligación en virtud de la cual, la empresa que se vería beneficiada por la estructura de la tarifa, deba girarle a la otra empresa mensualmente, el cargo en exceso implícito por los volúmenes facturados cada mes.
En el caso concreto, lo anterior implicaría la posibilidad de que la Comisión estableciera para Metrogas S.A. E.S.P. la obligación de girar mensualmente a Gas Natural del Oriente S.A. E.S.P., los valores adicionales implícitos por los volúmenes facturados cada mes.
7. Conclusiones
Conforme a lo expuesto hasta el momento, si no se realizan los ajustes solicitados, la Comisión estaría dejando de reconocer valores eficientes en Otros Activos que la metodología tarifaria contempla a favor del distribuidor.
Asimismo, si no se ajustan los valores de la demanda conforme a la información y la solicitud efectuada por GNO, se estaría permitiendo incluir volúmenes que no corresponden a la demanda del mercado relevante y que afectarían por tanto a la baja la tarifa.
En la medida que no se incluyan la totalidad de las cuentas de Otros Activos y no se ajusten los valores definidos para la Inversión Base conforme al porcentaje de otros Activos eficiente de 4,12% para Metrogas y 2,02% para GNO, se estaría dejando de remunerar costos en los que incurre la empresa para prestar el servicio y a los cuales tiene derecho que sean reconocidos dentro de la tarifa. Consecuentemente, el hecho de no reconocer los valores completos solicitados por la empresa implicaría una transgresión a los criterios de eficiencia y suficiencia financiera expresamente establecidos en el artículo 87 de la Ley 142 de 1994.
En efecto, el criterio de eficiencia económica se vería afectado toda vez que, al no reconocer la totalidad de la inversión, los cargos no remunerarían la totalidad de los costos en que ha incurrido la empresa para garantizar la prestación del servicio público. De igual forma, la intervención del regulador para la determinación de la tarifa implicaría una distorsión de la misma, generando a su vez que esta esté completamente alejada de lo que sería el precio en un mercado competitivo. Finalmente, no se respetaría el criterio de eficiencia puesto que la tarifa no estarla reflejando ni el nivel ni la estructura de los costos económicos de prestar el servicio conforme se establece en el Numeral 87.1 del artículo 87 de la Ley 142/94.
Por su parte, el criterio de suficiencia financiera, también se vería afectado en la medida que la Comisión no corrija los valores correspondientes toda vez que la tarifa aprobada no estaría garantizando la recuperación de los costos y gastos propios de operación, incluyendo la expansión, la reposición y el mantenimiento, ni tampoco permitirían 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.
Para facilitar el entendimiento de las diferencias entre los valores aprobados por la Comisión en la Resolución CREG 196-2019 y que son objeto de este recurso, presentamos en el Anexo 1, los valores estimados por Metrogas y of valor de los cargos definitivos a ser aprobados.
IV. PRUEBAS
a) Documentales
Conforme a los artículos 165, 243 y s.s. del Código General del Proceso, respetuosamente solicito se tengan como pruebas los siguientes documentos:
1. Relación de cuentas - Otros Activos. Anexo 2.
2. Copia simple de la comunicación enviada por GNO a la CREG de fecha 22 de noviembre de 2019 en la cual solicita la corrección de las demandas reportadas para el mercado relevante conformado por el municipio de Floridablanca en el departamento de Santander.
b) Testimoniales
Respetuosamente solicito se decrete la práctica del testimonio del Representante Legal de Gas Natural del Oriente S.A. E.S.P., con el fin de que aclare el volumen de la demanda real reportada para el mercado relevante de distribución conformado por el municipio de Floridablanca en el Departamento de Santander.
El representante legal de dicha compañía puede ser notificado en las direcciones que se encuentran registradas dentro del expediente tarifario y en el cual participa la empresa.
2.2. Gas Natural del Oriente S.A. E.S.P.
II. FUNDAMENTOS DE HECHO
1. Por medio de Resolución CREG 019 de 2004, modificada por la Resolución CREG 109 de 2006(2) se aprobó el Cargo Promedio de Distribución del Sistema de Distribución de gas natural por red y el Cargo Máximo Base de Comercialización de gas natural por red a usuarios regulados para el mercado relevante conformado por el municipio de Floridablanca en el departamento de Santander.
2. Bajo Circular 034 de 2017, la CREG permitió que las empresas distribuidoras solicitaran aprobación de cargos de distribución transitorios, los cuales estarían vigentes hasta que se expidieran los cargos para el nuevo periodo tarifario de 5 años, salvo que la empresa solicitara mantener el cargo aprobado durante el nuevo periodo tarifario.
3. La empresa Metrogas, con base en lo establecido en la Circular CREG 034 de 2017, solicito la aprobación de cargos transitorios de distribución para el mercado relevante conformado por el municipio de Floridablanca en el Departamento de Santander.
4. Mediante oficio radicado CREG E-2018-001455 de febrero de 20 de 2018, Gas Natural del ORIENTE S.A. E.S.P. manifestó su acuerdo con el inicio del trámite administrativo.
5. A través de la Resolución 196 de 2019 la CREG aprobó el cargo por use del sistema de distribución de gas combustible por redes de tubería, para el mercado relevante conformado por el municipio de Floridablanca Santander.
6. La citada Resolución 196 de 2019, dispone en el inciso quinto del numeral 2 la Resolución CREG 196 de 2019, que “La Comisión indica que si la manifestación es afirmativa …tomará... la información reportada por Gas Natural del Oriente S.A. E.S.P. …en relación con activos existentes, demanda a la fecha de corte … Cualquier modificación a esta información solo se aceptará con los debidos soportes y justificaciones “(Subrayas fuera de texto).
Y en el inciso séptimo del mismo numeral dispuso que utilizaron los datos de demanda de gas y las inversiones reportadas por las empresas Metrogas y Gas Natural del Oriente S.A. E.S.P. en el Apligas, como respuesta la Circular CREG 004 de 2017.
7. Respecto a “Otros Activos”, en el numeral 3.2.2.6. del Documento CREG -126 de 2019 se establece un porcentaje de Otros activos eficiente del mercado relevante de 2, 84% así:
“Tal y como se establece en la resolución de la cual es soporte el presente documento, el porcentaje de otros activos eficientes a reconocer para el mercado relevante de distribución para el siguiente periodo tarifario solicitado por las empresas Metrogas de Colombia S.A. E.S.P. y Gas Natural del Oriente S.A. E.S.P. se estableció de acuerdo con la siguiente fórmula:
El porcentaje de Otros Activos resultante del reporte de las empresas y de ejercicios de depuración realizados por la Comisión y/o la empresa se calculó con base en la información de otros activos reportados por la empresa Metrogas de Colombia S.A. E.S.P. como respuesta a la Circular CREG 004 de 2017 (Radicado CREG 2017-002011) y la información reportada por la empresa Gas Natural del Oriente S.A. E.S.P. (radicado CREG E-2017- 002106).
En el numeral 1 del Anexo 2 se presentan los valores de otros activos utilizados para el cálculo del cargo de distribución para el mercado relevante de distribución para el siguiente periodo tarifario, discriminando por cuentas, y se observa que este monto corresponde a $3.302.628.928 ($ de diciembre de 2014) para la empresa Metrogas de Colombia S.A. E.S.P. y a $3.476.863.809 ($ de diciembre de 2014) para la empresa Gas Natural del Oriente S.A. E.S.P. considerando dichos montos con respecto a la soma de las cuentas de activos, se obtiene un valor de % %AOrydk, de 5.32% para la empresa Metrogas de Colombia S.A.E.S.P. y un valor de 1,97% para la empresa Gas Natural del Oriente S.A. E.S.P.
Ahora bien y tal como se indica en el numeral 3.2.2 del presente documento, se considera las inversiones presentadas por las empresas Metrogas de Colombia S.A. E.S.P. y Gas Natural del Oriente S.A. E.S.P. en los cálculos de los cargos de distribución. De esta manera, se considera el monto total y cuentas de activos de las dos empresas, en la cual, se obtiene un valor de % OArydk de 2,84%.
El porcentaje de otros activos remunerado actualmente %OAremk, se estableció en 6%, según lo dispuesto en el parágrafo 3 del numeral 7.1 de artículo 7o de la Resolución CREG 011 de 2003.
El porcentaje de otros activos máximo a reconocer para el mercado relevante de distribución para el siguiente periodo tarifario se calcula conforme a la siguiente fórmula:
Aplicando dicha fórmula, se obtiene un valor de %OAmax a reconocer de 4,12% para el mercado relevante de distribución para el siguiente periodo tarifario. Para el cálculo, se utilizó el porcentaje de otros activos asignado a cada uno de los municipios que conforman el mercado relevante de distribución según la clasificación dada por grupo G y metodología M y la información de kilómetros de red de dichos municipios, reportada por las empresas Metrogas de Colombia S.A. E.S.P. y Gas Natural del Oriente S.A. E.S.P. en el aplicativo Apligas. La información utilizada pare el cálculo se muestra en el numeral 0 del ANEXO 2.
Para determinar el porcentaje de otros activos eficientes se comparan los valores de 
, cuyos valores se muestran en la tabla, y se selecciona el mínimo entre los tres. De esta manera, se establece el porcentaje de otros activos eficiente del mercado relevante de distribución pare el siguiente periodo tarifario corresponde a 4,12% para la empresa Metrogas de Colombia S.A. E.S.P. y a 1,97% pare la empresa Gas Natural del Oriente S.A. E.S.P. Con dichos porcentajes, se calculan los otros activos eficientes del mercado para cada empresa y se suman estos valores, que pare aplicar en todo el mercado equivalen a un 2,84%. El resultado es el valor que se utiliza pare el cálculo del cargo.
8. Analizada la Resolución CREG 196 y el Documento CREG 126 de 2019, se evidencia error en el cálculo del valor de Otros Activos empleado para la aprobación del cargo de distribución y la falta de ajuste del volumen reportado por Gas Natural del Oriente S.A. E.S.P. para la determinación de las tarifas.
9. Respecto al valor de la variable “Otros Activos”, se evidencian los siguientes:
9.1. Sobre el valor de OA eficientes. La Comisión calcula para esta variable un valor de 2.84%; el cual como se indica a continuación no corresponde a la realidad del mercado, toda vez que se le está dando a Metrogas un peso del 26% cuando la BRA de este agente en el mercado relevante es del 91% (24.281 MCOP de los 26.665 MCOP), mientras que a Gas Natural del Oriente S.A. E.S.P. se le está dando un peso del 74% cuando su BRA corresponde al 9% de las inversiones del respectivo mercado relevante.
A continuación, se puede observar el porcentaje de BRA para cada mercado discriminado por agente:
| Variable | Metrogas | GOR | Costo Total |
| IE | 13.608.000.670 | 1.229.143.412 | 14.837.144.081 |
| IPE | 1.437.450.293 | 2.167.639 | 1.439.607.932 |
| INPE | 9.235.654.349 | 1.152.662.085 | 10.388.316.434 |
| BRA | 24.081.105.312 | 2.383.973.136 | 26.665.068.447 |
| %BRA | 91% | 9% | 100% |
Si para el cálculo de OA se pondera por la BRA correcta de cada agente en el mercado relevante, el valor resultante de OA es 4.12%, tal como se aprecia en la siguiente tabla:
*Con BRA: Metrogas de 74% y GOR 26%
** Con BRA: Metrogas de 91% y GOR 9%
Si se pondera por kilómetros de red a por BRA, el valor resultante de OA tenderá a 4,12% correspondiente a Metrogas, quien es el distribuidor con mayor BRA y con mayor extensión de red en el mercado relevante de Floridablanca.
En consecuencia, se debe proceder a modificar el valor de Otros Activos de 2,84% a 4,12%, el cual representa el valor eficiente del mercado relevante de Floridablanca.
9.2. Ahora bien, en cuanto al valor de OA llevado a tarifa en la Resolución 196, se encuentra que en lugar de aplicarse el 2,84% que se indica en el numeral 3.2.2.4 del documento soporte de la citada Resolución, en el cálculo del cargo de inversión, se aplica como OA 0,028%, es decir se está aplicando un valor 100 veces inferior.
Este efecto se evidencia en el cálculo de la Inversión Base que se describe en la Resolución 196 de 2019, en la que los IBMEs (IBMERPK y IBMERSK), totalizan $3.676.590.618 (utilizando 0.028%); si se hubiese aplicado el 2,84%, hubiese totalizado $3.779.939.792. No obstante, tal y como se indicó en el numeral 9.1 anterior, el porcentaje que se debe utilizar es del 4,12%, y por tanto la sumatoria de IBMERPK y IBMERSK corresponde a $3.826.979.289.
Usuarios de Uso Residencial
| Variable | Cifras Resol. 196/2019 (Año 2019 en adelante) | Cifras Corregidas (Año 2019 en adelante) |
| IBMERPK | 2.416.641.861 | 2.515.493.106 |
| IBMERSK | 1.259.948.757 | 1.311.486.184 |
| QTK | 26.080.246 | 24.487.434 |
| QNoResRSK + QResk | 17.066.010 | 17.066.010 |
Cifras en pesos del 31 de diciembre de 2014
Usuarios Diferentes a los de Uso Residencial
| Variable | Cifras Resol. 196/2019 (Año 2019 en adelante) | Cifras Corregidas (Año 2019 en adelante) |
| IBMERPK | 2.416.641.861 | 2.515.493.106 |
| IBMERS(NoRes)k | 144.316.642 | 150.219.825 |
| QTK | 26.080.246 | 24.487.434 |
| QTK - QResk | 10.969.005 | 9.376.194 |
Cifras en pesos del 31 de diciembre de 2014
Por tanto, se debe corregir el error de cálculo del IBME en el cual los otros activos se expresan incorrectamente en relación 1/10000 tal como se evidencia en la Resolución CREG 196 de 2019.
10. En cuanto a la demanda reportada por Gas Natural del Oriente S.A. E.S.P., esta fue corregida mediante comunicación fechada el 22 de noviembre de 2019, con radicado CREG E-2019-012665, en la cual se excluye el consumo de las estaciones de GNV de Riofrío y Aranzoque, que corresponden a estaciones conectadas a la red de Bucaramanga y que pertenecen al mercado relevante de este municipio para el cual se tienen cargos aprobados mediante la Resolución CREG 021 de 2004.
No obstante, revisados los volúmenes de la Resolución 196 de 2019, evidenciamos que la información no ha sido corregida; por tanto, a fin de evitar distorsiones, solicitamos se ajuste la demanda para el cálculo del cargo de distribución, conforme los volúmenes que se reiteran a continuación:
ANEXO
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III. FUNDAMENTOS DE DERECHO
La falta de corrección de los cálculos que aquí se advierten, llevaría a la contravención de las disposiciones legales que a continuación se enuncian y violaría los derechos otorgados a las empresas al reconocimiento de sus inversiones tal y como se indica a continuación:
- Art. 74.1 literal d), 86, 87.1, 87.4, 88, 124 de la ley 142 de 1994.
- Derecho a la igualdad.
La ley 142 de 1994 en su art. 74.1 literal d) ordenó a la Comisión de Regulación de Energía y gas CREG, la función de fijar las tarifas de gas combustible bajo el régimen dispuesto en la ley 142 de 1994.
A su turno, en el artículo 86 denominado “Régimen Tarifario”, establece que el régimen tarifario de los servicios públicos está compuesto por reglas relativas a:
“Artículo 86. El régimen tarifario. El régimen tarifario en los servicios públicos a los que esta Ley se refiere está compuesto por reglas relativas a:
(…)
86.4. Las reglas relativas a procedimientos, metodologías, fórmulas, estructuras, estratos, facturación, opciones, valores y, en general, todos los aspectos que determinan el cobro de las tarifas.
Por su parte el art. 87 que fija los criterios tarifarios, dispone en el numeral 1 que las tarifas se aproximarán a lo que serían los precios de un mercado competitivo y el art. 87.4 establece que las fórmulas tarifarias garantizarán la recuperación de los costos v gastos propios de operación, incluyendo la expansión, la reposición y el mantenimiento, así como remunerar el patrimonio de los accionistas en la misma forma que lo habría remunerado una empresa eficiente en un sector de riesgo comparable. Al respecto la norma reza:
“87.1. Por eficiencia económica se entiende que el régimen de tarifas procurará que estas se aproximen a lo que serían los precios de un mercado competitivo; que las fórmulas tarifarias deben tener en cuenta no solo los costos sino los aumentos de productividad esperados, y que estos deben distribuirse entre la empresa y los usuarios, tal como ocurriría en un mercado competitivo; y que las fórmulas tarifarias no pueden trasladar a los usuarios los costos de una gestión ineficiente, ni permitir que las empresas se apropien de las utilidades provenientes de prácticas restrictivas de la competencia. En el caso de servicios públicos sujetos a fórmulas tarifarias, las tarifas deben reflejar siempre tanto el nivel y la estructura de los costos económicos de prestar el servicio, como la demanda por este.
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”.
El principio de eficiencia económica aquí descrito ordena que los costos reflejen siempre, tanto el nivel como la estructura de costos económicos de prestar el servicio.
En virtud del principio de suficiencia financiera, se debe garantizar a las empresas eficientes la recuperación de sus costos de inversión y sus gastos de administración, operación v mantenimiento, y permitir la remuneración del patrimonio de los accionistas en la misma forma en la que lo habría remunerado una empresa eficiente en un sector de riesgo comparable.
En Sentencia C-150 de 2003 la Honorable Corte Constitucional dispuso:
“La definición de los poderes públicos contenida en la Carta proporciona los parámetros que rigen la asignación de competencias en materia de servicios públicos. Así pues, “la competencia para la 'regulación' de las actividades que constituyen servicios públicos se concede por la Constitución a la ley, a la cual se confía la misión de formular las normas básicas relativas a:”(...)”, las condiciones para asegurar la regularidad, permanencia, constancia, calidad v eficiencia en su prestación, las relaciones con los usuarios, en lo que atañe a sus deberes, derechos, al régimen de su protección y sus formas de participación en la gestión y fiscalización de las empresas que presten el servicio, el régimen tarifario,”.
“(...)”
Así pues, pasa la Corte a analizar los requisitos que deben observar las leyes en las que se fije el régimen de la regulación de los servicios públicos para que se preserven estos principios democráticos.
Así pues, las leyes que tratan sobre actividades o materias objeto de regulación por parte de los órganos administrativos deben contener criterios inteligibles que establezcan de manera Clara: “(...)”; y (iv) las previsiones que impidan que algunas personas sean objeto de tratamientos arbitrarios o de beneficios ilegítimos, y que especifiquen los parámetros de control por parte del juez contencioso administrativo.
“(...)”
Se observa así que, de acuerdo con la definición citada, la eficiencia económica consiste en que: (i) las tarifas de los servicios públicos se aproximen a lo que serían los precios de un mercado competitivo; (ii) las fórmulas tarifarias tengan en cuenta los costos y los aumentos de productividad esperados; “(...)”. La referencia que hace la norma en el sentido de que “(e)n el caso de servicios públicos sujetos a fórmulas tarifarias, las tarifas deben reflejar siempre tanto el nivel y la estructura de los costos económicos de prestar el servicio, como la demanda por este” versa sobre el ámbito de aplicación de los anteriores elementos.
“(...)”
4.5.2.2.6. En conclusión, el numeral 87.1 del artículo 87 de la Ley 142 de 1994 contiene algunos de los elementos que, de acuerdo con la teoría económica de un mercado competitivo, caracterizan un mercado eficiente y las implicaciones que de este se derivan. En este orden de ideas, la Corte encuentra que el criterio de eficiencia descrito en la norma en cuestión desarrolla la prescripción del articulo 365 Superior, según el cual “es deber del Estado asegurar su prestación eficiente a todos los habitantes del territorio nacional”. Si bien el legislador habría podido definir eficiencia, en otros términos, se encuentra dentro de su margen de configuración hacerlo siguiendo teorías económicas sobre la eficiencia en un mercado económico competitivo”.
“(...)” Procede la Corte al análisis de cada uno de estos elementos, no sin antes resaltar que la suficiencia financiera es un criterio orientado no solo a contemplar esos costos de mantenimiento de la prestación del servicio público domiciliario sino, además, de mejoramiento del mismo en cuanto se busca que se garanticen “la mejor calidad, continuidad y seguridad” para los usuarios.
(…)
Además, el criterio de suficiencia incorpora un aspecto dinámico en la determinación de la tarifa puesto que busca no solo que en el largo plazo las empresas prestatarias del servicio sean sostenibles, lo cual asegura el principio de continuidad de los servicios públicos, sino además que el servicio evolucione permanentemente en el sentido de su mejoramiento, no de su deterioro.
En este orden de ideas, la Corte observa que la fórmula establecida por el legislador según la cual los servicios públicos deberán obedecer al criterio de suficiencia en condiciones eficientes protege interés de los usuarios en la medida en que se establecen condiciones para que se prestación sea sostenible en el largo plazo, para que cuenten con adecuados niveles de calidad…”.
De otra parte, el art. 124 de la Ley 142 de 1994 reza:
“Artículo 124. Actuación administrativa. Para determinar las fórmulas tarifarias se aplicarán las normas sobre régimen tarifario de las empresas de servicios públicos previstas en esta ley, las normas del Código Contencioso Administrativo, y las siguientes reglas especiales:
Y en el Título VI denominado “el régimen tarifario de las empresas de servicios públicos”, fijó los criterios para definir el régimen tarifario.
Respecto al criterio tarifario definido en el art. 87.4, la Corte Constitucional en sentencia C-150 de 2003 expresó:
“4.5.2.3. El numeral 87.4 del artículo 87 de la Ley 142 de 1994, por su parte, indica que “por suficiencia financiera se entiende que las fórmulas de tarifarias 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”.
4.5.2.3.1. Dice la norma que las fórmulas tarifarias han de garantizar a las empresas la recuperación de los costos y gastos de la operación, de la expansión, de la reposición y del mantenimiento, es decir, de los recursos económicos que deben utilizar las empresas para proporcionar el servicio al mayor número posible de usuarios para alcanzar el principio de universalidad consagrado en el artículo 365 de la Carta. La medición de los costos y gastos que se requieren para la prestación del servicio, ha de tener coma referencia los costos y gastos que tendría una empresa encargada de prestar el mismo servicio en un mercado competitivo, es decir, bajo condiciones de eficiencia con el mismo nivel de riesgo.
(…)
De acuerdo con la Constitución, la suficiencia financiera puede abarcar dichos costos. En efecto, el artículo 365 de la Carta dispone que los servicios públicos son una función inherente al Estado, a quien le corresponde “asegurar su prestación eficiente a todos los habitantes del territorio nacional”. El cobro de un factor por concepto de expansión del servicio es, pues, uno de los medios que permiten alcanzar dicha finalidad.
El cobro de este elemento adicional en la tarifa de los servicios públicos busca que las empresas que los prestan dispongan de una fuente de financiación –sin perjuicio de otras posibilidades, v.gr. las inyecciones de capital par parte de las empresas prestadoras destinadas a la expansión del servicio y las inversiones que realice el Estado con igual propósito - que les permita incrementar la cantidad de la población a la cual cubren. Por lo tanto, la autorización a las empresas de servicios públicos para que cobren un factor tarifario por concepto de expansión implica su consecuente obligación de incrementar el número de personas usuarias del servicio, lo cual ha de ser objeto de seguimiento y vigilancia por parte de la entidad estate' competente. El factor por expansión que contempla la norma en cuestión en tanto que criterio pare determinar la formula tarifaria, permite distribuir los costos de la prestación de los servicios entre los diferentes usuarios y facilita que se establezcan condiciones financieras para diferir dichos costos en el tiempo.
La introducción de un factor por concepto de expansión conlleva a un cambio de la estructura tarifaria en la medida en que se agrega a la tarifa un elemento adicional a la mera disposición y utilización del respectivo servicio, prestado bajo condiciones de eficiencia. En efecto, el cobro de este factor implica que si tarifa no solo incorpora el costo del servicio que los usuarios reciben, sino que incluye también un rubro adicional destinado a que nuevos usuarios tengan acceso al servicio en el futuro.
De esta manera, el legislador previó, en desarrollo del artículo 367 de la Carta –según el cual corresponde a la ley fijar la cobertura, la forma de financiación y el régimen tarifario de tales servicios–, que la expansión de los servicios públicos sería costeada por medio de diferentes Fuentes de financiación, a saber, las inversiones estatales, la inyección de capital por parte de las empresas y el cobro a los usuarios de un factor tarifario por dicho concepto, sin perjuicio de otras posibilidades, o la combinación de estas.
“(…)”
4.5.2.3.1.6. La Corte concluye que la expresión “las fórmulas de tarifas garantizarán la recuperación de los costos y gastos propios de operación, incluyendo la expansión, la reposición y el mantenimiento”, es constitucional. No obstante, la inclusión del costo de expansión como un factor de la fórmula tarifaria, se ajusta a la Constitución en el entendido de que al considerar los costos de expansión se incluirá un criterio expreso para hacer efectivo el principio de solidaridad y para asegurar que los beneficiarios de la mismo serán, de manera prioritaria, las personas de menores ingresos. “(...)”.
4.5.2.3.2. El numeral 87.4 del artículo 87 de la Ley 142 de 1994 indica que las fórmulas tarifarias contemplarán un factor que permitirá “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”.
“(...)” la Ley 142 de 1994 contempló en su artículo 10 el derecho de las personas a organizar y operar empresas que tengan por objeto la prestación de los servicios públicos domiciliarios, las cuales deben cumplir con los requisitos allí señalados. Tal previsión es un reflejo del principio de participación y de la libre actividad económica e iniciativa privada, garantizadas en el artículo 333 de la Carta, dentro de los límites del bien común'.
(…)
En este orden de ideas, el criterio que establece el legislador consiste en que la fórmula tarifaria que fijen las respectivas comisiones de regulación cuente con unas características tales que para un inversionista sea “igualmente” atractivo e “igualmente” riesgoso invertir en una empresa prestadora de servicios públicos sujeta a la regulación estatal o en una de similares características, pero en condiciones eficientes de libre competencia.
En el mismo sentido, el criterio que contiene la ley para la remuneración del patrimonio supone que corresponde a los usuarios pagar tarifas iguales a las que les correspondería pagar si el servicio pudiera ser ofrecido en un mercado competitivo, sin perjuicio de los mecanismos que, en concreto, consagra la ley para garantizar el principio de solidaridad.
En este orden de ideas, si la norma dispusiera un factor de remuneración del patrimonio inferior al del mercado, la empresa privada no se vería motivada a participar de esta actividad, con lo cual la prescripción del artículo 365 de la Carta, en el sentido de que los particulares podrán ser prestar los servicios públicos, carecería de aplicación real.
4.5.2.3.3. La inclusión en las fórmulas de un factor que permita a las empresas utilizar las tecnologías y sistemas administrativos que garanticen la mejor calidad, continuidad y seguridad responde al mandato contenido en el artículo 367 de la Constitución. En efecto, este articulo prevé, entre otras, que corresponde a la ley fijar los niveles de calidad que se deberán observar respecto de la prestación de los servicios públicos.
4.5.2.3.4. El anterior análisis pone de presente que la definición del criterio de suficiencia financiera que adoptó la Ley 142 de 1994 establece los parámetros necesarios para asegurar que las fórmulas tarifarias cubran los costos y gastos de prestación del servicio, “(...)” y que las empresas cuenten con recursos para garantizar mejoras sucesivas en los índices de calidad, continuidad y seguridad del servicio.
“(…)
Además, el criterio de suficiencia incorpora un aspecto dinámico en la determinación de la tarifa puesto que busca no solo que en el largo plaza las empresas prestatarias del servicio sean sostenibles, lo cual asegura el principio de continuidad de los servicios públicos, sino además que el servicio evolucione permanentemente en el sentido de su mejoramiento, no de su deterioro. (Subrayas fuera de texto).
Ahora bien, frente al cargo de distribución, actualmente en materia tarifaria encontramos la Resolución CREG 137 de 2013 que en su artículo 12, modificado por el art. 1o de la Res 008 de 2014 estableció que:
“Artículo 12: Costo de Distribución de Gas Combustible. El costo por uso de los Sistemas de Distribución corresponderá al cargo de distribución que ha sido aprobado para el Mercado Relevante de Distribución de acuerdo con el tipo de usuario y a la metodología establecida en la resolución CREG 011 de 2003 o aquellas que la aclaren, modifiquen o sustituyan.” (Subrayas y negrillas fuera de texto).
El fallo en los cálculos aquí descritos viola las normas mencionadas y pone en riesgo la continuidad del servicio y la remuneración de este servicio.
A su vez, viola el derecho que tiene mi representada a recibir la remuneración que le correspondería en un mercado en competencia y a la recuperación de los costos y gastos propios de la operación, incluyendo la expansión, reposición y el mantenimiento, remunerando su patrimonio en la misma forma en que lo haría una empresa eficiente de un sector comparable.
Por último, en cuanto al ajuste de los volúmenes solicitado por mi representada en oficio de fecha 22 de noviembre de 2019, es claro que conforme lo dispuesto por la CREG en oficio con radicado CREG S-2018-000384 del 13 de febrero de 2018, en el que entre otros indica que “cualquier modificación solo será aceptada con los debidos soportes y justificaciones” y lo contemplado en el artículo 406 del CPACA, que permite aportar pruebas hasta antes de que se profiera decisión de fondo, estos debieron ser ajustados.
(…)
V. PRUEBAS
Documentales:
Solicito se tengan como prueba los siguientes:
- El oficio de fecha 22 de noviembre de 2019, a través del cual la empresa que represento solicitó la corrección de volúmenes.
- El acto recurrido con su documento soporte.
- Certificado de existencia y representación legal en el que se evidencia la ubicación de las estaciones de GNV Riofrío y Aranzoque.
III. PETICIÓN DEL RECURRENTE
Conforme a los motivos que sustentan los recursos interpuestos por las empresas Metrogas de Colombia S.A. E.S.P., y Gas Natural del Oriente S.A. E.S.P. la petición de cada una las empresas son las siguientes:
3.1. Metrogas de Colombia S.A. E.S.P.
I. Petición
1. Se modifique el valor correspondiente al porcentaje de Otros Activos eficiente calculado para el mercado relevante de distribución definido a través de la Resolución CREG 196 de 2019, de tal manera que:
1.1. Se reconozca como porcentaje de Otros Activos eficiente para Metrogas un valor de 4,12% conforme se establece en el Documento CREG 126 de 2019 (soporte de la Resolución CREG 196 de 2019) con independencia del valor que se calcule para el mercado, teniendo en cuenta que se debe cumplir con los criterios tarifarios de eficiencia y suficiencia financiera dispuestos en la Ley 142 de 1994.
1.2. Se corrija el cálculo de las cuentas de Otros Activos y se incluya el valor correspondiente al equivalente de las cuentas de arrendamientos de cada una de las empresas.
1.3. Se incluya el valor correspondiente al equivalente de las cuentas de arrendamientos para Gas Natural del Oriente S.A. E.S.P., se reconozca como porcentaje de Otros Activos eficiente un valor de 2,02%, y se corrija el cálculo del valor de Otros Activos reconocidos.
1.4. Se reconozca como porcentaje de Otros Activos eficiente aplicable para todo el mercado, el 3,93% de acuerdo con los argumentos fácticos y jurídicos que se desarrollan en el presente recurso.
2. Se modifique el valor de demanda reportado por Gas Natural del Oriente S.A. E.S.P. para el mercado relevante de distribución conformado por el municipio de Floridablanca en el departamento de Santander y que fue considerado para efectuar el cálculo de los cargos aprobados en la Resolución CREG 196 de 2019, de acuerdo con la información y la solicitud de corrección presentada por dicha empresa a través de la comunicación de fecha 22 de noviembre de 2019 y que se adjunta nuevamente como prueba a través del presente recurso.
3. Se corrijan las variables utilizadas para el cálculo de los cargos aprobados en la Resolución CREG 196 de 2019 así:
Usuarios de Uso Residencial
| Variable | Aprobado mercado | Solicitud de Corrección |
| IBMERPK | 2.416.641.861 | 2.510.960.105 |
| IBMERSK | 1.259.948.757 | 1.309.122.843 |
| QTK | 26.080.246 | 24.487.434 |
| QNoResRSK + QResk | 17.066.010 | 17.066.010 |
Cifras en pesos del 31 de diciembre de 2014
Usuarios Diferentes a los de Uso Residencial
| Variable | Aprobado mercado | Solicitud de Corrección |
| IBMERPK | 2.416.641.861 | 2.510.960.105 |
| IBMERS(NoRes)k | 144.316.642 | 149.949.124 |
| QTK | 26.080.246 | 24.487.434 |
| QTK - QResk | 10.969.005 | 9.376.193 |
Cifras en pesos del 31 de diciembre de 2014
4. Se aprueben los siguientes cargos de distribución para el mercado relevante:
| Aprobado Res. CREG 196-2019 | Solicitud Corrección | |
| D res ($/m3) | 292,93 | 308,54 |
| Dinv | 166,49 | 179,26 |
| DAOM | 126,44 | 129,28 |
| No res ($/m3) | 165,65 | 183,81 |
| Dinv | 105,92 | 118,51 |
| DAOM | 59,73 | 63,30 |
[Cifras en pesos del 31 de diciembre de 2014]
5. De manera subsidiaria a las peticiones número 3 y 4, se solicita que se realice un nuevo cálculo para la determinación de los cargos de distribución del mercado relevante teniendo en cuenta las solicitudes de los numerales 1 y 2.
6. Se defina una fórmula o mecanismo dentro de la resolución que resuelva el recurso conforme al cual, dada la existencia de dos empresas de distribución en el mismo mercado pero no conectadas, se establezca en cabeza de la empresa que resulta beneficiada por la estructura de la tarifa, en el presente caso Metrogas S.A. E.S.P., la obligación de girar mensualmente a la empresa que se vería afectada en cuanto a la remuneración de sus inversiones y gastos eficientes (en el presente caso Gas Natural del Oriente S.A. E.S.P.), el cargo en exceso implícito por los volúmenes facturados cada mes, conforme a los argumentos que se desarrollan en el numeral 6.- del fundamento jurídico expuesto en el presente documento.
3.2. Gas Natural del Oriente S.A. E.S.P.
V. PETICIÓN
Teniendo en cuenta los anteriores fundamentos de hecho y de derecho me permito solicitar se reponga el ato recurrido en los términos que se indican a continuación:
Primero: Se modifique el valor de porcentaje de OAeficientek “Otros Activos” de 2,84% por 4,12%, el cual representa el valor eficiente del mercado relevante de Floridablanca.
Segundo: Se corrija el IBME, el cual fue calculado con el valor de otros activos expresado en 1/10000, por los OA en porcentajes (1/100) y tomando el porcentaje de OAeficientek de 4,12%.
Tercero: Se ajusten los volúmenes para el cálculo del cargo de distribución de acuerdo a lo indicado en la comunicación con radicado CREG E-2019-012665 y ratificado en el numeral 10 del acápite de fundamentos facticos del presente recurso.
Cuarto: Se modifique el numeral 3.5 del artículo 3o de la Resolución CREG 196 de 2019 tal y como se indica a continuación:
“3.5 Valoración de la Inversión Base: Aplicando la metodología contenida en la Resolución CREG 202 de 2013 y sus modificaciones y adiciones, se calcularon conforme a las fórmulas establecidas en los numerales 9.1.1.1 y 9.2.1.1 del artículo 9° para la componente que remunera la inversión base, aplicable a usuarios de use residencial y a usuarios diferentes a los de use residencial y se obtuvieron las siguientes variables principales:
Cifras en pesos del 31 de diciembre de 2014
Quinto: Se modifique el artículo 5o de la Resolución CREG 196 de 2019, ajustando los cargos resultantes para el mercado relevante, tal y como se indica a continuación:
“Artículo 5o. Cargos de distribución aplicables a los usuarios de Uso Residencial. A partir de la vigencia de la presente Resolución, los cargos de distribución aplicables a los usuarios de use residencial en el mercado relevante definido en el artículo 1o de la presente resolución para recuperar los costos de inversión y los gastos de AOM para la distribución domiciliaria de gas combustible por red se fijan tal como se indica a continuación:
Cifras en pesos del 31 de diciembre de 2014
“Parágrafo: Los Cargos de Distribución del presente artículo se actualizarán de conformidad con lo establecido en el artículo 12 de la Resolución CREG 202 de 2013, modificado por el artículo 3o de la Resolución CREG 125 de 2015”.
Sexto: Se modifique el artículo 6o de la Resolución CREG 196 de 2019 tal y como se indica a continuación:
“Artículo sexto. Cargos de distribución aplicables a los usuarios Diferentes a los de Uso Residencial. A partir de la vigencia de la presente Resolución, los cargos de distribución aplicables a los usuarios diferentes a los de use residencial en el mercado relevante definido en el artículo 1 de la presente resolución para recuperar los costos de inversión y los gastos de AOM para la distribución domiciliaria de gas combustible por red se fijan tal como se indica a continuación:
Cifras en pesos del 31 de diciembre de 2014
“Parágrafo: Los Cargos de Distribución del presente artículo se actualizarán de conformidad con lo establecido en el artículo 12 de la Resolución CREG 202 de 2013, modificado por el artículo 3o de la Resolución CREG 125 de 2015”.
IV. ANÁLISIS DE LA CREG
Para analizar los argumentos en que se sustenta el recurso, la Comisión los desarrollará por cada uno de los temas presentados por las empresas recurrentes así:
4.1. OTROS ACTIVOS
El porcentaje de otros activos eficiente a reconocer para el mercado relevante de distribución para el siguiente periodo tarifario solicitado por las empresas Metrogas de Colombia S.A. E.S.P. y Gas Natural del Oriente S.A. E.S.P. se estableció de acuerdo con la siguiente fórmula:
a) Porcentaje de Otros Activos 
El porcentaje de Otros Activos resultante del reporte de la empresa y de ejercicios de depuración realizados por la Comisión y/o la empresa 
se calcula como la relación de la suma de las cuentas otros activos más la suma del equivalente de las cuentas de arrendamientos, respecto a la suma de las cuentas de activos.
El equivalente de las cuentas de arrendamientos se fija como el valor presente neto de un flujo anual del valor de la cuenta a 5 años y descontado con una tasa del 12,7%.
El valor de las cuentas de Otros Activos resulta del reporte de las empresas y de ejercicios de depuración realizados por la Comisión con base en la información de otros activos reportada por la empresa Metrogas de Colombia S.A. E.S.P. como respuesta a la Circular CREG 004 de 2017 (Radicado CREG 2017-002011) y la información reportada por la empresa Gas Natural del Oriente S.A. E.S.P. (radicado CREG E-2017-002106).
Los valores discriminados por cuentas de otros activos utilizados para el cálculo del cargo de distribución para el mercado relevante de distribución para el siguiente periodo tarifario, corresponde a $3.302.628.928 ($ de diciembre de 2014) para la empresa Metrogas de Colombia S.A. E.S.P. y a $3.476.863.809 ($ de diciembre de 2014) para la empresa Gas Natural del Oriente S.A. E.S.P.
Ahora bien, respecto a la suma de las cuentas de activos utilizados para el cálculo del cargo de distribución para el mercado relevante de distribución para el siguiente periodo tarifario, corresponde a $62.046.772.836 ($ de diciembre de 2014) para la empresa Metrogas de Colombia S.A. E.S.P. y de $176.838.826.134 ($ de diciembre de 2014) para la empresa Gas Natural del Oriente S.A. E.S.P., producto de la suma de las cuentas de activos de las solicitudes 1109 y 1365 de Apligas reportadas por las empresas respectivamente.
Considerando dichos montos se obtiene un valor de 
de 5,32% para la empresa Metrogas de Colombia S.A. E.S.P. y un valor de 1,97% para la empresa Gas Natural del Oriente S.A. E.S.P.
Ahora bien, dado que el mercado de Floridablanca – Santander existen dos Distribuidores con redes independientes y que atienden diferente demanda, para la remuneración de la Inversión Base se considerará la suma de los activos correspondientes a cada red, incluyendo las asociadas a los Otros Activos. Es así como, para la valoración de los otros activos reportados para el mercado de Floridablanca se tendrá en cuenta la BRA que tiene cada empresa en el mercado, tal como se describe en la siguiente tabla:
Realizado el cálculo del 
total del mercado de Floridablanca – Santander, se obtiene un valor de 5,02%.
El porcentaje de otros activos remunerado actualmente 
se estableció en 6%, según lo dispuesto en el parágrafo 3 del numeral 7.1 del artículo 7o de la Resolución CREG 011 de 2003.
b) Porcentaje de Otros Activos 
El porcentaje de otros activos máximo a reconocer para el mercado relevante de distribución para el siguiente periodo tarifario se calculó conforme a la siguiente fórmula:
Aplicando dicha fórmula, se obtiene un valor de 
de 4,12% para el mercado relevante de distribución para el siguiente periodo tarifario. Para el cálculo, se utilizó el porcentaje de otros activos asignado a cada uno de los municipios que conforman el mercado relevante de distribución según la clasificación dada por grupo G y metodología M y la información de kilómetros de red de dichos municipios, reportada por las empresas Metrogas de Colombia S.A. E.S.P. y Gas Natural del Oriente S.A. E.S.P. en el aplicativo Apligas. La información utilizada para el cálculo se muestra en el numeral ¡Error! No se encuentra el origen de la referencia. del ¡Error! No se encuentra el origen de la referencia. del Documento CREG 126 de 2019.
c) Porcentaje de Otros Activos 
El valor del 
para el mercado de Floridablanca – Santander, corresponde a un valor de 5,02%, tal como se explica en el literal a) del presente numeral.
De esta manera, para determinar el porcentaje de otros activos eficiente para el mercado de Floridablanca - Santander, se comparan los valores de 
y 
cuyos valores se muestran en la siguiente tabla, y se selecciona el mínimo entre los tres. De esta manera, se establece que el porcentaje de otros activos eficiente del mercado relevante corresponde a 4,12%, utilizado para el cálculo de los cargos.
Porcentaje de otros activos eficiente para el mercado de Florida blanca- Santander
Teniendo en cuenta lo anterior, dado por el ajuste del %OA eficiente del mercado, que afecta el cálculo del cargo aprobado mediante la Resolución CREG 196 de 2019, se considera necesario calcular nuevamente el cargo de distribución para usuarios de uso residencial y el cargo de distribución para usuarios diferentes a los de uso residencial para el mercado de Floridablanca – Santander.
4.2. DEMANDA DEL MERCADO.
Teniendo en cuenta que la Comisión en la actuación administrativa no tuvo en cuenta la información presentada por la empresa Gas Natural del Oriente S.A. E.S.P. mediante el radicado E-2019-012665, en la cual excluye de la demanda reportada por la empresa en su solicitud tarifaria para el mercado de Floridablanca- Santander, el consumo de las estaciones de GNV de Riofrío y Aranzoque, que corresponden a estaciones conectadas a la red de Bucaramanga y que pertenecen al mercado relevante de este municipio para el cual se tienen cargos aprobados mediante la Resolución CREG 021 de 2004. Por lo anterior, la Comisión consideró pertinente analizarla, para así tener claridad sobre la demanda real asociada al mercado relevante de Floridablanca - Santander, para establecer el cálculo del cargo de distribución en dicho mercado.
Así las cosas, mediante Auto de Pruebas del día 3 de abril de 2020, mediante radicado interno I-2020-001451, la Comisión solicitó a las Estaciones de Servicio de GNV, RIOFRÍO ubicada en el Anillo Vial No. 25 - 01 Floridablanca – Santander, y ARANZOQUE ubicada en la Autopista Floridablanca - Piedecuesta No. 204-43 Floridablanca-Santander, el envío de la siguiente documentación:
“
– Identificación de la Empresa que Comercializa Gas Natural Comprimido Vehicular -GNCV- en la Estación de Servicio.
– Copia del Contrato de conexión de la Estación de Servicio de Gas Natural Comprimido Vehicular -GNCV- al Sistema de Distribución de gas.
– Plano y Registro Fotográfico, en los cuales se identifiquen el(los) punto(s) de conexión de la Estación de Servicio de GNCV al Sistema de Distribución de gas y el(los) punto(s) de medición del gas suministrado a la Estación de servicio de GNCV.
– Identificación de la empresa que suministra el Gas Natural a la Estación de Servicio de Gas Natural Comprimido Vehicular -GNCV.
– Copia del Contrato de compraventa de gas natural para la comercialización de Gas Natural Comprimido Vehicular -GNCV- en la Estación de Servicio”.
Para lo anterior, la Comisión mediante radicados CREG S-2020-001595 y S-2020-001596 del 3 de abril de 2020, comunicó la presente decisión a las Estaciones de Servicio de GNV de Riofrío y Aranzoque respectivamente, para que adelantaran la gestión necesaria para el desarrollo de la prueba. Dicho Auto de Pruebas se puso en conocimiento a las empresas recurrentes de la presente actuación, Metrogas de Colombia S.A. E.S.P y Gas Natural del Oriente S.A.E.S.P. a través de los radicados CREG S-2020-001593 y S-2020-001594 de abril 3 de 2020 respectivamente.
Mediante radicado CREG E-2020-003528 del 21 de abril de 2020, Gas Natural del Oriente S.A. E.S.P., con el fin que la Comisión adelante la gestión necesaria para el desarrollo de la prueba, remitió la siguiente información técnica y comercial que posee dicha empresa con las estaciones de servicio GNV de Aranzoque y Riofrío localizadas en Floridablanca-Santander:
- Planos del sistema de distribución y de la conexión de las dos GNV.
- Registros fotográficos en la estación de GNV.
- Contratos comerciales y de conexión con ambas GNV.
Ahora bien, y dado que no se remitió por parte de las estaciones de servicio de Riofrío y Aranzoque la información solicitada en los términos establecidos en el Auto del 3 de abril de 2020, la Comisión, mediante radicados CREG S-2020- 002149 y S-2020-002150 del 18 de mayo de 2020 reiteró a dichas estaciones el envío de la documentación solicitada en el mencionado auto.
En atención a dicho requerimiento, la Estación de Servicio de Aranzoque mediante radicado CREG E-2020-005384 del 27 de mayo de 2020, remite la siguiente información en respuesta al Auto de Pruebas del 3 de abril de 2020:
- Anexo 1.0: identificación de la empresa que comercializa gas natural comprimido vehicular -GNCV- en la estación de servicio Aranzoque.
- Anexo 2.1 y 2.2: copia del contrato de conexión de la estación de servicio de gas natural comprimido vehicular -GNCV- al sistema de distribución de gas.
- Anexo 1.1 - 1.2 - 1.3: plano y registro fotográfico en los cuales se identifiquen el(los) punto(s) de conexión de la estación de servicio de GNCV al sistema de distribución de gas y el(los) punto(s) de medición del gas suministrado a la estación de servicio de GNCV.
- Anexo 2.1 - 2.2: identificación de la empresa que suministra el gas natural a la estación de servicio de gas natural comprimido vehicular -GNCV.
- Anexo 2.1 - 2.2: copia del contrato de compraventa de gas natural para la comercialización de gas natural comprimido vehicular -GNCV- en la estación de servicio de Aranzoque.
Adicionalmente la Comisión para efectos de resolver el presente proceso tarifario, consultó en el Sistema de Información de Combustibles Líquidos -SICOM- a través del módulo de Gas Natural Comprimido Vehicular GNVC, los reportes efectuados al sistema, asociados a las Estaciones de Servicio de Río Frío y Aranzoque ubicadas en el municipio de Floridablanca, departamento de Santander.
Igualmente, la Comisión incluyó la información relacionada con los reportes efectuados al Gestor de Mercado de Gas Natural por parte de las empresas del sector, específicamente sobre los registros de los contratos de compraventa de gas natural para la comercialización de Gas Natural Comprimido Vehicular -GNCV-por parte de la empresa Gas Natural del Oriente S.A. E.S.P., a las estaciones de servicio en mención.
De la información contractual se observa, que la empresa Gas Natural del Oriente S.A. E.S.P. suministra el gas natural para la prestación del servicio público de GNCV, a las estaciones de servicio de Riofrío y Aranzoque, a través de contratos con TERPEL S.A. y SIGA OIL S.A. respectivamente.
Adicionalmente, respecto a la información asociada a los planos y registros fotográficos suministrados en la presente actuación, se identificaron los puntos de conexión y medición de gas en las estaciones de servicio de GNCV en mención, al sistema de distribución de Gas Natural del Oriente S.A. E.S.P., tal como se muestra en el siguiente diagrama:
Diagrama: Sistema de Distribución GASORIENTE S.A. E.S.P.
Conforme a lo anterior, se observa que las estaciones de Riofrío y Aranzoque están conectadas al sistema de distribución operado por Gas Natural del Oriente S.A. E.S.P. para los municipios de Bucaramanga Girón y Piedecuesta, los cuales pertenecen al mercado relevante existente de distribución aprobado mediante las resoluciones CREG 021 y 062 de 2004(1).
De esta manera se concluye que los usuarios y consumos asociados a las EDS de Riofrío y Aranzoque, hacen parte de la demanda atendida por la empresa Gas Natural del Oriente S.A. E.S.P. en el mercado relevante aprobado mediante las resoluciones CREG 021 y 062 de 2004 y no al mercado relevante de Floridablanca-Santander, por lo que dichos usuarios se excluyen de este mercado.
Al excluir los usuarios y consumos asociados a las estaciones de GNV de Riofrío y Aranzoque, identificados en la solicitud de Apligas número 1365 presentada por Gas Natural del Oriente S.A. E.S.P. como usuarios GNCV con una demanda de 1.592.812 m3, la demanda ajustada a la empresa por tipo de usuario para el mercado relevante de Floridablanca (Santander) es el siguiente:
| Resolución CREG 196 de 2019 | Demanda Ajustada Recurso | ||||||||
| Conexiones x Red | Volumen x Red | Conexiones x Red | Volumen x Red | ||||||
| Municipio | Usuario | Primaria | Secundaria | Primaria | Secundaria | Primaria | Secundaria | Primaria | Secundaria |
| Floridablanca (Santander) | Residencial | - | 4,449 | - | 893,197 | - | 4,449 | - | 893,197 |
| Floridablanca (Santander) | Estrato 1 | - | 1 | - | 486 | - | 1 | - | 486 |
| Floridablanca (Santander) | Estrato 2 | - | 3,102 | - | 679,998 | - | 3,102 | - | 679,998 |
| Floridablanca (Santander) | Estrato 3 | - | 848 | - | 161,789 | - | 848 | - | 161,789 |
| Floridablanca (Santander) | Estrato 4 | - | 498 | - | 50,924 | - | 498 | - | 50,924 |
| Floridablanca (Santander) | Estrato 5 | - | - | - | - | - | - | - | - |
| Floridablanca (Santander) | Estrato 6 | - | - | - | - | - | - | - | - |
| Floridablanca (Santander) | Comercial | - | 76 | - | 156,400 | - | 76 | - | 156,400 |
| Floridablanca (Santander) | Industrial | - | - | - | - | - | - | - | - |
| Floridablanca (Santander) | GNCV | 2 | - | 1,592,812 | - | - | - | - | - |
| Floridablanca (Santander) | Otros | - | 2 | - | 541 | - | 2 | - | 541 |
Igualmente, se realiza el ajuste de la demanda real anual reportada por la empresa en su solicitud para el mercado de Floridablanca (Santander) de la siguiente manera:
| Municipio | Punto Inyección | Tipo de Inyección | Propiedad | Volumen Resolución CREG 196 de 2019 | Volumen ajustado Recurso |
| Floridablanca (Santander) | PORIENT - Palenque | City Gate | Transportador | 2.642.950 | 1.050.138 |
Teniendo en cuenta lo anterior, dado por el ajuste de la demanda en el mercado, que afecta el cálculo del cargo aprobado mediante la Resolución CREG 196 de 2019, se considera necesario calcular nuevamente el cargo de distribución para usuarios de uso residencial y el cargo de distribución para usuarios diferentes a los de uso residencial para el mercado de Floridablanca (Santander).
Por lo anterior, una vez realizado los ajustes de la información para el cálculo del cargo conforme al análisis efectuado en los numerales 4.1 y 4.2 de la presente actuación, se hace necesario el ajuste de las componentes que remuneran la Inversión Base y los Gastos de AOM del cargo de distribución del mercado relevante de Floridablanca (Santander).
Así las cosas, aplicando la metodología contenida en la Resolución CREG 202 de 2013 y sus modificaciones y adiciones, se calcularon conforme a las fórmulas establecidas en los numerales 9.1.1.1. y 9.2.1.1. del artículo 9° para las componentes que remuneran la inversión base y los gastos de AOM, aplicable a usuarios de uso residencial y a usuarios diferentes a los de uso residencial y se obtuvieron las siguientes variables principales:
Inversión Base
Cifras en pesos del 31 de diciembre de 2014
Cifras en pesos del 31 de diciembre de 2014
Gastos de AOM
Cifras en pesos del 31 de diciembre de 2014.
Cifras en pesos del 31 de diciembre de 2014.
De esta manera, una vez corregida la información producto de este recurso, los nuevos cargos de distribución aplicables a los usuarios de uso residencial y diferentes a los de uso residencial para el mercado relevante de Floridablanca- Santander, para recuperar los costos de inversión y los gastos de AOM para la distribución domiciliaria de gas combustible por red se fijan tal como se indica a continuación:
4.3. DEFINICIÓN DE FÓRMULA.
Con respecto a la definición de una fórmula o mecanismo dentro de la resolución que resuelva el recurso conforme al cual, dada la existencia de dos empresas de distribución en el mismo mercado pero no conectadas, se establezca en cabeza de la empresa que resulta beneficiada por la estructura de la tarifa, en el presente caso Metrogás S. A. E.S.P., la obligación de girar mensualmente a la empresa que se vería afectada en cuanto a la remuneración de sus inversiones y gastos eficientes (en el presente caso Gas Natural del Oriente S. A. E.S.P.), el cargo en exceso implícito por los volúmenes facturados cada mes, la Comisión considera que la situación planteada por su empresa no hace parte de la definición del cargo de distribución calculado para el mercado Relevante de Floridablanca (Santander) definido en la presente actuación.
El artículo 15 de la metodología contenida en las Resoluciones CREG 202 de 2013, 138 de 2014 y 090 y 132 de 2018 y CREG 011 de 2020, establece las reglas generales para la determinación de los cargos de distribución que se aplicarán para la asignación de la remuneración de la Inversión y gastos de AOM, para mercados relevantes de distribución donde existen más de un distribuidor prestando el servicio como es el caso del mercado de Floridablanca (Santander), en la cual se estipula entre otros, que cada comercializador recaudará lo correspondiente al cargo de distribución según la demanda atendida.
La Comisión de Regulación de Energía y Gas en su sesión 1037 del 6 de agosto de 2020, acordó expedir la presente resolución.
RESUELVE:
ARTÍCULO 1o. Reponer parcialmente la Resolución CREG 196 de 2019.
ARTÍCULO 2o. Modificar el artículo 2o “Demandas de Volumen” de la Resolución CREG 196 de 2019, de acuerdo con lo manifestado en el recurso de reposición interpuesto por Metrogás de Colombia S. A. E.S.P. y Gas Natural del Oriente S. A. E.S.P., el cual quedará así:
“Artículo 2o. Demandas de Volumen. Para el cálculo tarifario se utilizó: i) la Demanda de Volumen ajustada con el Factor de Uso Eficiente FUE para los mercados existentes, indicados en el documento CREG 126 de 2019, y ii) la Demanda de Volumen ajustada conforme al numeral 4.2 de la parte motiva de la presente Resolución”
ARTÍCULO 3o. Modificar el artículo 3o “Inversión Base” de la Resolución CREG 196 de 2019, de acuerdo con lo manifestado en el recurso de reposición interpuesto por Metrogás de Colombia S. A. E.S.P. y Gas Natural del Oriente S. A. E.S.P., el cual quedará así:
“Artículo 3o. Inversión Base. La Inversión Base para determinar los cargos de distribución para el Mercado Relevante de Distribución definido en el artículo 1 de esta Resolución se compone como se indica a continuación:
3.1. Inversión Existente (IE): Inversión reconocida como existente en la última revisión tarifaria, corresponde a un valor de $14.837.144.081 ($ 31 de diciembre de 2014) y su descripción se presenta en el documento CREG 126 de 2019.
3.2. Inversión Programada en nuevas inversiones que fue reconocida y ejecutada en la anterior revisión tarifaria (IPE): Inversión en activos que fueron reportados en el programa de nuevas inversiones en la anterior solicitud tarifaria y que se ejecutaron hasta diciembre de 2014 corresponde a un valor de $1.439.607.932 ($ 31 de diciembre de 2014) y su descripción se presenta en el documento CREG 126 de 2019.
3.3. Inversión Ejecutada durante el período tarifario y No Prevista en el Programa de Nuevas Inversiones (INPE): Inversión en activos que fueron ejecutados hasta diciembre de 2014 y que no fueron reportados en el Programa de Nuevas Inversiones, corresponde a un valor de $10.388.316.434 ($ 31 de diciembre de 2014) y su descripción se presenta en el documento CREG 126 de 2019.
3.4. Programa de Nuevas Inversiones para Municipios Nuevos (INPI). El Programa de Nuevas Inversiones corresponde a un valor de $0 ($ 31 de diciembre de 2014).
3.5. Valoración de la Inversión Base. Aplicando la metodología contenida en la Resolución CREG 202 de 2013 y sus modificaciones y adiciones, se calcularon conforme a las fórmulas establecidas en los numerales 9.1.1.1. y 9.2.1.1. del artículo 9° para la componente que remunera la inversión base, aplicable a usuarios de uso residencial y a usuarios diferentes a los de uso residencial y se obtuvieron las sigui entes variables principales:
Cifras en pesos del 31 de diciembre de 2014
Cifras en pesos del 31 de diciembre de 2014”
ARTÍCULO 4o. Modificar el artículo 4o “Gastos de Administración, Operación y Mantenimiento (AOM)” de la Resolución CREG 196 de 2019, de acuerdo con lo manifestado en el recurso de reposición interpuesto por Metrogás de Colombia S.A. E.S.P. y Gas Natural del Oriente S. A. E.S.P., el cual quedará así:
“Artículo 4o. Gastos de Administración, Operación y Mantenimiento (AOM). El porcentaje eficiente de AOM establecido para el mercado existente de distribución es del 8,14%, del cual se obtiene el monto eficiente de gastos de AOM de $2.551.700.236 que se considerará en los cálculos de los cargos de distribución.
Aplicando la metodología contenida en la Resolución CREG 202 de 2013 y sus modificaciones y adiciones, se calcularon conforme a las fórmulas establecidas en los numerales 9.1.1.1. y 9.2.1.1. del artículo 9° para la componente que remunera los gastos de AOM, aplicable a usuarios de uso residencial y a usuarios diferentes a los de uso residencial, las siguientes variables principales:
Cifras en pesos del 31 de diciembre de 2014.
Cifras en pesos del 31 de diciembre de 2014”.
ARTÍCULO 5o. Modificar el artículo 5o “Cargos de distribución aplicables a los usuarios de Uso Residencial”. de la Resolución CREG 196 de 2019, de acuerdo con lo manifestado en el recurso de reposición interpuesto por Metrogás de Colombia S. A. E.S.P. y Gas Natural del Oriente S. A. E.S.P., el cual quedará así:
“Artículo 5o. Cargos de distribución aplicables a los usuarios de Uso Residencial. A partir de la vigencia de la presente Resolución, los cargos de distribución aplicables a los usuarios de uso residencial en el mercado relevante definido en el artículo 1 de la presente resolución para recuperar los costos de inversión y los gastos de AOM para la distribución domiciliaria de gas combustible por red se fijan tal como se indica a continuación:
Usuarios de Uso Residencial
| Componente | Año 2019 en adelante | |
| Cargo de distribución Total | $/m3 | 308,82 |
| Componente de inversión | $/m3 | 179,54 |
| Componente Gastos AOM | $/m3 | 129,28 |
Cifras en pesos del 31 de diciembre de 2014
PARÁGRAFO. Los Cargos de Distribución del presente artículo se actualizarán de conformidad con lo establecido en el artículo 12 de la Resolución CREG 202 de 2013, modificado por el artículo 3o de la Resolución CREG 125 de 2015”.
ARTÍCULO 6o. Modificar el artículo 6o “Cargos de distribución aplicables a los usuarios Diferentes a los de Uso Residencial”. de la Resolución CREG 196 de 2019, de acuerdo con lo manifestado en el recurso de reposición interpuesto por Metrogás de Colombia S. A. E.S.P. y Gas Natural del Oriente S. A. E.S.P., el cual quedará así:
“Artículo 6o. Cargos de distribución aplicables a los usuarios diferentes a los de Uso Residencial. A partir de la vigencia de la presente Resolución, los cargos de distribución aplicables a los usuarios diferentes a los de uso residencial en el mercado relevante definido en el artículo 1 de la presente resolución para recuperar los costos de inversión y los gastos de AOM para la distribución domiciliaria de gas combustible por red se fijan tal como se indica a continuación:
Usuarios diferentes a los de Uso Residencial
| Componente | Año 2019 en adelante | |
| Cargo de distribución Total | $/m3 | 184,00 |
| Componente de inversión | $/m3 | 118,71 |
| Componente Gastos AOM | $/m3 | 65,29 |
Cifras en pesos del 31 de diciembre de 2014
PARÁGRAFO. Los Cargos de Distribución del presente artículo se actualizarán de conformidad con lo establecido en el artículo 12 de la Resolución CREG 202 de 2013, modificado por el artículo 3o de la Resolución CREG 125 de 2015”.
ARTÍCULO 7o. La presente Resolución deberá notificarse a las empresas Metrogás de Colombia S.A. E.S.P. y Gas Natural del Oriente S. A. E.S.P. y publicarse en el Diario Oficial. Contra las disposiciones contenidas en esta Resolución no procede recurso alguno.
Notifíquese, publíquese y cúmplase.
Dada en Bogotá, a 6 de agosto de 2020.
El Presidente,
Miguel Lotero Robledo
Viceministro de Energía, delegado del Ministro de Minas y Energía
El Director Ejecutivo,
Jorge Alberto Valencia Marín.
NOTAS AL FINAL:
1. Mercado Relevante conformado por los municipios de Bucaramanga, Girón, Piedecuesta, Lebrija, Sabana de Torres y Puerto Wilches en el departamento de Santander; y los municipios de Cantagallo y San Pablo en el departamento de Bolívar.
