3. INVERSIÓN  

La inversión base es la que se reconoce en los cargos de distribución y debe  corresponder al dimensionamiento del sistema de distribución de acuerdo con la demanda de volumen, sistema valorado con los costos eficientes establecidos para cada una de las unidades constructivas. 
 
La inversión base está dividida en:
 
i) la inversión existente (IE). 
 
ii) la inversión programada en nuevas inversiones que fue reconocida y ejecutada en el período tarifario vigente (IPE).
 
iii) la inversión ejecutada durante el período tarifario vigente y no prevista en el programa de nuevas inversiones (INPE). 
 
iv) el Programa de Nuevas Inversiones para Municipios Nuevos (IPNI). 
 
v) la reposición de inversión existente durante el período tarifario  vigente o inversión de reposición de activos de la inversión existente (IRAIE).
 
La inversión base comprende la inversión realizada o la inversión a realizar en:
 
a) Activos inherentes a la operación (estaciones de puerta de ciudad, gasoductos, estaciones de regulación, accesorios entre otros), 
 
b) Otros activos (maquinaria y equipos, muebles, equipos de cómputo y comunicación, sistema de información). 
 
c)  Activos asociados al control de la calidad del servicio.
 
Ahora bien, la inversión base se valora conforme a los costos de  unidades constructivas que han sido definidos en los anexos 4, 5, 6 y 8 de la Resolución CREG 202 de 2013 y de acuerdo con la fecha en que se realizaron o realizarán los activos.
 
Así mismo, en la remuneración de la inversión se discriminan los cargos de distribución que son financiados con recursos públicos de aquellos que son pagados con recursos propios de la empresa, de tal manera que los prestadores puedan aplicar lo dispuesto en el artículo 87.9 de la Ley 142 de 1994, modificado por el artículo 99 de la Ley 1450 de 2011, para que este componente no sea cobrado en la tarifa.
 
En el análisis tarifario correspondiente a inversión base, se evidenciaron hallazgos relevantes respecto del componente de otros activos, unidades constructivas con que se valoran los activos y la inversión financiada con recursos públicos, los cuales entramos a detallar a continuación.
 
3.1. OTROS ACTIVOS
 
Según lo señalado en el numeral 9.4. literal b) de la Resolución CREG 202 de 2013, los Otros Activos reportados por las empresas no pueden superar el monto en activos inherentes en operación e inversiones en terrenos e inmuebles, por el porcentaje establecido conforme al Anexo 9 de la misma resolución.
 
Mediante la Circular CREG 105 de 2015 y según lo dispuesto en el numeral 9.1. del Anexo 9, para la determinación de Otros Activos, se definió una función de regresión lineal que considera las variables de gastos de AOM y kilómetros por área, tal y como se describe en la siguiente ecuación:
 
ln(Otros Activos)= -4.00 + 1.19 ln(AOM) + 0.91 ln(km/área)
 
Teniendo en cuenta que la función toma como insumo el valor de gastos de Administración, Operación y Mantenimiento - AOM resultante de la aplicación de lo dispuesto en el Anexo 10 de la Resolución CREG 202 de 2013, los problemas encontrados en la medición de los gastos de AOM, así como la calidad de la información contable y las asimetrías en dicha información, afectaron el cálculo del porcentaje de remuneración por “otros activos”. 
 
En algunos casos, la información correspondiente a kilómetros de red de tubería reportada por las empresas para el año 2013 y que se utilizó como insumo para la función de regresión presenta diferencias respecto a la presentada en las solicitudes tarifarias (ver Gráfico 12). Por ejemplo, las empresas I, T, S reportaron respectivamente 27.7, 33.7 y 40.1% menos kilómetros para la estimación de las funciones óptimas (respecto a los kilómetros reportados para las solicitudes), mientras que la empresa K presenta 35% más para el cálculo de sus cargos tarifarios respecto al ejercicio estadístico.
 
 
Es claro que estas diferencias indican un manejo no uniforme de la información proporcionada por las empresas para las diferentes fuentes, cuya motivación no es comprensible para la Comisión.  
 
Adicionalmente, en el análisis de las solicitudes de aprobación de cargos de distribución, se encontró que en algunos mercados de empresas no incluidas en la determinación de las funciones óptimas, los porcentajes de Otros Activos a reconocer superan el 70%, los cuales son prima facie totalmente ineficientes y afectarían considerablemente el monto de inversión base a reconocer.
 
Ahora bien, luego de evidenciar la posible inclusión dentro de las cuentas de Otros Activos de gastos correspondientes a actividades diferentes a la actividad de distribución de gas combustible por redes y con el propósito de subsanar la calidad de información, mediante autos se requirió a las empresas declarar, clasificar y certificar nuevamente la información de los rubros contables correspondiente a Otros Activos. Para esto se solicitó que en esa clasificación se discriminara claramente en las cuentas contables, los valores correspondientes a otros negocios que no forman parte de la actividad de distribución de gas combustible por redes de tubería, señalando específicamente que dentro de las actividades no remuneradas en los cargos de distribución, conforme a las metodologías tarifarias establecidas por la CREG, se encuentran, entre otras, las siguientes:
 
• Transporte y almacenamiento de gas natural comprimido (GNC).
• Servicio de gas natural vehicular (GNV).
• Construcción y AOM de los equipos requeridos para la conexión de las estaciones de servicio de gas natural vehicular (GNV).
• Transporte a granel de GLP.
• Transporte de GLP por Cilindros.
• Conexión de usuarios (construcción de acometidas, e instalación de medidores y revisión previa).
• Corte, reconexión y reinstalación del servicio.
• Construcción y/o Instalación de redes internas.
• Revisión de instalaciones internas.
• Venta, calibración e instalación de medidores.
• Servicios de laboratorios de metrología.
• Programas de financiación de gasodomésticos,  redes internas,  medidores, otros.
• Comercialización de gas.
• Otras actividades o negocios.
 
De acuerdo con lo anterior y conforme al reporte solicitado, de la aclaración por parte de las empresas se evidenció en varios casos la necesidad de ajustes al reporte de información entregado con anterioridad por cuenta de errores en sus datos. En el Gráfico 13 se muestra que el ajuste de la información de Otros Activos superó en algunos casos, el 60% de los valores presentados originalmente para la estimación de las funciones óptimas requeridas para la determinación de los porcentajes de Otros Activos a reconocer en los cargos de distribución.
 
 
De acuerdo con todo lo anterior, se considera que aprobar cargos de distribución utilizando la función de regresión lineal resultante del reporte original de información de kilómetros y la información contable suministrada por las empresas, generaría dudas sobre la correcta y eficiente remuneración de Otros Activos en los cargos de distribución.
 
De conformidad y en concordancia con los fundamentos en que se sustenta el ejercicio llevado a cabo para determinar los gastos eficientes de Otros Activos, se considera pertinente, razonable y necesario revocar el ANEXO 9 de la Resolución CREG 202 de 2013, Modificado por las Resolución CREG 138 de 2014 y 125 de 2015 correspondiente a Otros Activos, en atención a la causal prevista en los numerales 1 y 2 del artículo 93 de la Ley 1437 de 2011.
 
3.2. VALORACIÓN DE ACTIVOS - UNIDADES CONSTRUCTIVAS DE CALI, FLORIDABLANCA Y OTROS MUNICIPIOS DE ANTIOQUIA.
 
 
Mediante la Resolución CREG 011 de 2003 se establecieron los criterios generales para remunerar las actividades de distribución y comercialización de gas combustible, y se dispusieron las fórmulas generales para la prestación del servicio público domiciliario de distribución de gas combustible por redes de tubería.
 
La metodología tarifaria dispuesta en la Resolución CREG 011 de 2003, entró en vigencia en febrero de 2003, y de conformidad con el Artículo 126 de la Ley 142 de 1994, tendría vigencia hasta tanto la Comisión no fijara una nueva metodología.
 
El numeral 7.1, literal b) del Artículo 7 de la Resolución CREG 011 de 2003 establece:
 
“b) Programa de Nuevas Inversiones en Activos Inherentes a la Operación y en Otros Activos 
La empresa reportará, en pesos de la Fecha Base, el Programa de Nuevas Inversiones que proyecta realizar durante el siguiente Período Tarifario, así como la fecha de entrada en operación de Activos Inherentes a la Operación, o la fecha de ejecución de la inversión en Otros Activos. Las inversiones proyectadas reportadas por la empresa serán revisadas y ajustadas, de ser necesario, de conformidad con los criterios de eficiencia adoptados por la CREG, mediante esta Resolución, para establecer la Inversión Base.
 
El Distribuidor presentará a la Comisión el Programa de Nuevas Inversiones indicando las metas de cobertura anual y dará cuenta de dicho Programa a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, para lo de su competencia.
 
En el evento en que un Distribuidor ejecute, durante el respectivo Período Tarifario, una inversión no prevista en el Programa de Nuevas Inversiones presentado a la CREG en su solicitud de cargos, estos activos serán considerados en la revisión de los cargos que se efectúe a mitad del Período Tarifario, tal y como lo establece el Artículo 9 de esta Resolución, o en el Período Tarifario siguiente, según corresponda; mientras esto sucede, dichas inversiones serán remuneradas con los cargos regulados vigentes para el Sistema de Distribución del cual hagan parte. Asimismo, las inversiones no ejecutadas y previstas en el Programa de Nuevas Inversiones serán consideradas en la revisión de los cargos que se efectúe a mitad del Período Tarifario, en los términos establecidos en el Artículo 9 de esta Resolución. 
 
Los activos correspondientes al Programa de Nuevas Inversiones se reportarán de acuerdo con las Unidades Constructivas que se presentan en el Anexo 1 de la presente Resolución.
 
Así mismo, el numeral 7.9 del artículo 7 de la Resolución CREG 011 de 2003 determina que:
 
“7.9 UNIDADES CONSTRUCTIVAS 
 
Para la identificación y valoración de Sistemas de Distribución de gas combustible por redes de tubería, se adoptan las Unidades Constructivas definidas en el Anexo 1 de la presente Resolución.
 
Parágrafo 1: Excepto los activos incluidos en el rubro de Otros Activos, los terrenos e inmuebles y los casos justificados por los Agentes, basados en reglamentación especial o condiciones extraordinarias, no se admitirán para el cálculo tarifario, Unidades Constructivas diferentes a las establecidas en la presente Resolución. Los activos respectivos deberán clasificarse, directamente o por homologación, en las Unidades Constructivas establecidas.”
 
En el Anexo 2 de la Resolución CREG 011 de 2003 se establecieron los costos unitarios de las unidades constructivas con las cuales se remuneran las inversiones que se realizasen en el correspondiente periodo tarifario de vigencia de dicha resolución. 
 
De esta manera, la Resolución CREG 011 de 2003 estableció la forma y los costos con los cuales se reconocen los activos que se construyeron en el periodo tarifario de su vigencia hasta la siguiente revisión tarifaria, la cual se dio mediante la Resolución CREG 202 de 2013.
 
Esta disposición incluía las remuneraciones de activos de las ciudades de Cali, Floridablanca y “otros municipios de Antioquia”, las cuales tenían esta señal de reconocimiento de costos de Unidades Constructivas, y con la misma se tomó la decisión empresarial, autónoma, de construir esos activos durante el período tarifario de su vigencia. 
 
Posteriormente, mediante la expedición de la Resolución CREG 202 de 2013 se fijaron los criterios generales para remunerar la actividad de distribución de gas combustible por redes de tubería y se derogaron todas las disposiciones que le eran contrarias, entre ellas la Resolución CREG 011 de 2003 en lo relativo solo a distribución de gas combustible por redes de tubería.
 
Para efectos metodológicos, la Resolución CREG 202 de 2013 definió una fecha de corte hasta la cual se tomaría la información de activos existentes que los distribuidores hubiesen construido en periodos tarifarios anteriores o en el que culmina y la demanda de volumen obtenida para efectos de cálculo de cargos de distribución. 
 
En el Artículo 9º numeral 9.5 de la Resolución CREG 202 de 2013 se establece  con respecto a la inversión base:
 
“La Inversión Base estará comprendida por la Inversión Existente (IE), la Inversión en Nuevas Inversiones que fue reconocida y ejecutada en la anterior revisión tarifaria (IPE), la Inversión Ejecutada durante el Período Tarifario que culmina y no Prevista en el Programa de Nuevas Inversiones (INPE) y el Programa de Nuevas Inversiones para Municipios Nuevos (IPNI).
 
Los Distribuidores deberán elaborar para la solicitud tarifaria un inventario de activos de acuerdo con cada inversión así:  
a) Inversión Existente (IE): Inversión reconocida como existente en la última revisión tarifaria, correspondiente a activos reconocidos antes que iniciara el Período Tarifario que culmina, homologada a las Unidades Constructivas definidas en el Período Tarifario que culmina y valoradas a los costos reconocidos en dicho momento y ajustados conforme se encuentran definidas en el ANEXO 4 y ANEXO 5 Estas inversiones deberán estar expresadas a pesos de la Fecha Base. 
 
b) Inversión Programada en nuevas inversiones que fue reconocida y ejecutada en la anterior revisión tarifaria (IPE): Inversión en activos que fueron reportados en el programa de nuevas inversiones en la anterior solicitud tarifaria y que se ejecutaron hasta la fecha de corte, homologadas a las Unidades Constructivas y valoradas a los costos unitarios que fueron establecidos en la Resolución CREG 011 de 2003 y ajustados conforme se relacionan en el ANEXO 6. Esta inversión debe estar expresada a pesos de la Fecha Base.
 
c) Inversión Ejecutada durante el período tarifario y No Prevista en el Programa de Nuevas Inversiones (INPE): Inversión en activos que fueron ejecutados hasta la fecha de corte y que no fueron reportados en el Programa de Nuevas Inversiones, homologados a las Unidades Constructivas y valorados a los costos establecidos en la Resolución CREG 011 de 2003 y listados en el ANEXO 6. Éstas podrán incluir la reposición de Inversión Existente (IE) ejecutada durante el período tarifario que culmina. En caso de corresponder a nuevas Unidades Constructivas se toma el valor de éstas tal y como están definidas en el ANEXO 8. Esta inversión expresada a pesos de la Fecha Base.
 
d) Programa de Nuevas Inversiones para Municipios Nuevos (IPNI): Inversión a reconocer para el Programa de Nuevas Inversiones que se realizará en el Siguiente Período Tarifario. Esta deberá ser homologada a las Unidades Constructivas que se definan para el Siguiente Período Tarifario y valorada a los costos unitarios que se establecen en esta Resolución y que están definidos en el ANEXO 8. Esta inversión debe estar expresada a pesos de la Fecha Base.
 
e) Inversión Base de Reposición de activos (IRAIE): Inversión a reconocer para el programa de reposición de activos de la Inversión Existente (IE) que se realizará durante en el Siguiente Período Tarifario. Esta deberá ser homologada a las Unidades Constructivas que se definan para el Siguiente Período Tarifario y valorada a los costos unitarios que se establecen en esta Resolución en el ANEXO 8. Esta inversión debe estar expresada a pesos de la Fecha Base…”
 
Así mismo, en el numeral 9.6 del artículo 9 de la Resolución CREG 202 de 2013, se determinó sobre las unidades constructivas lo siguiente:
 
“Para la identificación y valoración de Sistemas de Distribución de gas combustible por redes de tubería, se adoptan las Unidades Constructivas, las cuales se desagregan para cada tipo de inversión así:  
 
9.6.1. Unidades Constructivas para la Valoración de la Inversión en Activos Existente (IE): La Inversión Existente correspondiente a activos realizados antes del Período Tarifario anterior (Resolución CREG 011 de 2003) será valorada de acuerdo con las Unidades Constructivas y los costos unitarios, ajustados a la Fecha Base, definidos en el ANEXO 4 y ANEXO 5 de esta resolución.
 
9.6.2. Unidades Constructivas para la Valoración de la Inversión Programada en nuevas inversiones que fue reconocida y ejecutada en la anterior revisión tarifaria (IPE) o Inversión ejecutada durante el Período Tarifario y no prevista en el Programa de Nuevas Inversiones (INPE): Los activos realizados durante el Período Tarifario anterior (Resolución CREG 011 de 2003)  serán valorados de acuerdo con las Unidades Constructivas y los costos unitarios, ajustados a la Fecha Base, indicados en el ANEXO 6 de esta resolución. Sólo se utilizará las del ANEXO 8 en los casos de Unidades Constructivas no definidas en el ANEXO 6 o de las definidas en el ANEXO 6 pero que se construyeron en Cali, Floridablanca y otros Municipios de Antioquia con posterioridad al establecimiento de normas técnicas superiores a las normas nacionales de construcción. Las Unidades Constructivas Especiales, que fueron ejecutadas serán valoradas a los Costos reconocidos en las Resoluciones Particulares y ajustadas a la Fecha Base.
 
9.6.3. Unidades Constructivas para Valoración del Programa de Nuevas Inversiones para Municipios Nuevos (IPNI): La inversión en activos que forman parte del programa de nuevas inversiones que se realizará en el Siguiente Período Tarifario. Deberán ser homologadas a las Unidades Constructivas y consideradas a los costos unitarios ajustados a la Fecha Base, que se establecen en el ANEXO 8 de esta Resolución…”
 
La Comisión, en desarrollo de los estudios efectuados para la expedición de la nueva metodología de remuneración de la actividad de distribución de gas combustible por redes de tubería, escogió a la firma ITANSUCA para realizar el estudio de Unidades Constructivas con el propósito de actualizar los costos eficientes de las unidades constructivas existentes, además de definir nuevas unidades, como resultado de los avances tecnológicos, de materiales o de mayores exigencias constructivas en las grandes ciudades así como de seguridad en la operación de las redes de distribución. 
 
Durante la realización del mismo, las empresas presentaron mayores especificaciones por exigencias de normas técnicas regionales. De acuerdo con este estudio y otros adicionales, se definió el Anexo 8 de la Resolución CREG 202 de 2013 en donde se establecieron grupos de costos dependiendo de las normas que aplicaran. Este anexo se aplicó para los activos que se construyan en vigencia de la nueva metodología definida en la Resolución CREG 202 de 2013, y en adelante.
 
De acuerdo con lo anterior, es claro que las empresas de servicios públicos que operan en las ciudades de Cali, Floridablanca y “otros Municipios de Antioquia” durante la vigencia de la Resolución CREG 011 de 2003, construyeron sus activos de distribución teniendo en cuenta que la Comisión reconocería estos, conforme a los costos de unidades constructivas definidos en la Resolución CREG 011 de 2003.
 
La Resolución CREG 202 de 2013 incurrió en una inconsistencia al establecer que los costos del Anexo 8 se aplicarían a las unidades constructivas construidas en Cali, Floridablanca y “otros municipios de Antioquia” durante el periodo de vigencia de la Resolución CREG 011 de 2003, esto considerando la claridad de las señales de inversión que ofrecía la mencionada Resolución CREG 011 de 2003 y a que el propósito del Anexo 8 es definir los costos con los cuales se remunerarán las inversiones que se realizarían durante el periodo tarifario que se iniciaba con la nueva metodología.
 
Con las precisiones formuladas se puede afirmar que el régimen tarifario vigente para el sector de distribución de gas combustible por red de tuberías entre los años de 2003 y 2013 fue el determinante de la inversión realizada en esos años, tal como lo demuestra la historia del desarrollo de esta actividad en el país, la cual se expandió sin requerir de los incrementos dispuestos con posterioridad, descritos en el Anexo 8 de la Resolución CREG 202 de 2013, desconocidos al momento de ejecutar las obras.
 
El Artículo 87 de la Ley 142 de 1994 establece que el régimen tarifario estará orientado por, entre otros, el criterio de eficiencia económica, según el cual el régimen de tarifas procurará que éstas se aproximen a lo que serían los precios de un mercado competitivo, y que las fórmulas tarifarias no pueden trasladar a los usuarios los costos de una gestión ineficiente.
 
En este sentido, la inconsistencia del numeral 9.6.2. de la Resolución CREG 202 de 2013, señalado anteriormente, afecta el cálculo de los cargos de distribución y la correspondiente tarifa final a cobrarse en los casos de las ciudades de Cali, Floridablanca y “otros Municipios de Antioquia”. Los usuarios de estos tres municipios del país pueden, por tanto, exponerse a tarifas significativamente alteradas e ineficientemente incrementadas por cuenta del reconocimiento de un mayor costo de las inversiones realizadas por las empresas prestadoras en esos municipios, establecido por la inconsistencia en dicha disposición.
 
Teniendo en cuenta lo anterior, se hace necesario revocar del Numeral 9.6.2 de la Resolución CREG 202 de 2013 el aparte correspondiente a: “…o de las definidas en el ANEXO 6 pero que se construyeron en Cali, Floridablanca y otros Municipios de Antioquia con posterioridad al establecimiento de normas técnicas superiores a las normas nacionales de construcción.” en atención a la causal prevista en el numeral 1 y 2 del artículo 93 de la Ley 1437 de 2011.
 
3.3. INVERSIONES EFECTUADAS CON RECURSOS PÚBLICOS
 
 
Dentro de la inversión base se tienen en cuenta las realizadas a través de los convenios aprobados con recursos públicos. Estos recursos, en especial aquellos financiados con recursos del Fondo Especial Cuota de Fomento, se destinan a promover y cofinanciar proyectos orientados al desarrollo de infraestructura para el uso del gas natural en los municipios y el sector rural, prioritariamente dentro del área de influencia de los gasoductos troncales, y que tengan el mayor Índice de Necesidades Básicas Insatisfechas (NBI), con sujeción a lo establecido en la reglamentación que para este efecto expide el Ministerio de Minas y Energía.
 
Los recursos públicos permiten viabilizar y/o incentivar la construcción de infraestructura para el uso del gas combustible por redes de tubería en las poblaciones que no son atractivas para que las empresas privadas lleven el servicio, por condiciones tales como localización, tamaño y demanda del servicio. 
 
Estos aportes se hacen con fundamento en el artículo 87.9 de la Ley 142 de 1994, modificado por el artículo 99 de la Ley 1450 de 2011, el cual establece que: 
 
“Las entidades públicas podrán aportar bienes o derechos a las empresas de servicios públicos domiciliarios, siempre y cuando su valor no se incluya en el cálculo de las tarifas que hayan de cobrarse a los usuarios y que en el presupuesto de la entidad que autorice el aporte figure este valor. Las Comisiones de regulación establecerán los mecanismos necesarios para garantizar la reposición y mantenimiento de estos bienes. Lo dispuesto en el presente artículo no es aplicable cuando se realice enajenación o capitalización de dichos bienes o derechos” 
 
La norma establece que dentro del cobro de las tarifas se descuenten los valores correspondientes a los montos de las inversiones que son financiados con  recursos públicos, permitiendo que el usuario obtenga una tarifa final con un menor impacto a nivel de precio sin perjuicio de efectos tales como hacerla competitiva frente a otros energéticos. Esto hace parte de la política del Gobierno Nacional en materia de recursos públicos y subsidios dentro de la prestación de los servicios públicos domiciliarios.  
 
La Comisión de Regulación de Energía y Gas en sus actos administrativos particulares, discrimina de los cargos de distribución el valor correspondiente al componente de inversión financiada con recursos públicos y el que corresponde al componente de inversión de recursos propios de la empresa, de tal manera que la primera sea fácilmente identificable, para no ser cobrada en la tarifa a los usuarios por parte del prestador del servicio.
 
Este componente del cargo de distribución correspondiente a inversión financiada con recursos públicos refleja el aporte que hace el Estado con el fin de que el usuario no asuma la totalidad del costo de prestación del servicio público de distribución de gas combustible por red y sólo asuma el costo eficiente del mismo. Este aporte viabiliza la prestación del servicio a estas poblaciones por parte de empresas privadas interesadas. 
 
Adicionalmente, una vez realizadas las inversiones en la red de distribución, cofinanciadas por Estado, los usuarios deciden conectarse a la red tomando en cuenta la tarifa final calculada con el beneficio de no traslado de la totalidad del costo de la inversión, en la proporción financiada por el Estado. Este beneficio constituye la razón por la cual, a dichos usuarios, no se les puede trasladar el costo de una inversión ineficiente ejecutada por el prestador del servicio con posterioridad a su conexión a la red.
 
Dentro de los criterios de elegibilidad de algunos fondos, como el Fondo Especial Cuota de Fomento se encuentra el de determinar si el costo de prestación del servicio de distribución de gas natural por red al usuario final es igual o menor al costo de prestación del servicio público domiciliario de Gas Licuado del Petróleo en cilindros al usuario final, en cada municipio en donde no se haya iniciado la prestación del servicio. Los costos de la prestación de los dos servicios son calculados de acuerdo con las metodologías tarifarias vigentes establecidas por la CREG, y comparados con su equivalente en energía. De manera integral, se verifica que el proyecto sea funcional, presente costos razonables y que sea sostenible en su horizonte de vida.
 
El proyecto escogido obtiene el concepto de elegibilidad favorable e ingresa al proceso de priorización, de acuerdo con lo establecido en el Decreto 3531 de 2004 .
 
El proceso de priorización ordena los proyectos de acuerdo a un Índice de Priorización (INPRI) definido por la Unidad de Planeación Minero-Energética (UPME), en la Resolución UPME-0417 del 29 de Septiembre de 2010, la cual tiene en cuenta entre otros los siguientes criterios:
(i) Índice de Necesidades Básicas Insatisfechas (NBI) definido por el Departamento Nacional de Estadística -DANE; (ii) Número de usuarios directamente beneficiados con el proyecto; (iii) Cofinanciación, distinta de la que se solicita al Fondo, respecto del valor total del proyecto de infraestructura; y (iv) Demanda de gas natural esperada por el proyecto.
 
Ahora bien, mediante el estudio y análisis de la información requerida a través de las solicitudes de aprobación de cargos con base en la presente metodología, la Comisión encuentra que en muchos de los mercados que cuentan con cofinanciación de recursos públicos, los cargos de distribución solicitados por las empresas no son acordes con los que fueron aprobados con la metodología vigente al momento de acometer las inversiones cofinanciadas por el Estado y tampoco mantiene la relación en la participación de dineros públicos y privados en la inversión del proyecto. 
 
Así mismo, se evidencia que las demandas reales alcanzadas en la fecha de corte son inferiores a las proyectadas por las empresas en sus solicitudes de aprobación del cargo promedio de distribución, conforme a la Resolución CREG 011 de 2003, y, a pesar de esto, las empresas ejecutaron un monto de inversiones superior al programado por ellas para el periodo tarifario anterior  y con base en las cuales fueron asignados los recursos públicos al proyecto de distribución (ver Gráfico 14).
 
En las siguientes gráficas se muestran los mercados que cuentan con recursos públicos y se observa que en varios de estos, para la fecha de corte, las inversiones realizadas sobrepasaron el 100% de las proyectadas en los convenios de cofinanciación suscritos con las entidades públicas correspondientes, montos de dinero con los cuales se definió el cargo de distribución conforme a la Resolución CREG 011 de 2003. 
 
De forma inversa a la ejecución de dineros públicos en cada proyecto  se observaron las demandas reales en esa misma fecha de corte, las cuales estuvieron por debajo del 100% de las proyectadas bajo la misma resolución. 
 
Este hecho permite concluir que a pesar de que hubo menos demanda a la estimada se hicieron mayores inversiones.

Hay que tener en cuenta que los subsidios, como mecanismo que hace parte de una política pública del Estado a fin de garantizar el acceso a los servicios públicos, deben ser coherentes y concordantes con la remuneración de las actividades que hacen parte del servicio público domiciliario en condiciones de eficiencia, como lo dispone la Ley 142 de 1994, al considerarlos como un menor valor del costo del servicio.

En este sentido, para efectos de llevar a cabo la aprobación de los cargos de distribución, como parte del régimen tarifario, de acuerdo con lo previsto en el artículo 85 de la Ley 142 de 1994, de acuerdo con las finalidades que cumple el ejercicio de la función regulatoria en materia tarifaria con la que cuenta esta Comisión y en aplicación del criterio de eficiencia, se deben mantener las condiciones que cumplió el mercado relevante de distribución para la asignación de los recursos públicos por parte de los fondos o entes territoriales y la señal de expansión y cobertura otorgada con los cargos aprobados conforme a  la metodología de la Resolución CREG 011 de 2003.

No obstante lo anterior, con lo previsto en la actual metodología, se reconocen costos mayores de inversión del proyecto que implican incrementos para los usuarios, es decir, que estén por encima del costo medio que con anterioridad fue definido, así como que se reduciría la proporción de los aportes del Estado en las inversiones, anulando el objetivo de política pública trazado en el proceso de priorización y en el mecanismo de promoción de expansión del servicio. 

De acuerdo con lo anterior, es indispensable con el fin de dar  cumplimiento a los principios en que se sustenta la prestación del servicio público domiciliario de gas combustible, principalmente, en el marco de la prestación eficiente del mismo; el mantener la señal de eficiencia que se ha dado dentro de la remuneración de la actividad de distribución de gas combustible, así como la finalidad que persigue la política pública en materia de subsidios en relación con el costo que debe ser trasladado al usuario.

Tal como se ha precisado, la Comisión debe garantizar que la remuneración de las actividades que hacen parte de estos servicios, así como las tarifas o cargos que se definan, permitan la inversión de activos por parte de las empresas y remuneran los costos eficientes en que incurran a efectos de que la prestación del servicio se haga de manera eficiente.

De acuerdo con esto, se debe garantizar dentro de la remuneración de las tarifas que estas han de permitir la prestación, continúa e ininterrumpida del servicio, sin embargo, esta se debe realizar de manera eficiente, por lo que esta no puede ser a cualquier costo, en especial cuando ese costo represente una gestión ineficiente por parte de las empresas.