Por medio de la cual se revoca parcialmente la Resolución CREG 202 de 2013, modificada por las Resoluciones CREG 138 de 2014 y 125 de 2015 y se ordena el archivo de unas solicitudes tarifarias.

Nota del Editor: Los artículos 1 al 5 y 7 al 10 se entienden derogados tácitamente por la Resolución CREG 090 de 2018.

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

C O N S I D E R A N D O Q U E:

1. ANTECEDENTES

El artículo 14.28 de la Ley 142 de 1994 definió el servicio público domiciliario de gas combustible como el conjunto de actividades ordenadas a la distribución de gas combustible y estableció la actividad de comercialización como complementaria del servicio público domiciliario de gas combustible.

Según lo dispuesto por el artículo 28 de la Ley 142 de 1994, la construcción y operación de redes para el transporte de gas, así como el señalamiento de las tarifas por uso, se regirán exclusivamente por esa Ley.

El artículo 73.11 de la Ley 142 de 1994 atribuyó a la Comisión de Regulación de Energía y Gas la competencia para establecer las fórmulas para la fijación de las tarifas del servicio público domiciliario de gas combustible.

Según lo dispuesto por el artículo 88.1 de la Ley 142 de 1994, la Comisión de Regulación de Energía y Gas podrá establecer topes máximos y mínimos tarifarios de obligatorio cumplimiento por parte de las empresas.

El artículo 126 de la Ley 142 de 1994 establece que vencido el período de vigencia de las fórmulas tarifarias, éstas continuarán rigiendo mientras la Comisión no fije las nuevas.

Mediante la Resolución CREG 137 de 2013 se establecieron las fórmulas tarifarias generales para la prestación del servicio público domiciliario de gas combustible por redes de tubería a usuarios regulados. La aplicación de la fórmula tarifaria general inició a partir del 1 de enero de 2014 por un período de cinco años, sin perjuicio de lo establecido en el artículo 126 de la Ley 142 de 1994.

A través de la Resolución CREG 202 de 2013 se establecieron los criterios generales para remunerar la actividad de distribución de gas combustible por redes de tubería y se dictan otras disposiciones.

La Comisión expidió la Resolución CREG 052 de 2014 mediante la cual se modificó el numeral 6.4 y el numeral i) del numeral 6.5 de la Resolución CREG 202 de 2013.

A través de la Resolución CREG 138 de 2014 se modificó y adicionó la Resolución CREG 202 de 2013, atendiendo inquietudes y comentarios de los agentes.

Mediante la Resolución CREG 112 de 2015 se modificó el plazo previsto para la presentación de las solicitudes tarifarias de aprobación de cargos de distribución.

Mediante la Resolución CREG 125 de 2015 se modificaron y adicionaron los numerales 6.4 y 6.5 del artículo 6, el parágrafo 2 del numeral 9.5. del Artículo 9, el artículo 12, el numeral 13.4 al Artículo 13, el numeral 4.8. del Anexo 4, numeral 5.8 del Anexo 5, el Anexo 9 y el Anexo 10 de la Resolución CREG 202 de 2013.

Por medio de la Resolución CREG 141 de 2015 se modificaron los numerales 6.4 y 6.5 del artículo 6 de la Resolución CREG 202 de 2013, modificados por la Resolución CREG 052 de 2014, 138 de 2014, 112 de 2015 y 125 de 2015.

Con la Resolución CREG 095 de 2015 se aprobó la metodología para el cálculo de la tasa de descuento que se aplica en las actividades de transporte de gas natural, distribución de gas combustible, transporte de GLP por ductos, transmisión y distribución de energía eléctrica en el sistema interconectado nacional, y generación y distribución de energía eléctrica en zonas no interconectadas.

En la Resolución CREG 096 de 2015 se definen los valores de la tasa de descuento para la actividad de distribución de gas combustible por redes de tubería.

Por medio de la Circular CREG 105 de 2015 se publicó el documento CREG No.095 de 2015, que contiene la definición de las funciones óptimas para determinar la remuneración de los gastos de Administración, Operación y Mantenimiento - AOM de las actividades de distribución y comercialización de gas combustible por redes de tubería y de Otros Activos para la actividad de distribución conforme a lo definido en los anexos 9 y 10 de la Resolución CREG 202 de 2013.

A través de la Circular CREG 111 de 2015 y conforme a lo definido en la Resolución CREG 141 de 2015, la cual modifica la Resolución CREG 202 de 2013, se definió el cronograma comprendido entre el periodo del 7 al 30 de octubre de 2015, para que las empresas que prestan servicio de gas combustible por redes en mercados relevantes de distribución que cumplieron periodo tarifario realizaran el proceso de reporte de información correspondiente a las solicitudes de cargos de distribución de gas combustible por redes de tubería para los mercados existentes de distribución que hubieren concluido su periodo tarifario o que no lo hubieren concluido pero que decidieron acogerse a lo establecido en el numeral 6.5. de la Resolución CREG 202 de 2013.

Dado ese cronograma, las empresas distribuidoras de gas combustible presentaron solicitudes formales de aprobación de cargos para los diferentes mercados relevantes de distribución para el siguiente periodo tarifario.

Como parte del trámite de las solicitudes, se allegaron los datos de demanda, gastos de AOM y las inversiones clasificadas según el listado de unidades constructivas establecido en los anexos 4, 5, 6 y 8 de la Resolución CREG 202 de 2013.

Mediante autos particulares, la dirección ejecutiva de la CREG dio inició a las actuaciones administrativas tendientes a la aprobación de las solicitudes de cargos de distribución para cada mercado relevante de distribución, en los casos en que se cumplía con el lleno de los requisitos exigidos y con la totalidad de la información requerida.

La metodología de remuneración de la actividad de distribución de gas combustible por redes de tubería establece el concepto de mercado relevante de distribución que corresponde al municipio, grupo de municipios o centros poblados para el cual la CREG aprueba cargos por uso del sistema de distribución al cual están conectados un conjunto de usuarios.

La Resolución 202 de 2013 establece una metodología tarifaria de precio máximo, es decir, que la Comisión aprueba los cargos de distribución que son calculados a partir de costos medios históricos para mercados existentes o costos de mediano plazo para mercados o poblaciones nuevas.

Con estos precios máximos se remuneran las inversiones existentes para la demanda real y el programa de inversiones diseñado para una demanda futura, según corresponda.

La metodología señalada reconoce las inversiones eficientes, de las cuales hacen parte, la inversión base que corresponde a la inversión en activos existentes a una fecha de corte o el programa de inversiones que propone ejecutar el distribuidor en el periodo tarifario.

La valoración de los activos se hace a través de los costos eficientes que se han determinado previamente para unidades constructivas que se encuentran descritas en las resoluciones CREG 011 de 2003 y 202 de 2013.

La metodología establece un cargo de distribución para usuarios residenciales y otro para usuarios de uso diferente al residencial. Así mismo, el cargo tiene dos componentes, uno que remunera inversiones eficientes y otro que remunera los gastos eficientes de administración, operación y mantenimiento, AOM. Con el cargo total aplicable a usuarios de uso diferente al residencial las empresas podrán estructurar una canasta de tarifas por tipo de usuario y consumo.

De acuerdo con lo anterior y como parte de la aplicación de la metodología de la Resolución CREG 202 de 2013, así como de los criterios tarifarios de eficiencia económica, neutralidad, solidaridad, redistribución, suficiencia financiera, simplicidad y transparencia, previstos en el artículo 87 de la Ley 142 de 1994 y el esquema de incentivos para la actividad de distribución de gas combustible por redes, le corresponde a la CREG establecer:

i) Mercado relevante de distribución para el siguiente periodo tarifario y para al cual se le definirán cargos de distribución; ii) Las demandas de volumen en metros cúbicos de cada mercado; iii) El valor eficiente de las inversiones a reconocer, incluyendo la inversión base y el programa de nuevas inversiones, donde sea aplicable; iv) Los valores eficientes de los gastos de AOM.

Conforme a la metodología expuesta, el regulador fija una tarifa máxima para cada mercado relevante de distribución, definiendo el valor eficiente de las inversiones y de los gastos de AOM para una demanda real o futura por un periodo tarifario.

El distribuidor asume los riesgos de la operación, como son las caídas de demanda por factores de mercado, el incremento en los gastos de AOM reconocidos (e.g. incremento en los gastos de personal) y las variaciones en los costos de las nuevas inversiones (e.g. incrementos en los costos de los activos). En estos términos, el distribuidor es un agente activo en la búsqueda de eficiencia (e.g. reducción de costos y aumento de demanda).

La Comisión diseñó la metodología teniendo como supuesto fáctico la información sobre número de usuarios atendidos, consumo de gas combustible de los usuarios domiciliarios y gastos de administración, operación y mantenimiento de la prestación del servicio asociados a la actividad de distribución de gas combustible por red, reportadas por las empresas en el Sistema Único de Información, SUI, que administra la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios.

En el proceso de análisis de las solicitudes de aprobación de cargos, la Comisión ha encontrado problemas en la calidad de información reportada por las empresas que inciden directamente en el cálculo de los cargos de distribución, de tal forma que, si no son resueltos por la comisión se trasladarían ineficiencias en las tarifas a los usuarios.

Dentro de los problemas identificados se encontraron hallazgos en la calidad de la información utilizada como insumo para determinar los gastos de administración, operación y mantenimiento - AOM, y para establecer el porcentaje a remunerar por conceptos del componente denominado “Otros activos”, que desvirtúan los supuestos fácticos con los cuales el regulador estructuró la metodología de cálculo de los costos eficientes. También la información sobre demanda atendida demuestra que el supuesto fáctico de madurez de los mercados existentes, tenido en cuenta por el regulador al escoger la metodología de cálculo de costos eficientes a partir del comportamiento histórico, difiere de la realidad observada.

Así mismo, los análisis de la información reportada para la aprobación de nuevos cargos máximos de distribución para mercados que cuentan con aportes de recursos públicos en sus inversiones develan un cambio en la estructura de costos y gastos de la actividad, que es contrario al supuesto con el cual el regulador definió la aplicación del criterio de eficiencia en la prestación del servicio en dichos mercados.

Finalmente, los análisis de costos de mercados específicos a los que la Resolución 202 de 2013 da un tratamiento particular en la valoración de las unidades constructivas, se apartan de la consideración de costos suficientes y económicamente eficientes con los que fueron ejecutadas las inversiones.

En algunos mercados también se presenta un problema en el grado o nivel de utilización de las infraestructuras construidas, que no es acorde con el criterio de madurez de los mercados que sirvió de base para migrar a una metodología de corte transversal.

2. GASTOS DE ADMINISTRACIÓN OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO (AOM).

La Resolución CREG 202 de 2013, a efectos de determinar el valor eficiente de los gastos de AOM, en el numeral 9.7 estableció que “los gastos de administración, operación y mantenimiento (AOM) de cada mercado se determinarán con base en la metodología Frontera Estocástica que se describe en el Anexo 10 de la presente resolución”. En dicho anexo se dispuso que “para establecer los gastos eficientes de Administración, Operación y Mantenimiento que se remunerarán en los cargos de distribución de gas combustible, se adoptará la metodología de frontera estocástica de costos y se aplicará de acuerdo con la conformación de los mercado(s) relevante(s) de distribución para el siguiente periodo tarifario” para lo cual en los numerales 4, 5 y 6 de dicho anexo 10 esta Comisión dispuso que:

"4. La Comisión a través de circular publicará un documento para someter a comentarios la función óptima que mejor estime el comportamiento de los gastos AOM de las actividades de distribución y comercialización para el siguiente periodo tarifario.

5. A través de circular se publicará el documento definitivo el cual contendrá la respuesta a cada uno de los comentarios recibidos y la función óptima que mejor estime el comportamiento de los gastos AOM de las actividades de distribución y comercialización para el siguiente periodo tarifario.

6. Conforme la función seleccionada se asignará a cada una de las empresas un AOM estimado.”

Para estos efectos se expidió la Circular CREG 105 de 2015, mediante la cual se publicó el documento CREG 095 de 2015, que contiene la definición de las funciones óptimas para determinar la remuneración de los gastos de AOM de las actividades de distribución y comercialización de gas combustible por redes de tubería y de otros activos para la actividad de distribución, conforme a lo definido en los anexos 9 y 10 de la Resolución CREG 202 de 2013.

Mediante el análisis de la información requerida a través de las solicitudes de aprobación de cargos, la Comisión estudió detalladamente cada factor que incide en el cálculo de los mismos, encontrando serios problemas con respecto a la calidad de la información contable reportada y depurada por las empresas a diciembre de 2013.

Esta Comisión pudo establecer que tales problemas en la información de costos y gastos de las actividades de distribución y comercialización de gas combustible no sólo afectaron el cálculo de las funciones de gastos eficientes de AOM de la actividad de distribución de gas combustible por redes de tubería y los otros activos, que fueron publicadas en la Circular CREG 105 de 2015, tal como lo establecía la Resolución CREG 202 de 2013, sino también la eficiencia y los niveles de cargos a aprobar.

De dicho análisis se pudo concluir lo siguiente:

A) Los datos reportados por las empresas oficialmente en el Sistema Único de Información – SUI- y por las empresas para el establecimiento de la función de frontera estocástica, evidencian problemas de asimetría de información, debido a la ausencia de una adecuada separación contable de los costos y gastos propios de la operación de cada una de las actividades que desarrolla la empresa,. Esto conlleva a que las empresas tengan incentivos naturales a sobreestimar los gastos de AOM a remunerar.

B) Durante el proceso tarifario se realizó una depuración adicional hasta donde fue posible técnicamente por parte de la CREG de la información registrada en el SUI y se encontró que las empresas registran costos y gastos de otras actividades dentro de las cuentas del SUI.

Entre ellas se encuentran costos y gastos y actividades tales como costo y transporte del gas para la venta, costo de bienes comercializados (i.e., medidores, materiales, etc.), construcción de acometidas, reconexión del servicio, revisiones periódicas, entre otras, lo que lleva a una sobrevaloración de estos gastos y costos de AOM.

Así mismo, las empresas no tienen uniformidad en el reporte de sus registros contables, por lo tanto persisten los problemas de asimetría de la información, pues los registros de gastos AOM son deficientes y no se podrían obtener a través de un proceso de auditoria con la calidad y en la oportunidad requerida por la CREG.

C) Así mismo, durante el proceso descrito en el literal B anterior, se encontró que hay empresas que reportan gastos y costos en la cuenta denominada «Otros» y «Otras» sin los respectivos soportes en cuentas auxiliares, lo que impide clasificar adecuadamente a cuál actividad corresponde la erogación, confirmando el problema de asimetría de la información.

D) De la información recibida durante el proceso de definición de la frontera estocástica, se realizó un ejercicio de estimación financiera que aunque no es exacto, debido a los problemas ya indicados de registro de cuentas en el SUI de ingresos y gastos, sí se puede afirmar que marca tendencias sobre el comportamiento de los ingresos y gastos tanto para la actividad regulada de Distribución y Comercialización de gas combustible por redes (D&C), como de las otras actividades que las empresas realizan.

Mediante este ejercicio se encontró, que aunque todas las empresas presentan ingresos por otras actividades en su contabilidad, algunas no registraron costos que se relacionen con esos ingresos, hallazgo que se interpreta como la ausencia de relación de causalidad de ingresos y gastos por otras actividades. Esto llevó a concluir preliminarmente que, en general, los negocios de D&C no son rentables mientras que las otras actividades son muy rentables.

No obstante, en un ejercicio similar realizado posteriormente con la información depurada obtenida en el literal B del presente considerando, que además incluyó la información reportada por las empresas de Otras Actividades en cuentas que no afectaban los gastos AOM reconocidos (e.g., costos de bienes y servicios públicos para la venta), sólo una empresa mantiene el resultado de tener ingresos por otras actividades sin tener gastos asociados.

En particular, el ejercicio mantuvo la tendencia de la rentabilidad del negocio de D&C y lo opuesto para las otras actividades.

En cada uno de estos ejercicios se identifica que existen incentivos para actuar estratégicamente de parte de las empresas, a fin de obtener una ventaja de su información privada (i.e. contable y financiera) desde el punto de vista de la regulación.

De igual manera, de cada uno de estos ejercicios se identifica que existen distintas interpretaciones de la contabilidad, lo cual en ausencia de una adecuada separación contable y en conjunto con los incentivos mencionados, incide en la calidad y oportunidad de la información requerida por esta Comisión para la labor regulatoria aquí descrita.

A continuación se desarrollan cada uno de los problemas mencionados de estos literales en mayor detalle.