CREG - Resolución 502187 de 2025

RESOLUCIÓN No. 502 187 DE 2025 (28 NOV.2025) Por la cual se resuelve el recurso de reposición interpuesto por LLANOGAS S.A. E.S.P. contra la Resolución CREG 502 132 de 2024 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 del Decreto 2253 de 1994 y 1260 de 2013; y,

CONSIDERANDO QUE:

1. ANTECEDENTES En desarrollo de la Actuación Administrativa contenida en el Expediente CREG 2020089, mediante Resolución CREG 502 132 de 202 4 se aprobó el Mercado Relevante de Distribución conformado por Barranca de Upía, en el departamento del Meta, y el cargo de distribución por uso del sistema de distribución de gas natural por redes de tubería para el mismo mercado, según solicitud tarifaria presentada por

LLANOGAS S.A. E.S.P.

Contra los actos expedidos por la Comisión de Regulación de Energía y Gas, CREG, que pongan fin a actuaciones administrativas, sólo procede el recurso de reposición, que debe interponerse dentro de los cinco (5) días siguientes a la notificación del respectivo acto administrativo, conforme lo prevé el artículo 113 de la Ley 142 de

1994. 1.1. NOTIFICACIÓN En cumplimiento de lo previsto en el artículo 8 de la resolución recurrida, se envió citación para notificación personal del acto administrativo a : (i) LLANOGAS S.A.

E.S.P. mediante radicado S2025001543 del 18 de febrero de 2025, (ii) e l DEPARTAMENTO NACIONAL DE PLANEACIÓN bajo el radicado S2025001629 del 19

E.S.P. mediante radicado S2025001543 del 18 de febrero de 2025, (ii) e l DEPARTAMENTO NACIONAL DE PLANEACIÓN bajo el radicado S2025001629 del 19 de febrero de 2025, (iii) la ALCALDÍA DE BARRANCA DE UP ÍA mediante radicado S2025001628 del 19 de febrero de 2025 y (iv) la empresa FRONTERA ENERGY GROUP CORP – SUCURSAL COLOMBIA mediante radicado S2025001630 del 19 de febrero de 2025, respectivamente. Surtida la notificación p ersonal a todas las partes y estando dentro del término legalmente previsto, LLANOGAS S.A. E.S.P. interpuso recurso de reposición el 25 de febrero de 2025, bajo radicado CREG E2025002755. 1.2. ANÁLISIS DE PROCEDENCIA Y PROCEDIBILIDAD DE LOS RECURSOS INTERPUESTOS Revisado el recurso interpuesto por LLANOGAS S.A. E.S.P. a la luz de lo previsto en el artículo 113 de la Ley 142 de 1994, se encuentra que el mismo fue presentado Firmado Electronicamente con AZSign Acuerdo: 20251216-155645-3e2c43-78607780

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dentro del término legalmente establecido, vale decir, cumple con el requisito de

“Por la cual se resuelve el recurso de reposición interpuesto por LLANOGAS S.A. E.S.P. contra la Resolución CREG 502 132 de 2024”

dentro del término legalmente establecido, vale decir, cumple con el requisito de oportunidad y, en consecuencia, es procedente darle trámite dentro de la actuación administrativa en curso.

2. RECURSO DE REPOSICIÓN En su recurso de reposición, LLANOGAS S.A. E.S.P. presenta las siguientes consideraciones con respecto a la decisión contenida en la Resolución CREG 502 132 de 2024 y a partir de los cuales solicita a la Comisión que se reconsideren las

decisiones adoptadas de la siguiente manera: 2.1. EN RELACIÓN CON EL CONSUMO PROMEDIO: “1.1. En el documento CREG 902 107 del 19 de diciembre de 2024 se detalla el desarrollo de la estimación de los cargos de distribución de gas natural por redes de tubería para el mercado relevante conformado por el municipio de Barranca de upía en el departamento del Meta, conforme a solicitud tarifaria presentada por LLANOGAS.

Al respecto, en el numeral 4.2.2.7 del documento en referencia se relaciona la demanda de volumen del mercado, de igual manera, se realiza por parte de la Comisión la estimación del consumo promedio con base en la solicitud tarifaria presentada por LLANOGAS y la información del Sistema Único de Información - SUI. A continuación se relacionan los resultados obtenidos por la comisión, los cuales se encuentran incluidos en la tabla 21 del documento”

Tabla 21. Demanda promedio por usuario Descripción Promedio Estrato 1 Estrato 2 Estrato 3 Demanda promedio de los usuarios del municipio – SUI

130,54

Tabla 21. Demanda promedio por usuario Descripción Promedio Estrato 1 Estrato 2 Estrato 3 Demanda promedio de los usuarios del municipio – SUI

130,54

147,71

143,310

100,60

Fuente: Solicitud tarifaria E-2020-010922 y Sistema Único de información - SUI

1.2. Por su parte, en el anexo 4 del documento mencionado, se relaciona la demanda a la fecha de corte utilizada para el cálculo del cargo para el mercado relevante de distribución”

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Una vez analizado lo anterior, identificamos una diferencia en la estimación del consumo promedio anual de los usuarios residenciales por parte de la comisión, respecto al cálculo realizado por Llanogas”

Tabla 1. Estimación consumo promedio Llanogas Municipio Volumen demanda residencial Usuarios Residenciales Consumo promedio por usuario Barranca de Upía 205.868 1.498 137,42 Fuente. Elaboración propia Llanogas

En consecuencia, existe una diferencia entre el dato de la comisión (130,54 m3) y el

Consumo promedio por usuario Barranca de Upía 205.868 1.498 137,42 Fuente. Elaboración propia Llanogas

En consecuencia, existe una diferencia entre el dato de la comisión (130,54 m3) y el dato estimado por Llanogas (137,42 m3), lo cual se explica porque la comisión saca un promedio de consumo por estrato del 1 al 3, y los resultados obtenidos los promedia, cálculo que difi ere del resultado de Llanogas el cual considera debe estimarse sobre la totalidad de demanda y de usuarios residenciales. Solicitamos a la Comisión revisar este cálculo y considerar los argumentos expuestos por Llanogas.” 2.2. EN RELACIÓN CON LOS COMPONENTES DE LA DEMANDA : “2.1. En el numeral 4.3 del documento CREG en referencia, se detalla la estimación del cargo de distribución aplicable a los usuarios de uso residencial y los usuarios diferentes a los de uso residencial. La estimación del cargo se realiza bajo la metodología contenida en el numeral 21.2 del anexo 21 de la resolución CREG 202 de 2013, en el cual se indica el “Procedimiento para el cálculo del cargo de distribución para un Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Periodo Tarifario, el cual mantiene la estructura del Mercado Relevante de Distribución conformado según la metodología tarifaria establecida en la Resolución CREG 011 de 2003 y que cuenta con recursos públicos”. Los resultados de la Comis ión se incluyen en las tablas 23 del documento en referencia , y que se muestran a continuación.

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la Comis ión se incluyen en las tablas 23 del documento en referencia , y que se muestran a continuación.

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2.2. Respecto a los datos que se encuentran en las tablas, en términos generales las cifras guardan consistencia con los datos tomados por Llanogas para la estimación del cargo de distribución aplicable. Sin embargo, queremos llamar la atención sobre una diferencia significativa en la variable ConsumoUsr que está en la primera tabla y cuyo valor corresponde a 15.34m3.

A efectos de revisar el porqué de la novedad, se procedió a revisar el numeral 21.2 del anexo 21 de la resolución CREG 202 de 2013. A este respecto, el numeral 5 del anexo 21.2 reza lo siguiente:

“5. Se calculará el diferencial de demanda ( ΔDemanda) como la diferencia entre el número de usuarios conectados a las redes de distribución del mercado a la Fecha de Corte y el número de usuarios proyectados al año que corresponde al de la Fecha de Corte en la proyección de usuarios presentada por la empres a para la aprobación del cargo Dinv actual indicado en el numeral 6, multiplicado por el consumo promedio por usuario del mercado.

El consumo promedio por usuario del mercado se determinará con la información de

Corte en la proyección de usuarios presentada por la empres a para la aprobación del cargo Dinv actual indicado en el numeral 6, multiplicado por el consumo promedio por usuario del mercado.

El consumo promedio por usuario del mercado se determinará con la información de consumo y de número de usuarios reportada en el SUI para la Fecha de Corte.

De igual forma, se calculará el diferencial de inversión (ΔInversión) como la diferencia entre el costo total de las inversiones presentadas por la empresa para la aprobación de cargos conforme a la metodología de la Resolución CREG 202 de 2013 y de aquellas que la modifiquen o sustituyan, y el costo total de la p royección de inversiones aprobada al mercado relevante conforme a la metodología de la Resolución CREG 011 de 2003, actualizado a la Fecha Base.”

Ahora bien, respecto al cálculo del Dinv, el numeral 6 del anexo 21.2 reza lo siguiente:

“6. Se calculará el Dinv así:

donde,

(Dinvactual) corresponde a la componente que remunera la inversión de la empresa del cargo medio de distribución aprobado al mercado relevante conforme a la metodología de la Resolución CREG 011 de 2003, actualizado a la fecha base sin considerar el factor de productividad.

Qproy es la proyección de demanda aprobada al mercado relevante conforme a la metodología establecida mediante la Resolución CREG 011 de 2003, en el año que coincida con el de la Fecha Base y expresada en metros cúbicos (m³).

CostoMedio011 es el costo medio del mercado relevante aprobado conforme a la metodología establecida mediante la Resolución CREG 011 de 2003.

coincida con el de la Fecha Base y expresada en metros cúbicos (m³).

CostoMedio011 es el costo medio del mercado relevante aprobado conforme a la metodología establecida mediante la Resolución CREG 011 de 2003.

(ΔDemanda) será igual a cero si ΔDemanda o ΔInversión son negativos.”

Conforme a lo expuesto se pueden concluir cinco cosas:

1. El costo medio histórico aprobado según la metodología de la resolución CREG 011 de 2003, es el resultado calcular la relación del VPN de la inversiones que

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fueron definidas en el programa de inversiones a 5 años y el VPN de la proyección de demanda a 20 años.

2. El Q proyectado corresponde a la proyección de demanda anual que coincide con la fecha de corte de corte de la presentación del expediente.

3. La expansión del servicio en mercados relevantes que fueron fi nanciados con recursos públicos debe hacerse de manera efi ciente, es decir que el reconocimiento de nuevas inversiones está sujeto a que el número de usuarios conectados a la fecha de corte debe ser superior a los usuarios proyectados en la misma fecha de aprobación de los cargos, por lo que se reconocerá un 10% más

reconocimiento de nuevas inversiones está sujeto a que el número de usuarios conectados a la fecha de corte debe ser superior a los usuarios proyectados en la misma fecha de aprobación de los cargos, por lo que se reconocerá un 10% más del costo medio aprobado bajo la metodología de la resolución CREG 11 de 2003,

4. De igual forma, el consumo promedio de que habla el segundo párrafo del artículo 5 del anexo 21.2 se determina con la información de consumo y de número de usuarios reportada en el SUI para la fecha de corte, es decir, es un valor anual que es usado para la estimación del delta de demanda (ΔDemanda).

5. El (ΔDemanda) que se estima en el numeral 5 del anexo 21.2 se utiliza en el cálculo del Dinv afectando a variables que se estiman conforme a lo descrito en los numerales anteriores.

2.3. Asimismo, para determinar qué se entendería como información de consumo a la fecha de corte, se procedió a consultar el Capítulo 1, artículo 2 de la resolución CREG 202 de 2013, y se encuentra lo siguiente:

“FECHA DE CORTE: Esta es la fecha hasta la cual se tomará la información de activos existentes que los distribuidores hayan construido en períodos tarifarios anteriores o en el que culmina y la Demanda de Volumen obtenida para efectos del cálculo de los Cargos de distribución. Esta fecha se aplica sólo a mercados existentes y corresponde al 31 de diciembre del año anterior al año de la solicitud tarifaria.

DEMANDA DE VOLUMEN: Cantidad de gas combustible que el Distribuidor entregó en la Fecha de Corte o Fecha de Base en cada uno de los mercados relevantes de distribución o cantidad de gas combustible que el

tarifaria.

DEMANDA DE VOLUMEN: Cantidad de gas combustible que el Distribuidor entregó en la Fecha de Corte o Fecha de Base en cada uno de los mercados relevantes de distribución o cantidad de gas combustible que el distribuidor proyecta entregar anualmente a los con sumidores finales en un mercado relevante nuevo de distribución o en un Municipio Nuevo, para el Horizonte de Proyección, expresado en metros cúbicos.”

De la regla transcrita, se puede concluir que la fecha de corte sería el 31 de diciembre de 2019 , y que la demanda de volumen que se toma como referencia corresponde a la cantidad de gas efectivamente entregada a la fecha de corte para el caso de mercados existentes, es decir a 31 de diciembre de 2019 , o la proyectada anualmente para el caso de mercados nuevos, teniendo en cuenta que ambos datos deben ser concordantes, es lógico decir que la información de consumo para un mercado existente también debe ser un dato anual, lo cual guarda consistencia con la metodología de estimación del costo medio histórico con el que se aprobó los cargos de distribución baj o la metodología de la resolución CREG 11 de 2003.

De igual manera, es importante señalar que, en diferentes apartes de la resolución, el volumen tomado para efectos de cálculo siempre es sobre el dato anual tales como la estimación del cargo de AOM, el Factor de Uso Eficiente - FUE, entre otros.”

A continuación se detalla el comparativo de los consumos promedios estimados para el mercado de Barranca de Upia por parte de la Comisión y de Llanogas. Firmado Electronicamente con AZSign Acuerdo: 20251216-155645-3e2c43-78607780

A continuación se detalla el comparativo de los consumos promedios estimados para el mercado de Barranca de Upia por parte de la Comisión y de Llanogas. Firmado Electronicamente con AZSign Acuerdo: 20251216-155645-3e2c43-78607780

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Como se puede apreciar de la tabla anterior, la Comisión en la tabla 21 del documento de trabajo soporte de la resolución de aprobación de cargos estima un consumo promedio para los usuarios residenciales, en teoría este consumo promedio debería ser el mismo que se utilizará en el numeral 5 del anexo 21.2 de la resolución CREG 202 de 2013 para estimar el ΔDemanda, pero por algún motivo que no es claro para nosotros y que no es explícito en la resolución, utilizan un consumo promedio de 15,34m3, el cual dista demasiado del promedio de consumo estimado previamente por la Comisión y a su vez por Llanogas, y que se tr aducen en un acotamiento injustificado de la remuneración de las inversiones que fueron adelantadas por Llanogas.

Por todo lo anteriormente expuesto y explicado, solicitamos a la Comisión ajustar el ConsumoUsr, contenido en la tabla 23 del documento CREG 902 107 y utilizado para efectos de calcular el ΔDemanda que se utiliza para calcular el Dinv del numeral 6 del

Por todo lo anteriormente expuesto y explicado, solicitamos a la Comisión ajustar el ConsumoUsr, contenido en la tabla 23 del documento CREG 902 107 y utilizado para efectos de calcular el ΔDemanda que se utiliza para calcular el Dinv del numeral 6 del anexo 21.2 para el mercado relevante de distribución de Barranca de Upia, ya que al parecer, la Comisión utiliza un promedio mensual y no un promedio anual, como es el deber ser de acuerdo con los criterios contenidos en la resolución CREG 202 de 2013. 2.3. PRUEBAS La empresa LLANOGAS S.A. E.S.P. solicita que se tengan en cuenta las siguientes pruebas: pruebas documentales: Certificado de existencia y representación legal

3. ANÁLISIS DE LA COMISIÓN FRENTE AL RECURSO 3.1. EN RELACIÓN CON EL CONSUMO PROMEDIO El recurrente indica las diferencias en la estimación del consumo promedio anual de los usuarios residenciales establecido por la Comisión , respecto al realizado por la empresa.

Al respecto, numeral 1 del Anexo 19 de la Metodología establece en el cálculo del Factor de Uso de redes de distribución, lo siguiente:

“ANEXO 19

FACTOR DE USO DE REDES DE DISTRIBUCIÓN

El Factor de Uso de redes de distribución -FUes la relación entre el nivel de utilización reportado de una red de distribución y el nivel máximo de utilización de los usuarios residenciales. Su aplicación se enmarca y hace parte del criterio de eficiencia. El Factor de Uso Eficiente -FUEcorresponde al factor de uso requerido para efectos tarifarios y para la aplicación de la metodología establecida en la presente resolución. Este factor sólo es aplicable a las componentes que remuneran la inversión en los Cargos De

de Uso Eficiente -FUEcorresponde al factor de uso requerido para efectos tarifarios y para la aplicación de la metodología establecida en la presente resolución. Este factor sólo es aplicable a las componentes que remuneran la inversión en los Cargos De Firmado Electronicamente con AZSign Acuerdo: 20251216-155645-3e2c43-78607780

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Distribución de los Mercados Relevantes de Distribución para el Siguiente Periodo Tarifario. El ajuste de la demanda de uso residencial del municipio p se realiza de acuerdo a un factor de uso mínimo por metodología M, el cual debe alcanzarse durante el periodo tarifario. Este ajuste se realizará de acuerdo al siguiente procedimiento:

Calcular el factor de uso del municipio p, 𝐹𝑈𝑝, el cual se determina así:

𝐹𝑈𝑝 = 𝑄𝑅𝑝 𝑄𝐴𝑝 Donde

𝐹𝑈𝑝 Nivel de utilización de la red de distribución del municipio p con relación a su potencial de utilización máxima.

𝑄𝑅𝑝 Demanda de los usuarios residenciales del municipio p presentada por el distribuidor en su solicitud tarifaria a la Fecha de Corte, expresada en metros cúbicos (m3).

𝑄𝐴𝑝 Corresponde a la demanda potencial para todos los usuarios

por el distribuidor en su solicitud tarifaria a la Fecha de Corte, expresada en metros cúbicos (m3).

𝑄𝐴𝑝 Corresponde a la demanda potencial para todos los usuarios anillados del municipio p. Esta se determina como el producto del número de usuarios anillados por estrato reportado por los distribuidores, conforme a la Circular del MME 9 041 del 18 de noviembre de 2014 y el consumo promedio de los usuarios residenciales reportados en el SUI para el mismo municipio p, del año de la Fecha de Corte. ” Subrayado fuera de texto

Conforme a lo indicado en la Metodología, para el cálculo de la Demanda Potencial para todos los usuarios anillados en el municipio “ QAp” se tom a entre otros , el consumo promedio de los usuarios residenciales reportados en el S istema Único de Información, SUI, para el municipio, del año de la Fecha de Corte. De esta manera, en cumplimiento de lo establecido en la Metodología, la Comisión para el cálculo del consumo en mención, toma la información reportada por la empresa en el SUI , para el municipio de Barranca de Upía – Meta, a diciembre de 2019, la cual se indica en la Tabla 21 del Documento Soporte 902 107 del 19 de diciembre de 2024, así:

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Así las cosas, la información del consumo promedio para el municipio de Barranca de Upía - Meta, para el cálculo del Factor de Uso correspondiente para el municipio, es la relacionada en la tabla en mención y no la indicada y estimada por la empresa en su recurso, ya que toma una fuente de información diferente a la establecida en el Anexo 19 de la Metodología. 3.2. EN RELACIÓN CON LOS COMPONENTES DE LA DEMANDA El recurrente indica en este punto, la revisión del consumo promedio por usuario para el mercado de Barranca de Upía -Meta, en el cálculo del diferencial de demanda (∆Demanda), establecido en los numerales 5 y 6 del Capítulo 21.2 del Anexo 21 de la Metodología, donde manifiesta que la Comisión utiliza un promedio mensual y no un promedio anual del consumo por usuario para el mercado, en el cálculo de la componente que remunera la inversión establecida en la normatividad antes mencionada. Al respecto, los numerales 5 y 6 del Capítulo 21.2 del Anexo 21 de la Metodología establecen lo siguiente: “5. Se calculará el diferencial de demanda ( 𝛥𝐷𝑒𝑚𝑎𝑛𝑑𝑎) como la diferencia entre el número de usuarios conectados a las redes de distribución del mercado a la Fecha de Corte y el número de usuarios proyectados al año que corresponde al de la Fecha de Corte en la proyección de usuarios presentada por la empresa para la aprobación

número de usuarios conectados a las redes de distribución del mercado a la Fecha de Corte y el número de usuarios proyectados al año que corresponde al de la Fecha de Corte en la proyección de usuarios presentada por la empresa para la aprobación del cargo 𝐷𝑖𝑛𝑣 𝑎𝑐𝑡𝑢𝑎𝑙 indicado en el numeral 6, multiplicado por el consumo promedio por usuario del mercado. El consumo promedio por usuario del mercado se determinará con la información de consumo y de número de usuarios reportada en el SUI para la Fecha de Corte. De igual forma, se calculará el diferencial de inversión (𝛥𝐼𝑛𝑣𝑒𝑟𝑠𝑖ó𝑛) como la diferencia entre el costo total de las inversiones presentadas por la empresa para la aprobación de cargos conforme a la metodología de la Resolución CREG 202 de 2013 y de aquellas que la modifiquen o sustituyan, y el costo total de la proyección de inversiones aprobada al mercado relevante conforme a la metodología de la Resolución CREG 011 de 2003, actualizado a la Fecha Base.

6. Se calculará el 𝑫𝒊𝒏𝒗 así: 𝐷𝑖𝑛𝑣 = (𝐷𝑖𝑛𝑣 𝑎𝑐𝑡𝑢𝑎𝑙 × 𝑄𝑝𝑟𝑜𝑦) + ((𝐶𝑜𝑠𝑡𝑜𝑀𝑒𝑑𝑖𝑜011 × 1.10) × 𝛥𝐷𝑒𝑚𝑎𝑛𝑑𝑎)

𝑄𝑝𝑟𝑜𝑦 + 𝛥𝐷𝑒𝑚𝑎𝑛𝑑𝑎 donde, (𝐷𝑖𝑛𝑣 𝑎𝑐𝑡𝑢𝑎𝑙) corresponde a la componente que remunera la inversión de la empresa del cargo medio de distribución aprobado al mercado relevante conforme a la metodología de la Resolución CREG 011 de 2003, actualizado a la fecha base sin considerar el factor de productividad. 𝑄𝑝𝑟𝑜𝑦 es la proyección de demanda aprobada al mercado relevante conforme a la metodología establecida mediante la Resolución CREG 011 de 2003, en el año que coincida con el de la Fecha Base y expresada en metros cúbicos (m³). 𝐶𝑜𝑠𝑡𝑜𝑀𝑒𝑑𝑖𝑜011 es el costo medio del mercado relevante aprobado conforme a la metodología establecida mediante la Resolución CREG 011 de 2003. Firmado Electronicamente con AZSign Acuerdo: 20251216-155645-3e2c43-78607780

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“Por la cual se resuelve el recurso de reposición interpuesto por LLANOGAS S.A. E.S.P. contra la Resolución CREG 502 132 de 2024”

(𝛥𝐷𝑒𝑚𝑎𝑛𝑑𝑎) será igual a cero si 𝛥𝐷𝑒𝑚𝑎𝑛𝑑𝑎 o 𝛥𝐼𝑛𝑣𝑒𝑟𝑠𝑖ó𝑛 son negativos.” De esta manera, en cumplimiento de lo establecido en la Metodología, la Comisión en la Tabla 23 del Documento Soporte 902 107 del 19 de diciembre de 2024 , estableció los siguientes valores para el cálculo de la componente que remunera la inversión así:

Respecto al consumo promedio por usuario para el mercado de Barranca de UpíaMeta, la Comisión realiz ó el análisis y consulta con la información de consumo y número de usuarios reportados en el SUI para la Fecha de Corte en el mercado en mención, el cual corresponde a 197.58 m3, diferente al indicado en la tabla anterior en 15.34 m3, el cual fue usado en el cálculo del cargo de distribución aprobado en la resolución recurrida. De lo anterior y realizando el ajuste del consumo promedio para el mercado de Barranca de Upía -Meta y aplicando el procedimiento establecido en el Anexo 21, numeral 21.2 de la Resoluci ón CREG 202 de 2013, se obtienen los siguientes resultados: Componente Valor Fuente InvCostoCorte 3,080,953,320 Inversión cargo actual InvCostoProy 1,241,525,873 Inversión cargo 011 actualizado a fecha corte UsrCorte 1,542 Demanda Cargo actual

resultados: Componente Valor Fuente InvCostoCorte 3,080,953,320 Inversión cargo actual InvCostoProy 1,241,525,873 Inversión cargo 011 actualizado a fecha corte UsrCorte 1,542 Demanda Cargo actual UsrProy 751 Demanda Cargo proyección 011 ConsumoUsr 197.58 SUI (CORTE 2019)

Componente Valor Fuente DinvActual 124.94 Cargo componente inversión pasado actualizado a fecha corte Qproy 180,240.00 Volumen cargo pasado proyección CostoMedio11 909.97 Costo medio cargo 011 Firmado Electronicamente con AZSign Acuerdo: 20251216-155645-3e2c43-78607780 2025-12-22T09:55:23-05:00 - Pagina 9 de 13RESOLUCIÓN No 502 187 DE 28 NOV.2025 HOJA No. 10/11

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Ddemanda 156,284.88 Fórmula ▲Demanda Dinv 531.78 Dinv Anexo 21

Con base en los ajustes realizados, el valor de la componente de Inversión Dinv para el mercado de Barranca de Upía-Meta corresponderá a 531.78 $/m3. De lo anterior y aplicando la Metodología contenida en las Resoluciones CREG 202 de 2013, 138 de 2014, 090 y 132 de 2018 y 011 de 2020, el nuevo cargo de distribución aplicables a los usuarios de uso residencial y diferentes a los de uso residencial, para el mercado de Barranca de Upía -Meta, por ajuste de la componente de inversión ,

aplicables a los usuarios de uso residencial y diferentes a los de uso residencial, para el mercado de Barranca de Upía -Meta, por ajuste de la componente de inversión , producto del recurso de reposición es: Componente Usuarios de Uso Residencial Usuarios diferentes a los de Uso Residencial Cargo de distribución Total $/m3 1,132.59 1,132.59 Componente de inversión de la empresa LLANOGAS S.A. E.S.P , descontando el efecto del aporte de recursos públicos del Fondo Nacional de Regalías y la Alcaldía de Barranca de Upía. $/m3 531.78 531.78 Componente Gastos AOM $/m3 600.81 600.81 Cifras en pesos colombianos de diciembre de 2019 La Comisión de Regulación de Energía y Gas, en su Sesión 1423 del 28 de noviembre de 2025, aprobó expedir la presente resolución y, en consecuencia,

RESUELVE:

Artículo 1. Reponer en el sentido de modificar el artículo 2 de la Resolución CREG 502 132 de 2024 conforme a lo expuesto en la parte motiva de esta resolución, el cual quedará así: “ARTÍCULO 2. Cargo de Distribución Aplicable a los Usuarios de Uso Residencial y Cargo Promedio de Distribución aplicable a los Usuarios Diferentes a los de Uso Residencial. A partir de la vigencia de la presente Resolución, el Cargo de Distribución Aplicable a los Usuarios de Uso Residencial y el Cargo Promedio de Distribución Aplicable a los Usuarios Diferentes a los de Uso Residencial conectados al Sistema de Distribución del Mercado Relevante de

Resolución, el Cargo de Distribución Aplicable a los Usuarios de Uso Residencial y el Cargo Promedio de Distribución Aplicable a los Usuarios Diferentes a los de Uso Residencial conectados al Sistema de Distribución del Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario aprobado e n el artículo 1 de la presente Resolución, para recuperar los costos de inversión y los gastos de AOM para la distribución domiciliaria de gas natural por redes de tubería, se fija de la siguiente manera: Firmado Electronicamente con AZSign Acuerdo: 20251216-155645-3e2c43-78607780 2025-12-22T09:55:23-05:00 - Pagina 10 de 13RESOLUCIÓN No 502 187 DE 28 NOV.2025 HOJA No. 11/11

“Por la cual se resuelve el recurso de reposición interpuesto por LLANOGAS S.A. E.S.P. contra la Resolución CREG 502 132 de 2024”

Componente Usuarios de Uso Residencial Usuarios diferentes a los de Uso Residencial Cargo de distribución Total $/m3 1,132.59 1,132.59 Componente de inversión de la empresa LLANOGAS S.A. E.S.P., descontando el efecto del aporte de recursos públicos del Fondo Nacional de Regalías y la Alcaldía de Barranca de Upía. $/m3 531.78 531.78 Componente Gastos AOM $/m3 600.81 600.81 Cifras en pesos colombianos de diciembre de 2019 PARÁGRAFO 1. Para el cálculo de las tarifas que se cobren a los usuarios conforme

Componente Gastos AOM $/m3 600.81 600.81 Cifras en pesos colombianos de diciembre de 2019 PARÁGRAFO 1. Para el cálculo de las tarifas que se cobren a los usuarios conforme a los cargos aprobados en el numeral 5.2 d