ED00A84AA75ABD600525785A007A6304 Resolución - 1998 - CREG044-98
Texto del documento
Resolución No. 44
(Marzo 26 de 1998)



Que la Comisión de Regulación de Energía y Gas mediante Resolución 169 de 1997, aprobó los cargos por uso del Sistema de Transmisión Regional y/o Distribución Local operado por las Empresas Públicas de Medellín;

Que el representante legal de las Empresas Públicas de Medellín, mediante la Comunicación No. 724210 del 18 de noviembre de 1997, y estando dentro de los términos legales, presentó recurso de reposición contra la Resolución CREG-169 de 1997, con base en los siguientes argumentos:


MOTIVO 1 DE INCONFORMIDAD


“1. Cuando las Empresas Públicas de Medellín EEPPM enviaron la información a la CREG para que se le calcularan los cargos por uso de STR y SDL, incurrieron en unos errores involuntarios. Éstos se resumen en los siguientes:

1.1. Los formatos utilizados por las EEPPM para incluir la información solicitada por la CREG, en cuanto a subestaciones se refiere, fueron diferentes a los entregados por la Comisión. El cambio se debió a la búsqueda de una mejor precisión en la valoración de cada activo, dado que nuestro sistema físico difiere en muchas de sus componentes del sistema estandarizado por la CREG. Esto pudo originar una mala interpretación y en consecuencia, un uso incorrecto por parte de la CREG. Por esta razón se adjunta a este recurso como prueba documental, la información con las correcciones respectivas.

Todas estas imprecisiones, afectaron directamente los cálculos realizados por la CREG para fijar los cargos de uso del STR y/o SDL en los niveles de tensión I, II, III, IV.

Se les solicita respetuosamente se nos conceda una audiencia con el fin de exponer con el mayor detalle lo manifestado anteriormente, dada la complejidad del problema, y que no disponemos al momento de presentar el recurso, de toda la información completa y detallada que la CREG utilizó para calcular nuestros cargos a pesar de haber sido solicitada en tiempo oportuno.

1.2. Cantidades de inventario incompletas en módulos a 110 kV, y activos no incluidos en las subestaciones Caldas, Malena y Río Claro y en Automatización de la Distribución. Esta situación implica que los activos totales sean remunerados en forma inferior a la que debería corresponder a los activos reales.

1.3. Costos unitarios equivocados porque fueron calculados con base en costos totales mal cuantificados de terrenos y módulos comunes y/o equipo común de subestaciones.”

Como soporte de la anterior argumentación, la empresa anexó un documento con las cantidades de inventario corregidas y los costos unitarios corregidos, en los formatos diligenciados de acuerdo con lo exigido por la CREG. Adicionalmente, en dicho anexo la empresa solicitó incluir en el cálculo de los cargos, el valor que EEPPM paga a ISA por conexión al STN en la subestación Ancón Sur ($ 151.5 millones), el valor que deberá pagar EEPPM por servicios del Centro Regional de Despacho ($ 3,706.7 millones), y que se reconozca el 50% de los costos del proyecto de automatización de la distribución, que corresponden a $ 10,375.5 millones.


MOTIVO 2 DE INCONFORMIDAD

“2. La CREG calculó los cargos de uso del STR y/o SDL con unos costos menores a aquellos en que incurren las EEPPM para sus líneas y redes.

2.1. Cuando las EEPPM presentaron la información sobre los costos de las redes subterráneas en todos los niveles de tensión, lo hicieron en una forma detallada en lugar de hacerlo en una forma global para cada nivel de tensión como fue solicitado por la CREG. Esto pudo inducir a la Comisión a utilizar cifras no correctas para todas las redes subterráneas. En el anexo 2 se encuentran las tablas con la información ya agrupada y que solicitamos sea la que se utilice para calcular los cargos por uso del SDL de las EEPPM.

2.2. Con respecto a redes subterráneas en baja tensión pertenecientes a la malla secundaria que alimenta el centro de la ciudad de Medellín, que es un sistema enmallado o “parrilla” con alto número de cámaras por kilómetro y correspondiente a un sistema diseñado para un servicio de alta confiabilidad, en el que las EEPPM, a título de ejemplo, incurren en un precio unitario de $ 365.15 millones kilómetro construido para una red trifásica y la CREG solamente aprueba como costo máximo $ 114.10 millones, generándose obviamente una gran diferencia de costos.

La diferencia constituye un costo adicional en el que las EEPPM incurrieron para garantizar una confiabilidad más alta que la normal del sistema. Esta confiabilidad se reconoció por medio de una tarifa superior para los clientes conectados a la parrilla, aprobada y fijada por las autoridades tarifarias en su momento. Dado que la metodología de cálculo de los costos por uso del SDL no permite esta diferenciación por confiabilidad bajo la filosofía de un cargo único o estampilla, al no permitir la inclusión de los costos incurridos, se está causando a las EEPPM un desequilibrio financiero injustificado,

Con respecto a redes urbanas aéreas en 44 kV, 13.2 kV, 7.6 kV, las EEPPM utilizan conductores definidos por un estudio realizado por la firma de consultoría Salgado Meléndez y Asociados, donde se recomendaron tanto estructuras como calibres de conductores optimizados. Los costos por kilómetro de red de la mayor parte de esos calibres son mayores a los aplicados en el cálculo de los cargos de uso para las EEPPM por la CREG. A título de ejemplo, en circuitos sencillos urbanos de 44 kV, 266.8 MCM, cuesta $ 43.57 millones de pesos el kilómetro construido, y la CREG, sólo aplicó como máximo, $ 35.30 millones.

Adicionalmente, con respecto a redes de 44 kV, tanto aéreas como subterráneas que utilizan las EEPPM, anotamos que no son comparables, ni asimilables a las redes de 34.5 kV ni de 33 kV, como suponemos la CREG lo hizo, porque para el primer nivel de tensión (44 kV), los equipos y materiales que se consiguen en el mercado, corresponden a la serie 66 kV o 72 kV, que tienen una norma técnica mucho más exigente que las aplicables a 34.5 kV y 33 kV, generando mayor costo para su obtención.

Para las líneas a 110 kV, las EEPPM trabajan con las mejores prácticas actuales de la ingeniería y software especializado, para las etapas de diseño y especificaciones de materiales que aseguran calidad y costo mínimo. Las compras y la construcción se hacen mediante mecanismos de contratación que garantizan la competencia de los oferentes para obtener costos mínimos de mercado. Por tanto solicitamos se aplique para el cálculo de cargos el valor real del costo obtenido y presentado para la de dichas líneas.

Téngase presente, para todos los casos, que además de que la planeación y el diseño utilizan metodologías que aseguran un costo mínimo para la infraestructura, los costos de construcción y de compra en que incurren las EEPPM, que fueron presentados a la CREG, son procesos de libre concurrencia de oferentes que cumplen todos los requisitos legales y reglamentarios vigentes. Los costos así obtenidos, son un reflejo fiel de las condiciones de un mercado en competencia y sin factores distorsionantes dada la seriedad de las EEPPM en sus procesos y en pagos, lo cual es garantía de costos eficientes.”

Como soporte de la la anterior argumentación, la empresa anexa cuatro documentos con la siguiente información:

· Anexo 2. Líneas y Redes, que contiene tablas con costos corregidos para redes subterráneas en todos los niveles de tensión, y tablas comparativas en donde se muestra la diferencia de costos en redes subterráneas y aéreas entre los costos de EEPPM y los costos que aplicó la CREG, con la respectiva justificación de los mayores costos.

· Anexo 3. Estudio de Apoyos y Conductores, realizado por la firma consultora Salgado Meléndez y Asociados, cuyo objeto es definir el tipo de red óptima para el sistema de distribución de energía de las EEPPM considerada integralmente.

· Anexo 4. Metodología de Planeación, cuyo objeto es definir la expansión a costo mínimo.

· Anexo 5. Metodología de Diseño, que asegura el cumplimiento de normas técnicas buscando minimizar costos.

MOTIVO 3 DE INCONFORMIDAD

“3. Las EEPPMM. están inconformes con los cargos fijados, debido a la no aplicación de normas legales que regulan aspectos del régimen tarifario, de suficiencia financiera, de criterios de eficiencia y la calidad de la prestación del servicio. Los artículos cuyo texto ha sido desconocido son principalmente, el 87.4 y 87.7 de la Ley 142 de 1994, y los artículos 44 y 45 de la Ley 143 de 1994.
A pesar de que estos aspectos de suficiencia financiera, eficiencia, calidad del servicio y tarifas están completamente entrelazados, trataremos de presentar alguna separación de ellos, para una mayor claridad.

3.1. Con respecto a la suficiencia financiera

Las Empresas Públicas de Medellín no serán financieramente equilibradas, y por tanto generarán una insuficiencia financiera cuando se empiecen a aplicar los cargos fijos por la CREG de uso del Sistema de Transmisión regional y/o Distribución Local de la Resolución 169 de septiembre 11 de 1997.

Los cargos en estas condiciones conducirán, inexorablemente a la quiebra de un negocio de distribución que utiliza las tecnologías y sistemas administrativos que garantizan la mejor calidad, continuidad y seguridad a sus usuarios, que demandan la constitución y la ley.

La CREG, con su actuación, está desequilibrando económicamente la Empresa de Distribución Energía de EEPPM., impidiendo que ésta cumpla la función constitucional de prestar correctamente el servicio público de energía eléctrica, dado que con los cargos fijados no se está garantizando completamente la recuperación de sus costos y gastos propios de operación, administración y mantenimiento, la expansión y la reposición de su sistema, impidiendo la remuneración del patrimonio en la forma en que lo habría hecho una empresa eficiente en un sector de riesgo comparable.

Con los cargos aprobados por la CREG para el uso del STR y/o SDL en la Resolución CREG 169 de 1997, la Empresa de Distribución Energía de EEPPM. no cubre las expectativas de la suficiencia financiera de la entidad para poder continuar prestando el servicio en tiempo indefinido con las características que requieren los usuarios.

La CREG ha expresado que el tomar como base el costo de los activos en su valor a nuevo, se garantiza la rentabilidad adecuada sobre el capital invertido y la reposición de la infraestructura para prestar el servicio en forma correcta en condiciones de eficiencia. Sin embargo, cabe aquí preguntar cuáles son los activos que pueden ser construidos, operados, mantenidos y repuestos con los cargos aprobados por la CREG, y en consecuencia, cuáles son los niveles de calidad que pueden alcanzarse y adicionalmente garantizar la rentabilidad del capital adecuada para el negocio.

Consideramos conveniente en este punto, insistirle a la CREG que tenga en cuenta el artículo 87.7 de la Ley 142 de 1994 que establece la prioridad de la suficiencia financiera : “....Si llegare a existir contradicción entre el criterio de eficiencia y el de suficiencia financiera, deberá tomarse en cuenta que, para una empresa eficiente, las tarifas económicamente eficientes se definirán tomando en cuenta la suficiencia financiera”.

3.2. Con respecto a la calidad.

Las EEPPM. han optado por otorgar una calidad superior a los usuarios conectados a su SDL y STR, en comparación con la generalidad de las empresas de servicio público de distribución de energía eléctrica en el país. Las EEPPM no han limitado la calidad a valores promedios nacionales, dado que estos valores se consideran insuficientes para el área donde prestan el servicio. Tampoco hay un valor reglamentado al respecto, y más aún, la ley 142 de 1994 en su artículo 87.4 expresa que dicho servicio se debe prestar con la mejor calidad, continuidad y seguridad a sus usuarios.

En la definición de los cargos por uso de los SDL y STR, la CREG, como se mencionó, ha debido tener en cuenta los niveles de calidad en la prestación del servicio eléctrico, a los cuales se asociarían por tanto los costos de eficiencia finalmente definidos. No obstante, a la fecha la CREG no ha reglamentado las condiciones mínimas de calidad del servicio bajo las cuales deben operar las empresas de servicios públicos, función establecida entre otras normas en el artículo 73 numeral 4 de la ley 142 de 1994, y en los artículos 12 y 13 de la Resolución 108 de 1997 de la misma comisión.

De este modo, debe enfatizarse el hecho de que resulta imposible establecer los costos de eficiencia del servicio en tanto no se hayan definido los niveles mínimos de calidad de servicio para los cuales se estipula una eficiencia en los costos de inversión, operación, mantenimiento y niveles de pérdidas, puesto que se trata de una ecuación en la que existe una correspondencia directa entre ambos términos, calidad y costo. Sólo en tanto se definan unos criterios de calidad exigibles podría medirse la eficiencia de cada empresa en el cumplimiento de esas metas, en la medida en que sus costos unitarios fuesen superiores o inferiores al costo derivado de la calidad exigible. Por otra parte, es claro que la calidad de servicio no puede ser la misma a lo largo y ancho de todo el territorio nacional, puesto que ello implicaría costos ineficientes, bien por exceso o por defecto en el nivel de calidad.

Establecer un costo sin una calidad asociada equivale a fijar la calidad como un resultado final y no como una condición inicial establecida como regla bajo la cual deban operar las empresas que prestan el servicio de distribución local y transmisión regional. Al proceder de esta forma y en la medida en que lo que se está tomando como base para fijar los costos es la configuración inicial de sistemas eléctricos de distintas empresas que tienen implícitos niveles muy distintos de calidad, se está desconociendo el trabajo previo de las empresas más eficientes o más preocupadas por la calidad, en desmedro finalmente del consumidor.

No es posible comparar a las EEPPM con una empresa que no otorgue su misma calidad, ni esté en un área de distribución comparable, ni tenga un mercado similar en tamaño y usuarios.

La CREG, al hacer los cálculos de los cargos para las EEPPM, debió tener muy en cuenta, el nivel de las pérdidas técnicas que implican unos u otros activos dado que los niveles de pérdidas eficientes ya han sido definidos por la misma comisión en resolución anterior y que las EEPPM prácticamente se encuentran hoy operando con esos niveles y por tanto los costos de los activos de las EEPPM son los que se deben aplicar.

También debió tener en cuenta los costos AOM para cada tipo particular de construcción en tanto que los valores reconocidos de AOM ya han sido determinados por la CREG y además tener en cuenta para los costos de los activos a aplicar que dados unos valores de AOM se requiere cierto tipo de activos que aseguren un nivel de calidad.

Por esta razón, las EEPPM, incurren en unos mayores costos de activos que implican obviamente, la aprobación de unos cargos por uso de STR y SDL por parte de la CREG, más altos que los fijados en la resolución CREG 169 de 1997 y acordes con los costos eficientes en que incurren las EEPPM.

Adicionalmente, por las razones expuestas anteriormente, se requiere que los costos de administración, operación y mantenimiento se reconozcan en un valor tal que permita a las EEPPM mantener la prestación del servicio con los mismos niveles de calidad con los que la ha venido suministrando”.

Como soporte de la anterior argumentación, la empresa anexa cuatro documentos con la siguiente información:

· Anexo 7. Proyecciones financieras para el período 1997-2000 preparadas por la Gerencia Financiera de las EEPPM, con lo que se pretende mostrar que la rentabilidad y suficiencia financiera no están siendo garantizadas con los cargos aprobados.

· Anexo 8. Estudio estadístico sobre las interrupciones de circuito, que tienen las EEPPM: con el fin de mostrar que la calidad con la que presta el servicio público de energía eléctrica es superior al propuesto por la CREG en un proyecto de Código de Distribución.


MOTIVO 4 DE INCONFORMIDAD


“Los flujos de energía utilizados por la CREG para el cálculo de los cargos no corresponden a la realidad de los flujos de energía que se presentan en el SDL y STR de las EEPPM, por lo tanto les solicitamos utilizar los flujos propuestos y justificados en el anexo 9.”

Como respaldo de la anterior argumentación, la empresa anexa un documento en donde se presentan los flujos de energía del sistema EEPPM.


SOLICITUD


“Por todos los motivos relacionados anteriormente, le solicito muy respetuosamente a la Comisión de Regulación de Energía y Gas -CREG, sea modificada la Resolución CREG 169 del 11 de septiembre de 1997, por la cual se aprueban los cargos de uso del Sistema de Transmisión regional y/o Distribución Local de las Empresas Públicas de Medellín expedida por dicho organismo, en el sentido de aprobar unos nuevos cargos por uso del STR y/o SDL para los niveles I, II, III, IV y acordes con los reales costos eficientes demostrados con el presente recurso.”
Finalmente, las Empresas Públicas de Medellín solicitan que se tengan como pruebas de sus argumentos los 10 documentos anexos mencionados a lo largo del recurso.
Que respecto de los argumentos presentados por las Empresas Públicas de Medellín para sustentar el recurso de reposición, la Comisión considera:

RESPECTO AL MOTIVO 1 DE INCONFORMIDAD


1. En relación con la corrección que debe hacerse a los inventarios de módulos de línea a 110 kV y los activos no incluidos en las subestaciones Caldas, Malena y Río Claro, se consideran aceptables los argumentos planteados por las Empresas Públicas de Medellín y, por lo tanto, se incluyen tales activos dentro de la base de cálculo de los cargos de uso del Sistema de Transmisión Regional y/o Distribución Local operado por esa empresa. En este sentido, la CREG encuentra que tiene elementos de juicio adicionales a los presentados por la Empresa, que justifican la modificación de la resolución impugnada en lo que a estos activos se refiere.

2. En relación con el cargo de conexión que debe pagar EEPPM a ISA, por concepto de activos de propiedad de esta última empresa en la subestación Ancón Sur, por un monto de $ 151.49 millones anuales, también se incluye dicha suma en el cálculo de los cargos por uso, ya que la metodología establecida en la Resolución CREG-099 de 1997 así lo contempla.

3. En relación con los valores que debe pagar EEPPM, dentro de la actividad de transmisión regional y distribución local, por concepto de los servicios de monitoreo, supervisión y control del Centro Regional de Despacho, de acuerdo con lo establecido en la Resolución CREG-200 de 1997, la empresa reporta un total de 27 subestaciones, 9 de las cuales sirven de frontera con el Sistema de Transmisión Nacional. Al respecto, la Resolución CREG-103 de 1996 establece la remuneración de los servicios que prestan los CRD’s a las subestaciones conectadas al Sistema de Transmisión Nacional, y no puede otorgarse una doble remuneración de tales servicios, en aquellas subestaciones conectadas al STN, y que a la vez entregan energía en el nivel IV al Sistema de Transmisión Regional y/o Distribución Local. En consecuencia, se acepta incluir en la base de cálculo de los cargos de uso el valor a cargar al Sistema de Transmisión Regional y/o Distribución Local operado por EEPPM por concepto de estos servicios en 18 subestaciones de ese sistema. Este valor asciende a $ 2,566 millones anuales.

4. Por otra parte, la empresa solicita que se incluya en la base de cálculo de los cargos de uso la inversión realizada a diciembre de 1996 en un proyecto que denomina “Automatización de la Distribución”, que asciende a $ 10,375.5 millones. Al respecto, deben hacerse las siguientes precisiones:
En consecuencia, es claro que la inversión parcial realizada por EEPPM en este proyecto, no cumple las condiciones para ser incluida en la base de cálculo de los cargos de uso del Sistema de Transmisión Regional y/o Distribución Local operado por esa empresa, so pena de violar el principio de igualdad frente a los demás Empresas, y involucrar un cargo al usuario final sobre un proyecto que aún no se concluye, todo lo cual contraviene de manera clara las disposiciones legales de la ley 142 y 143 de 1994.

5. Finalmente, la empresa presenta una corrección de los costos unitarios de reposición a nuevo utilizados para la valoración de las subestaciones que forman parte del sistema operado por esa empresa.

Al respecto, debe anotarse que la negativa de esa empresa a suministrar la información correspondiente a la valoración de los diferentes elementos que conforman las subestaciones de ese sistema, en la forma solicitada por la Comisión en la Resolución CREG-099 de 1997, dificultó en forma considerable la comparación de los costos de esos elementos con los costos reportados por otras empresas para los mismos, y con los costos de mercado investigados por la Comisión. Como consecuencia, varios de los costos unitarios utilizados por esa empresa para la valoración de las subestaciones, fueron acotados a los costos máximos establecidos por la Comisión en la Resolución CREG-155 de 1997.

Dentro del recurso presentado por la empresa se corrige esta situación, lo que permite hacer un análisis detallado de los costos unitarios de reposición a nuevo utilizados para la valoración de los elementos que componen las subestaciones de ese sistema. A partir de este análisis, fue necesario modificar los costos de reposición a nuevo reportados por la empresa dentro del recurso de reposición, con el fin de ajustarlos a la metodología establecida por la Comisión en los siguientes aspectos:
Al comparar los costos unitarios de reposición a nuevo presentados por la empresa en el recurso de reposición, corregidos en los aspectos mencionados en este numeral, con los costos máximos de reposición a nuevo establecidos en la Resolución CREG-155 de 1997, se observa que los costos resultantes son inferiores a los máximos, con excepción de los módulos de línea del Nivel de Tensión III, los transformadores 110/13.2 kV de 10 MVA, y los transformadores 44/13.2 kV de 10 y 5 MVA. No obstante, debe anotarse que tal violación de los valores límites es ocasionada por el hecho de que la empresa efectúa una asignación uniforme de las edificaciones, los terrenos y los módulos y equipos comunes de las subestaciones entre los diferentes elementos. En consecuencia, no se considera necesario acotar tales valores a los límites de la Resolución CREG-155 de 1997, puesto que una mejora en la asignación de tales costos produce costos de mercado menores a los obtenidos por la empresa, con las correcciones respectivas.

Por último, sobre este punto es importante anotar que, dentro de los cálculos realizados para la determinación de los cargos de uso del sistema EEPPM, la empresa informó de unos porcentajes de utilización compartida con la Empresa Antioqueña de Energía, de algunas subestaciones de conexión al Sistema de Transmisión Nacional, así como de la utilización exclusiva por parte de EADE de algunas subestaciones dentro del sistema de EEPPM. Esta información fue objetada por la Empresa Antioqueña de Energía dentro del Recurso de Reposición presentado por esa empresa contra la Resolución CREG-165 de 1997.

Posteriormente, las dos empresas llegaron a un acuerdo sobre la proporción en que cada una de ellas hace uso de las subestaciones Ancón Sur, Barbosa, El Salto, Guadalupe IV, Malena, Occidente, Oriente y Playas, que sirven de conexión al Sistema de Transmisión Nacional, así como de las subestaciones Caucasia, Cocorná, Córdoba, Puerto Nare, Ríonegro y Yarumal. De tal acuerdo se informó a la Comisión mediante las comunicaciones 0161951 del 27 de noviembre de 1997 y 0163889 del 23 de enero de 1998, suscritas por Director de Planeación de EADE, y así fue considerada para resolver los recursos de reposición presentados por las dos empresas, con excepción de la subestación Caucasia, la cual forma parte del Sistema de Transmisión Regional y/o Distribución Local operado por la Empresa Antioqueña de Energía.


RESPECTO AL MOTIVO 2 DE INCONFORMIDAD


Dado que la empresa argumenta en este punto que los costos de reposición a nuevo utilizados por la misma para la valoración de sus líneas y redes, aéreas y subterráneas, y de los transformadores de distribución, corresponden a costos de mercado y, por lo tanto, se deben respetar tales costos para el cálculo de los cargos de uso de su sistema, la Comisión decidió decretar pruebas sobre los precios de mercado de la infraestructura eléctrica de esa empresa en particular, para lo cual, con Comunicación No. 079 del 14 de enero de 1998, solicitó al representante legal de las Empresas Públicas de Medellín:

1. Información certificada sobre las licitaciones de adquisición de materiales, construcción y montaje de líneas aéreas a 110 kV, realizadas por la empresa durante los últimos cinco años. Para cada licitación se deben detallar las especificaciones técnicas, las cantidades finalmente recibidas, así como los pagos efectivos (discriminados en el tiempo) realizados por la empresa.

2. Información certificada sobre las licitaciones de adquisición de materiales, construcción y montaje de líneas aéreas y subterráneas a 44 kV, realizadas por la empresa durante los últimos cinco años. Para cada licitación se deben detallar las especificaciones técnicas, las cantidades finalmente recibidas, así como los pagos efectivos (discriminados en el tiempo) realizados por la empresa.

3. Información certificada sobre las licitaciones de adquisición de materiales, construcción y montaje de líneas aéreas y subterráneas a 13.2 kV, realizadas por la empresa durante los últimos tres años. Para cada licitación se deben detallar las especificaciones técnicas, las cantidades finalmente recibidas, así como los pagos efectivos (discriminados en el tiempo) realizados por la empresa.

4. Información certificada sobre las licitaciones de adquisición de materiales, construcción y montaje de líneas aéreas y subterráneas en el nivel de baja tensión, realizadas por la empresa durante los últimos tres años. Para cada licitación se deben detallar las especificaciones técnicas, las cantidades finalmente recibidas, así como los pagos efectivos (discriminados en el tiempo) realizados por la empresa.

5. Información certificada sobre las licitaciones de adquisición de transformadores de distribución, con sus respectivas protecciones, y montaje de los mismos, realizadas por la empresa durante los últimos tres años. Para cada licitación se deben detallar las especificaciones técnicas, las cantidades finalmente recibidas, así como los pagos efectivos (discriminados en el tiempo) realizados por la empresa.

Las Empresas Públicas de Medellín respondieron esta solicitud de información con la Comunicación No. 736254 del 5 de febrero de 1998 firmada por el representante legal, y complementada con la comunicación No. 739586 del 23 de febrero y un fax de marzo 3 de 1998, aclarando algunos aspectos de la información enviada.

A continuación se efectúa un análisis de los argumentos de la empresa, a la luz de las pruebas decretadas, y de la información suministrada en desarrollo de tales pruebas:

1. LÍNEAS SUBTERRÁNEAS A 110 kV, 44 kV, 13.2 kV y 600 V.
1.1. Infraestructura Eléctrica
1.2. Canalizaciones y Cámaras para Red Subterránea 2. LÍNEAS AÉREAS A 110 kV, 44 kV, 13.2 kV y 600 V.
Para las líneas aéreas a 110 kV, las Empresas Públicas de Medellín, dentro de las pruebas decretadas, solo suministra información de la contratación directa CD-2695, para el montaje de 4.2 kms de línea a doble circuito entre las subestaciones Belén, Rodeo y envigado; información que no aporta elementos de juicio adicionales para que la Comisión modifique los valores utilizados en el cálculo de los cargos de uso de ese sistema aprobados en la Resolución CREG-169 de 1997.

Para las líneas aéreas a 44 kV, 13.2 kV y 600 V, las Empresas Públicas de Medellín, dentro de las pruebas decretadas, suministraron información de los costos de las unidades constructivas típicas de redes aéreas en los diferentes niveles de tensión, contratadas y pagadas por la empresa en 42 (cuarenta y dos) licitaciones o contratos, que comprenden el suministro y montaje de cada una de las unidades constructivas.

Por otra parte, suministraron el detalle de las unidades constructivas representativas de los diferentes tipos de red aérea existentes en el sistema de la empresa. En este aspecto, es importante resaltar que la empresa incluye dentro de los costos de red, costos relacionados con traslados de líneas telefónicas y de elementos del alumbrado público, los cuales no pueden ser incluidos dentro de las actividades de transporte regional y/o distribución local de energía eléctrica, todo lo cual incluso ha sido ratificado por el Honorable Consejo de Estado; igualmente, incluye costos de traslado de líneas secundarias, cuando estas líneas se costean en forma independiente, y costos de traslado de acometidas de los usuarios, cuando son los mismos usuarios los que pagan por la acometida, lo que implicaría que estos últimos paguen por algo que de por si es de su propiedad.

Al tomar el promedio de los valores pagados por la empresa en los contratos reportados, debidamente actualizados, aumentados en un 8% por concepto de costos de ingeniería y administración típicos de este tipo de redes, y aplicarlos a las diferentes unidades constructivas, resultan los siguientes valores de reposición a nuevo de las redes aéreas de EEPPM, que se comparan con los reportados inicialmente por la empresa, y con los costos máximos establecidos en la Resolución CREG-155 de 1997 (todos los valores en precios de diciembre de 1996):



Línea o Circuito
EEPPM Nuevo
$ millones/km
EEPPM Inicial
$ millones/km
Resolución 155
$ millones/km
44 kV Urbana 266.8 MCM
31.85
43.94
35.3
44 kV Urbana 1/0
26.35
38.52
35.3
13.2 kV Industrial 266.8 MCM
22.32
41.07
27.0
13.2 kV Industrial 1/0
16.82
30.56
27.0
13.2 kV Industrial 2
15.57
29.55
27.0
13.2 kV Residencial 266.8 MCM
22.06
31.81
27.0
13.2 kV Residencial 1/0
16.56
26.30
27.0
13.2 kV Residencial 2
15.31
25.29
27.0
13.2 kV Residencial Cub 266.8
21.68
37.42
27.0
13.2 kV Residencial Cub 1/0
21.38
31.31
27.0
13.2 kV Rural 266.8 MCM
20.72
28.69
N.D.
13.2 kV Rural 1/0
15.22
23.24
15.6
13.2 kV Rural 2
13.97
22.23
15.6
7.6 kV Urbana 1/0
11.58
19.20
11.6
7.6 kV Urbana 2
10.76
18.60
11.6
7.6 kV Urbana Cub 1/0
11.42
21.06
11.6
7.6 kV Rural 1/0
5.71
9.38
11.6
7.6 kV Rural 2
4.87
8.79
11.6
600 V Urbana
15.24
19.85
17.9
600 V Urbana Canalizada
9.771
18.29
17.9
600 V Industrial
8.221
21.29
17.9
600 V Rural
7.72
10.04
12.0
En estos costos, la empresa debe haber cometido un error al conformar la unidad constructiva, ya que es de esperar que este tipo de redes tenga un valor igual o superior a la urbana.
Concordancia : Resolución-CR169-97-Art:1-2

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Ultima actualización: 10/20/2014 03:39:10 PM