RESOLUCIÓN 75 DE 2005

(julio 6)

Diario Oficial No. 46.017 de 31 de agosto de 2005

COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS

Por la cual se decide sobre la solicitud de revisión de los cargos aprobados mediante la Resolución CREG-054 de 2003, presentada por Electrocosta.

LA COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS,

en ejercicio de sus atribuciones legales, en especial las conferidas por las Leyes 142 y 143 de 1994, y en desarrollo de los Decretos 1524 y 2253 de 1994,

CONSIDERANDO:

1. ANTECEDENTES

Mediante la Resolución CREG-082 se adoptaron por la Comisión de Regulación de Energía y Gas los principios generales y la metodología para el establecimiento de los cargos por uso de los Sistemas de Transmisión Regional y Distribución Local.

En cumplimiento de lo dispuesto en dicha Resolución, la sociedad Electrificadora de la Costa Atlántica S. A. ESP (en adelante Electrocosta) sometió a aprobación de la Comisión de Regulación de Energía y Gas su estudio de cargos para remunerar el servicio de distribución que presta.

Cumplido el trámite previsto en la Resolución CREG-082, mediante Resolución CREG-054 la Comisión aprobó el Costo Anual por el uso de los Activos de Nivel de Tensión 4, el costo anual de los activos de conexión al STN y los cargos máximos de los niveles de tensión 3, 2 y 1 de los Sistemas de Transmisión Regional (STR) y de Distribución Local (SDL) operados por Electrocosta, dando aplicación a la metodología definida en la Resolución CREG-082 de 2002.

2. LA SOLICITUD DE REVISION

Por comunicación del 18 de septiembre de 2003, el representante legal de la sociedad Electrificadora de la Costa Atlántica S. A. ESP, Electrocosta, solicitó "Revisar los cargos de distribución aprobados a Electrocosta mediante la Resolución número 055/03, para el período tarifario 2003-07, con el fin de ajustarlos de tal forma que se cumplan los criterios de eficiencia y suficiencia financiera establecidos por la ley".

La petición de revisión se funda en las razones que expone en su comunicación y que se pueden sintetizar de la siguiente forma:

La empresa solicitó a los consultores Mercados Energéticos efectuar un estudio con el fin de determinar cuáles serían los cargos de distribución suficientes para la empresa asumiendo condiciones de eficiencia para el período 2003-2007. Durante dicho estudio se expidió la Resolución 073 de 2002 que contenía la propuesta de metodología para la determinación de los cargos de distribución para el período regulatorio 2003-2007 y posteriormente la Resolución 082 de 2002 que contenía la metodología finalmente aprobada. En cumplimiento de lo dispuesto por esta resolución, la empresa presentó la solicitud de fijación de cargos para el período tarifario 2003-2007. Dado que existían considerables diferencias entre la Resolución 082 y el estudio de Mercados Energéticos, la empresa solicitó a la Comisión de Regulación de Energía y Gas aprobar con carácter urgente, pero transitorio, los cargos de distribución, lo cual se produjo por Resolución CREG 055 de 2003. Esta resolución fue modificada por la resolución CREG 61 de 2003 en lo relativo a la senda de transición. De los estudios contratados por la empresa se concluye que los cargos aprobados son insuficientes para atender el mercado de Electrocosta en condiciones de eficiencia. Explicó que "Las razones por las cuales se presenta esta insuficiencia tienen que ver con las particularidades del mercado de Electrocosta, que no están cubiertas por la metodología de carácter general contenida en la Resolución 082 de 2002. En efecto esta metodología incorpora fundamentalmente criterios estadísticos y valores medios -representativos del conjunto- que pueden presentar distorsiones para las particularidades de algunas de las unidades de ese mismo conjunto". Aclara que no se pretende cambiar la metodología, sino que demostrada la insuficiencia financiera para cualquier empresa eficiente que atienda el mercado de Electrocosta, se realicen las consideraciones para corregir este efecto.

Como fundamentos jurídicos de su petición precisó que la Ley 142 de 1994 permite revisar la tarifa antes del cumplimiento del período establecido por la ley para la vigencia de la misma en los siguientes casos: por mutuo acuerdo entre la empresa y la comisión de regulación; cuando exista grave error de cálculo que lesione injustamente los intereses de los usuarios o de la empresa, o cuando exista un hecho de fuerza mayor o caso fortuito que afecte en forma grave la capacidad financiera de la empresa para continuar prestando el servicio.

En el presente caso se invoca el mutuo acuerdo de la empre sa y la Comisión de Regulación de Energía y Gas. Agrega que se trata en este caso de una facultad discrecional a la que es aplicable el artículo 36 del Código Contencioso Administrativo. De este modo, el ejercicio de dicha facultad discrecional debe enmarcarse en ciertos parámetros que son: la razonabilidad de la actuación del regulador en el caso específico y el cumplimiento de los requisitos de ley. La decisión del regulador debe evaluar la conveniencia de tomar una u otra medida, teniendo en cuenta tanto la posición del prestador del servicio como la del usuario, bajo criterios de razonabilidad y de proporcionalidad. En cuanto a la finalidad de la norma señala que el nuevo esquema de prestación de servicio está direccionado a incentivar la vinculación de capital al sector, por lo cual se deben diseñar y establecer señales económicas de manera cuidadosa, para lo cual el regulador debe obedecer al criterio de suficiencia en condiciones eficientes.

La finalidad de las normas que facultan a la Comisión para fijar tarifas busca motivar y asegurar la participación privada en la prestación de los servicios públicos y que se garantice la prestación eficiente y la calidad del servicio en el largo plazo. Por ello cuando la tarifa pone en peligro la sostenibilidad del servicio, hay la obligación de ajustarla.

Agrega que en comunicación S-2003-002643 del 1o de agosto de 2003, la Comisión manifestó que la metodología de estimación de cargos es de carácter general, pero que si existen aspectos particulares que afecten la viabilidad financiera, no previstos en la metodología general, la ley ha establecido los mecanismos para hacer los ajustes.

En cuanto al cumplimiento de los requisitos legales, hace referencia a conceptos rendidos a la Comisión de Regulación de Energía y Gas en los cuales se señala que si se decidiera modificar la fórmula tarifaria, la misma no puede vulnerar los criterios para definir el régimen tarifario contenido en el artículo 87 de la Ley 142.

Señala que para la modificación de los cargos para uso, habría tres alternativas que tendrían pleno respaldo jurídico: establecer una metodología especial para Electrocosta; fijar criterios regulatorios de eficiencia o de definición del mercado particulares para Electrocosta, o aprobar para esta no los costos medios sino los costos marginales, en la medida en que estos exceden los primeros.

Señala al efecto que en un concepto rendido a la CREG se expresó que se podría adoptar fórmulas tarifarias particulares para Ecogás siempre que resultaran conformes con la ley, bien considerando la situación particular de la empresa o como opciones tarifarias generales. Por lo anterior, en el caso de Ecogás se estudiaron dos situaciones particulares de dicha empresa que justificarían regulatoriamente adoptar criterios de eficiencia específicos y que se referían a la capacidad máxima potencial y la capacidad máxima a mediano plazo, y la particularidad de los costos del gasoducto. En ese caso la Comisión aplicó la metodología general pero adoptando criterios particulares para valorar la eficiencia de la inversión y el uso de los gasoductos.

Igualmente, señala que en la Comunicación S-2003-002643 de agosto de 2003 enviada a Asocodis, la Comisión de Regulación de Energía y Gas aceptó que en el evento en que los costos marginales puedan ser superiores a los costos medios podía darse la alternativa de fijar los cargos de distribución con base en sus costos marginales y no en sus costos medios.

De otra parte, en lo que se refiere a la suficiencia financiera señala que el artículo 87 de la Ley 142 de 1994 establece los criterios para determinar el régimen tarifario los cuales define en el mismo artículo.

Igualmente, la Ley 143 reitera los mismos criterios de la Ley 142 de 1994. Asimismo, esta ley contempla disposiciones específicas para la fijación de tarifas por acceso y uso de las redes, las cuales incluyen la viabilidad financiera.

De todo lo anterior concluye:

 "- Que el régimen tarifario debe obedecer a los principios de eficiencia y suficiencia financiera;

- Como lo expone la Corte Constitucional al analizar estos principios de ley, el de eficiencia se refiere a las condiciones bajo las cuales deben establecerse los costos del servicio, refiriéndolos a la situación que se presentaría en un mercado competitivo; el de suficiencia se refiere a los factores sobre los cuales aplican tales condiciones, e incorpora un aspecto dinámico en el sentido que la tarifa debe procurar no solo que en el largo plazo las empresas prestatarias sean sostenibles, sino además el mejoramiento permanente del servicio.

- De esta forma se concilian los intereses de los usuarios y de la empresa que presta el servicio: asegurando al primero los precios que más se acerquen a los que estarían determinando en un mercado competitivo, pero garantizando igualmente la sostenibilidad y permanente mejoramiento del servicio.

- Estos principios deben ser referidos a una empresa eficiente, según área de distribución comparable, teniendo en cuenta las características propias de la región; es decir, estos principios deben ser considerados en relación a las características particulares de los mercados atendidos por las diferentes empresas".

Hace referencia al estudio elaborado por Mercados Energéticos, que tiene por finalidad calcular las tarifas suficientes para una empresa eficiente que atienda el mercado de Electrocosta. Dicho estudio parte de la demanda del mercado de Electrocosta para construir la red óptima y determinar los costos de administración, operación y mantenimiento eficientes.

Según lo expuesto en la solicitud, la metodología del citado estudio se puede resumir de la siguiente forma:

- Determinación de una red óptima para atender la demanda en el año 2007, la cual valoraron "con los costos de unidades constructivas definidos por la CREG".

- Determinación de los gastos de AOM eficientes, utilizando la metodología "Empresa Modelo" y "Areas de Distribución Típicas". A partir de un listado de actividades requeridas para la administración, operación y mantenimiento de la red óptima definida, estableciendo el costo de cada área de prestación del servicio.

- Determinación de la energía útil para el año 2007 considerando la recuperación de pérdidas no técnicas por parte de la empresa según los niveles definidos por la CREG.

- Con estos parámetros, calcularon "la tarifa eficiente y suficiente para el año 2007 y se ajustó por los niveles de pérdidas y el factor de productividad definidos por la regulación para llegar a la tarifa del año 2003".

Agrega que esta metodología es distinta a la adoptada en la Resolución 082 de 2002 pero conserva los criterios de eficiencia para determinar los costos de los activos, pérdidas reconocidas y factor de productividad. Se aparta de ella en cuanto establece c uáles serían los activos y costos AOM eficientes para remunerar el mercado de Electrocosta.

Dicho estudio indica que los valores y parámetros de la Comisión de Regulación de Energía y Gas, aun conservando los valores de costos eficientes, se apartan de lo que daría un resultado de suficiencia financiera.

La metodología propuesta por Mercados Energéticos podría ser adoptada por la CREG, según lo expuesto anteriormente, y permitiría establecer una tarifa eficiente/suficiente y cumpliría con todos los postulados legales.

Por otra parte, se anexó el estudio de la doctora Carmenza Chaín, el cual analiza los conceptos de suficiencia y eficiencia económica y señala que en el caso de la actividad de distribución los criterios de eficiencia y suficiencia financiera se cumplen con la fijación de tarifas que remuneren el costo medio, pero que cuando este es inferior al costo marginal debe remunerarse este último para no sacrificar la suficiencia financiera. Por lo cual considera que en el caso de Electrocosta debe remunerarse el costo marginal.

Concluye que los cargos de distribución aprobados por la CREG resultan inferiores a los que producirían la suficiencia financiera para el desarrollo de la actividad de manera eficiente, por lo cual debe concluirse que Electrocosta tiene particularidades no capturadas por los valores medios y el bench marking que establece la metodología regulatoria.

Por todo lo anterior se expresa:

"Los cargos de distribución aprobados por la CREG para Electrocosta resultan inferiores a los que producirían suficiencia financiera para el desarrollo de la actividad de manera eficiente con lo que:

Cabe deducir que Electrocosta tiene particularidades no capturadas por los valores medios y bench marking que establece la metodología regulatoria.

El estudio presentado muestra la insuficiencia financiera, en condiciones de eficiencia, de los cargos aprobados, debido a que los criterios de eficiencia aplicados y la red determinada por la metodología no se adaptan a las condiciones específicas de los mercados servidos por Electrocosta.

Es imprescindible fijar tarifas suficientes para una empresa eficiente operando en el mercado de Electrocosta por imperativo legal y para poder hacer sostenible la actividad de distribución en la zona.

Para establecer tarifas suficientes para una empresa eficiente operando en el mercado de Electrocosta resulta necesario realizar consideraciones particulares que acerquen los cargos a los costes necesarios para suministrar el mercado.

La insuficiencia financiera, llevaría a las empresas a la inviabilidad en muy breve plazo y por lo tanto, pondría en riesgo el suministro de energía eléctrica en la Costa Atlántica. Por otra parte comprometería la sostenibilidad de la actividad en el futuro independientemente del grado de eficiencia con que se desempeñe.

Se solicita a la CREG que revise, de común acuerdo con la empresa, los cargos D fijados para la empresa Electrocosta, adoptando las consideraciones particulares que considere más adecuadas, de manera que los cargos no generen una situación de insuficiencia financiera".

A dicha petición además del estudio elaborado por la sociedad Mercados Energéticos y por la doctora Carmenza Chaín, se acompaña uno que hace referencia a las particularidades de la zona. En tal documento se señala la dispersión de la población. También se indica que en los casos en que el índice de calidad de vida está en 60 y el nivel de necesidades bási cas insatisfechas entre 30% y 40%, se forman niveles de pérdidas de energía que superan el 35%. Asimismo, se hace referencia a que la contaminación salina implica mayores costos de mantenimiento, por lo que debe reconocerse este mayor valor de gastos.

3. TRAMITE DE LA SOLICITUD

3.1. La actuación inicial de la Comisión de Regulación de Energía y Gas

Por providencia del 24 de noviembre de 2003 la Directora Ejecutiva de la Comisión de Regulación de Energía y Gas decidió:

"Avocar el conocimiento de las presentes diligencias tendientes a:

"- Decidir la solicitud de revisión de los cargos de distribución aprobados a la empresa Electrificadora de la Costa Atlántica S. A. ESP mediante la Resolución CREG 054 de 2003, previo el análisis de sus fundamentos de hecho y de derecho.

- Decidir si como consecuencia de los análisis realizados y de las pruebas e informaciones aportadas, los valores aprobados mediante la Resolución CREG 054 de 2003 deben ser modificados".

En la misma providencia se dispuso ordenar la publicación en un periódico de amplia circulación de un extracto de la petición, en cumplimiento de lo dispuesto por los artículos 15 y 16 del Código Contencioso Administrativo.

A través de la comunicación S-2003-03650 del 24 de noviembre de 2003, la Dirección Ejecutiva puso en conocimiento de la empresa solicitante la admisión de la solicitud, y le remitió el texto de la publicación que debía hacer para dar cumplimiento al artículo 15 del Código Contencioso Administrativo.

El día 1o de diciembre de 2003, la empresa allegó copia del ejemplar del diario La República del jueves 27 de noviembre del mismo año, en el cual se insertó la publicación ordenada por la Comisión.

Mediante auto del día 26 de enero de 2004, la Directora Ejecutiva dispuso citar a la empresa para que precisara en detalle el alcance de su solicitud, y aclarara varios puntos en que se sustenta la misma.

El 27 de enero de 2004 se realizó en la Sala de Juntas de la Comisión de Regulación de Energía y Gas una reunión a la cual asistieron la directora ejecutiva, los expertos comisionados, funcionarios de las empresas Electrocosta y Electricaribe y asesores de la Comisión de Regulación de Energía y Gas, con el fin de que los representantes de las sociedades precisaran en detalle el alcance de las solicitudes de modificación de los cargos y aclararan varios puntos en que se sustentan las mismas.

En dicha diligencia los representantes de Electrocosta y Electricaribe manifestaron que no pretendían que se cambiara la metodología general y que los cargos no producen suficiencia financiera porque no se logra captar las particularidades de las zonas de la costa. Agregaron que con la metodología general, y la revisión de algunos de los parámetros tenidos en cuenta para el cálculo de los mismos de tal manera que se reflejen condiciones especiales de su operación, se podría lograr el cargo que lleve a la suficiencia financiera. Finalmente se expresó en dicha acta:

"Una vez analizado lo anterior, se concluyó, por parte de los representantes de las empresas solicitantes, que en síntesis se podría obtener la suficiencia financiera, mediante:

- La revisión de la composición urbano-rural determinada por los factores PDUj y PDRj de que trata la Resolución CREG 082 de 2002.

- Revisión de los cargos AOM con base en las particularidades de los mercados atendidos por las empresas.

- Revisión de costos de AOM de acuerdo con el estudio de salinidad presentado por Electrocosta y Electricaribe".

En sesión del 14 de abril de 2004 se presentó a la Comisión de Regulación de Energía y Gas un documento sobre la revisión tarifaria de Electrocosta y Electrocaribe.

Por decisión del 15 de abril de 2004, la Directora Ejecutiva, teniendo en cuenta lo dispuesto por la Comisión de Regulación de Energía y Gas en su sesión del 14 de abril de 2004, decidió poner en conocimiento de la empresa solicitante y de los terceros interesados, el documento que contiene los análisis del Comité de Expertos sobre los puntos de la solicitud de modificación de cargos relacionados con la composición urbano-rural, accesibilidad y salinidad. Igualmente, se señaló que el derecho de contradicción en relación con este documento, podría ser ejercido dentro del término de tres (3) días calendario siguientes a la fecha de recibo del documento. Asimismo, se dispuso requerir a la empresa para que aportara a la actuación toda la información que tenga disponible sobre condiciones de subnormalidad en la prestación del servicio de distribución de energía eléctrica a través de los sistemas que opera, para lo cual se convocaría a una reunión en las oficinas de la Comisión de Regulación de Energía y Gas. También se dispuso solicitar a la Superintendencia de Servicios Públicos y al Ministerio de Minas y Energía con destino a la actuación toda la información que tengan disponible sobre las condiciones de subnormalidad en la prestación del servicio de distribución de energía eléctrica a través de los sistemas que opera Electrocosta y los demás operadores de Red establecidos en el país.

Por comunicación del 15 de abril de 2004, la Directora Ejecutiva remitió a las empresas copia del documento que contiene los análisis del Comité de Expertos sobre los puntos de la solicitud de modificación de cargos, relacionados con la composición urbano-rural, dispersión, accesibilidad y salinidad.

El día 15 de abril de 2004 se realizó una reunión en las oficinas de la Comisión de Regulación de Energía y Gas con los expertos comisionados Sandra Stella Fonseca, Ana María Briceño y Jaime Alberto Blandón Díaz y representantes de las empresas Electricaribe y Electrocosta, así como asesores de la Comisión de Regulación de Energía y Gas. En dicha reunión se informó sobre la decisión de la Comisión de Regulación de Energía y Gas y se entregó copia del documento "Análisis del Comité de Expertos sobre las particularidades expuestas por Electrocosta S. A. ESP a través de la solicitud de revisión de cargos de distribución" y "Análisis del Comité de Expertos sobre las particularidades expuestas por Electrocosta S. A. ESP a través de la solicitud de revisión de cargos de distribución". Igualmente, se informó que la Comisión decidió continuar con el análisis y solicitar a las empresas la información que tengan sobre el efecto de salinidad en los postes del nivel de tensión I y sobre las condiciones de subnormalidad que prestan las empresas, según su solicitud. El señor Víctor Cruz manifestó que los cargos aprobados no garantizan la suficiencia financiera y que las empresas han adoptado todas las medidas de gestión posibles, pero no son viables con las tarifas aprobadas y por ello pide a la Comisión que resuelva sus peticiones en el menor tiempo posible.

En cumplimiento de lo dispuesto por la decisión del 15 de abri l de 2004, en comunicaciones de la misma fecha se solicitó al Ministerio de Minas y a la Superintendencia de Servicios Públicos la información disponible sobre condiciones de subnormalidad en la prestación del servicio de distribución de energía eléctrica a través de los sistemas que opera Electrocosta y los demás operadores de red establecidos en el país.

En comunicación del 16 de abril de 2004, la Directora Ejecutiva informó a la Defensoría del Pueblo sobre las decisiones tomadas por la Comisión de Regulación de Energía y Gas en relación con las solicitudes de revisión de cargos por distribución presentados por las empresas Electrificadora de la Costa S. A. ESP y Electrificadora del Caribe S. A. ESP.

3.2. La recusación y la designación de expertos ad hoc

Por memorial de 19 de abril de 2004 y por conducto de su apoderado, Electrocosta recusó a los expertos comisionados Sandra Stella Fonseca Arenas, Jaime Alberto Blandón Díaz, Ana María Briceño y Ricardo Humberto Ramírez Carrero.

Como consecuencia de lo anterior, el expediente respectivo fue enviado al señor Presidente de la República. A su turno la Presidencia remitió el expediente a la Superintendencia de Servicios Públicos para que se diera aplicación al artículo 110 de la Ley 142 de 1994.

Por Resolución 001366 del 11 de mayo de 2004 la Superintendencia de Servicios Públicos decidió:

"ARTICULO PRIMERO. Declarar que los Expertos Comisionados de la CREG SANDRA STELLA FONSECA ARENAS, JAIME ALBERTO BLANDON DIAZ, ANA MARIA BRICEÑO Y RICARDO HUMBERTO RAMIREZ se encuentran incursos en la causal de recusación prevista en el artículo 150 numeral 12 del C.P.C. para decidir sobre las solicitudes de revisión tarifaria presentadas a la Comisión de Regulación de Energía y Gas por parte de Electrocosta S. A. ESP y Electricaribe S. A. ESP y, en consecuencia sepárase a estos funcionarios del conocimiento del presente asunto".

Por Resolución 2986 del 27 de octubre de 2004 se designaron como Comisionados Expertos ad hoc a los doctores JULIO VILLARREAL NAVARRO, JORGE MERCADO DIAZ, PABLO RODA FORNAGUERA y RAFAEL SARMIENTO LOTERO.

3.3. La intervención de terceros en la presente actuación administrativa

En desarrollo de lo dispuesto por la Directora Ejecutiva de la Comisión de Regulación de Energía y Gas, la empresa publicó un extracto de su solicitud en el diario La República del jueves 27 de noviembre de 2003.

Por comunicación del 23 de diciembre de 2003, la Defensoría del Pueblo remitió a la Comisión de Regulación de Energía y Gas una comunicación de los señores Marco Tulio Franco, José Navarro Muñoz y Paul García Hernández relacionada con la solicitud de revisión de las fórmulas tarifarias aprobadas, en la cual consideran que hubo errores en los cálculos y solicitan abrir a pruebas las nuevas fórmulas tarifarias aprobadas.

Por comunicación del 22 de enero de 2004, dirigida a los ciudadanos mencionados, la Comisión de Regulación de Energía y Gas se pronunció sobre la solicitud, aclarando el procedimiento que había adelantado para aprobar las tarifas y solicitando información a los peticionarios para adelantar la actuación que permitiría establecer si se cometieron graves errores de cálculo, advirtiendo sobre las consecuencias de no hacerlo en los términos del artículo 13 del Código Contencioso Administrativo. Asimismo, les informó que las empresas habían solicitado la revisión tarifaria por cuanto los cargos aprobados no garantizan la suficiencia financiera. Por lo cual se les indicó que si deseaban hacer se parte en tal actuación debían manifestarlo a la Dirección Ejecutiva de la Comisión de Regulación de Energía y Gas.

Por comunicación del 6 de febrero de 2004 los señores Marco T. Franco S., José Navarro Muñoz y Paul García Hernández, esbozaron unos aspectos que consideraban esenciales para no tener en cuenta la solicitud de revisión financiera por insuficiencia financiera de las empresas y solicitaron abrir a pruebas la petición de aumento tarifario de las empresas. A tal efecto señalaron que es necesario hacer un estudio de todos los activos y componentes a los que se refiere la Resolución 082 de 2002. Además, las empresas deben suministrar toda la información y permitir el acceso a las instalaciones a dichas personas, y se debe conceder un tiempo suficiente para realizar el estudio, elaborar y presentar el documento a esa entidad.

Mediante comunicación radicada en la CREG bajo el número E-2004-0905 de 2004 los señores Marco T. Franco, José Navarro y Paul García, como usuarios del servicio de energía eléctrica en la ciudad de Barranquilla, pidieron ser tenidos como terceros interesados en las actuaciones tendientes a resolver las solicitudes de modificación de cargos presentadas por Electrocosta y Electricaribe.

Igualmente, los señores Christian Fernández, Herman Fernández, Wilman Morales, Carlos De Laytz, Enrique Torres y Shirly Polo solicitaron a la comisión por comunicación E-2004-001667 reconocerlos como interesados en los trámites de revisión de los cargos de distribución de las empresas Electrocosta y Electricaribe y que se suspendan los términos a fin de abrir a pruebas sin términos especiales.

Por decisión del 16 de marzo de 2004, la Directora Ejecutiva de la Comisión de Regulación de Energía y Gas determinó negar la petición de los señores Christian Fernández Rivera, Herman Fernández, Carlos de Laytz Mendez, Wilman Morales Herazo, Enrique Torres y Shirly Polo Polo en relación con la actuación que se adelanta para resolver la solicitud de modificación de cargos por uso presentada por la Electrificadora de la Costa Atlántica S. A. ESP, por cuanto no acreditan la calidad de usuarios de esta empresa ni de Vocales de Control que ejerzan representación legal ante la misma.

Por providencia del 19 de marzo de 2004 se decidió negar las peticiones formuladas por los señores Marco T. Franco, José Navarro Muñoz, y Paul García Hernández, en relación con la actuación que se adelanta para resolver la solicitud de modificación de cargos por uso presentada por Electrificadora de la Costa Atlántica S. A. ESP, por cuanto no acreditan la calidad de usuarios de esta empresa, ni de vocal de control que ejerzan representación legal ante la misma".

3.4. Otras actuaciones realizadas

Por decisión del 22 de noviembre de 2004 se fijó el 1o de diciembre de 2004 para la celebración de una audiencia solicitada por la Electrificadora de la Costa S. A. ESP y Electrificadora del Caribe S. A. ESP decisión que se comunicó a las empresas solicitantes y a los terceros interesados.

El 10 de diciembre de 2004 se realizó en la Sala de Juntas de la Comisión de Regulación de Energía y Gas la reunión prevista a la cual asistieron Pablo Roda Fornaguera, Director Ejecutivo Ad hoc, Jorge Mercado Díaz, Julio Villarreal Navarro y Rafael Lotero, expertos comisionados ad hoc, Víctor Cruz, vicepresidente de las sociedades Electrocosta y Electricaribe, Germán Corredor Avella, gerente de regulación de dich as sociedades, Carmenza Chaín Alvarez y Angel Castañeda Manrique, asesores externos de las sociedades, William Murra Babum, usuario de Electrocosta, y Hugo Pacheco, coordinador ejecutivo de la Comisión de Regulación de Energía y Gas. En dicha reunión los representantes de las empresas explicaron el objeto de la solicitud de revisión de cargos y presentaron un documento que se anexa. Asimismo, presentaron un análisis sobre los orígenes de la insuficiencia financiera, señalando entre ellos los conceptos de ruralidad y de acotamiento de los activos y el porcentaje de gastos AOM establecidos en la Resolución 082 de 2002, así como el reconocimiento de gastos de operación y mantenimiento por salinidad y el tratamiento de las pérdidas de energía. Igualmente, explicaron los fundamentos jurídicos de su solicitud e hicieron referencia a las facultades de la Comisión y los principios para la determinación de tarifas establecidos en las Leyes 142 y 143 de 1994. También hicieron un resumen de los documentos presentados y expusieron las particularidades de los mercados atendidos por Electrocosta y Electricaribe en relación con ruralidad, acotamientos de los activos, mayores costos de O&M por dispersión de los mercados, O&M por salinidad y subnormalidad de los barrios. Precisaron que no se le pide a la Comisión de Regulación de Energía y Gas que valore estas particularidades de una manera determinada, sino que las tenga en cuenta como sustento técnico de la necesidad de calcular la remuneración con una metodología adecuada a las características especiales de los mercados que atienden las empresas. Asimismo, explicaron en detalle el documento presentado. También intervino el señor William Mura quien expresó que desde un principio las empresas sabían de las condiciones de los mercados atendidos y que la única duda era la relacionada con el cálculo del pasivo pensional. Agrega que en esta última materia las diferencias se resolverán en un tribunal de arbitramento o ante la justicia ordinaria. Expresa que nunca se escondieron las pérdidas de las empresas y que lo que pasó es que los inversionistas incurrieron en un error al pagar un sobreprecio de 250 millones de dólares, además en la liquidación de trabajadores pagaron un valor excesivo y no invirtieron en mejoramiento de infraestructura. Agrega que si se va a cambiar la metodología de costo promedio por el marginal los datos no pueden ser los promedios, sino que debe revisarse los costos de los municipios. Expresa que sería la única parte del mundo donde se reconocen pérdidas de los subnormales y que mediante decreto 3135 de 2004 se entregaron recursos para legalizar los subnormales. Realiza otras observaciones sobre los activos y reconoce los esfuerzos de las empresas y que no se puede regalar el servicio, pero agrega que es una región con pobreza muy grande y que la solicitud de aumento no se compadece con los esfuerzos para controlar la inflación. Señala que el problema es que la tarifa de los industriales es más baja que la que pagan los residenciales y que aquellos que contribuían al costo de prestación de servicios se han retirado y no están transfiriendo, dejando la carga en los industriales y comerciantes pequeños y a los usuarios residenciales.

En cuanto al tema de salinidad, finalmente las empresas manifestaron su interés en que se revise dicho factor pero expresaron que en el expediente hay suficiente información para decidirlo, por lo cual "retiran la exigencia de practicar la prueba pericial" y dejan por tanto a discreción de los expertos si consideran necesaria la prueba pericial sobre este punto concreto.

3.5. La información recaudada en la presente actuación administrativa

A su solicitud las empresas acompañaron el estudio elaborado por la empresa Mercados Energéticos y el elaborado por la doctora Carmenza Chaín.

Por comunicación del 10 de febrero de 2004 se remitió por la empresa Electrocosta un documento denominado "Información adicional a la solicitud de revisión de cargos de distribución por razones de insuficiencia financiera". En dicho documento se hizo un análisis comparativo de la ruralidad establecida por la Comisión de Regulación de Energía y Gas, se analizó la composición urbano rural del mercado atendido por Electrocosta, se examinaron los costos de administración, operación y mantenimiento, por razón de distancia y tiempos de desplazamiento, dispersión de la red y contaminación salina, se estudió la suficiencia financiera y la eficiencia en el uso de activos por la razón ya mencionada y el efecto de la subnormalidad en los cargos de distribución. En dicho documento se concluyó señalando que los cargos aprobados por la CREG conducen a una condición de insuficiencia financiera, y por ello se solicita revisar los siguientes elementos utilizados en el cálculo del cargo: la proporción de ruralidad, los costos AOM reconocidos en razón a la mayor dispersión del área atendida, los mayores costos de AOM por efectos de salinidad, el criterio de eficiencia de activos radiales y no radiales de nivel 4, y el impacto de subnormalidad para ajustar las pérdidas reconocidas.

Mediante comunicación radicada ante la CREG con el número 2004-001439 la apoderada general de la empresa Electrocosta remitió el informe de pruebas de salinidad en sitio de algunas muestras del área de Electrocosta denominado "Valoración del Nivel de Criticidad del medio ambiente sobre el sistema de aislamiento de la red de transmisión y distribución de energía eléctrica de Electrocosta S. A.".

El 15 de marzo de 2004 el Vicepresidente Corporativo de la empresa remitió a la Comisión información adicional sobre las características de ruralidad y dispersión del área que atiende.

Por comunicación del 12 de abril de 2004, la Corporación para la Investigación de la Corrosión envió los siguientes documentos "Matriz de Corrosión en el sector eléctrico", "Escala de Agresividad Sabanalarga (Atlántico) - San Carlos (Antioquia)", "Efecto de la Salinidad en Conductores ACSR" y "Durabilidad de las estructuras de concreto en ambientes salinos".

En comunicación del 19 de abril de 2004 se remitió por el Ministerio de Minas y Energía información sobre las condiciones de subnormalidad en la prestación del servicio de distribución de energía eléctrica a través de Electrocosta y Electricaribe.

Por comunicación del 19 de abril de 2004 la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios remitió la información de la Superintendencia reportada por los operadores de Red sobre las zonas especiales, a saber: áreas rurales de menor desarrollo, zonas de difícil gestión y subnormales.

Por comunicación del 19 de abril de 2004 las empresas enviaron un CD con la información solicitada sobre las condiciones de subnormalidad en la prestación del servicio de distribución de energía a través de los sistemas que opera Electrocosta.

Por comunicación del 7 de mayo de 2004 se remitió a la Comisión de Regulación de Energía y Gas el informe "Concepto Técnico Sobre el Efecto de Salinidad en la Infraestructura de Transmisión y Distribución de Energía Eléctrica. Cables, Postes y Aisladores" elaborado por la Corporación para la Investigación de la Corrosión.

Por auto del 24 de noviembre de 2004 del Director Ejecutivo (falta firma en la copia 9) se dispuso solicitar a Electrocosta información financiera de los tres últimos años con el detalle que se señala en la comunicación.

Por comunicación del 30 de noviembre de 2004 el vicepresidente ejecutivo de las sociedades Electrocosta y Electricaribe se refirió a la revisión de cargos por el reconocimiento de gastos adicionales por administración, operación y mantenimiento en las zonas en las cuales se hace evidente el efecto corrosivo de la contaminación salina. A dicha comunicación se aportaron los estudios adelantados por Electrocosta y Electricaribe, así como la información aportada en el año 2001 por ISA y Transelca con el mismo propósito. Agregó que dicha información es suficiente para demostrar la necesidad de reconocer el gasto adicional de AOM por contaminación salina en todos los departamentos de la Costa Atlántica y en todos los niveles de tensión.

Por comunicación del 27 de enero de 2005 se solicitó a Electrocosta y Electricaribe información financiera del año 2004.

Por comunicación del 3 de febrero de 2005, las empresas remitieron los informes anuales de gestión de Electrocosta y Electricaribe por los años 1998, 1999 y 2000, flujo de caja discriminado, contratos de deuda, inversiones realizadas e información de cartera.

Por Resolución 14 de 3 de marzo de 2005 la Comisión de Regulación de Energía y Gas decretó una prueba pericial con el fin de determinar con base en los documentos que obran en el expediente de revisión tarifaria de Electrocosta S. A. ESP si con la información científica y técnica disponible sobre los efectos de la corrosión en la infraestructura y equipos de los sistemas de distribución de energía eléctrica es posible obtener un resultado más aproximado que el presentado por el Comité de Expertos de la CREG y en caso afirmativo cuál hubiera sido el procedimiento para llegar a ese resultado. Para tal efecto se designó a la Universidad de Antioquia-Facultad de Ingeniería.

Por comunicación del 9 de marzo de 2005 se solicitó a las empresas una serie de información sobre activos desagregada por nivel de tensión. Por comunicación del 16 de marzo de 2005, las empresas enviaron dicha información.

Por comunicación del 4 de abril de 2005 la Universidad de Antioquia designó al profesor Carlos Enrique Arroyave como responsable del informe correspondiente.

Por comunicación del 5 de abril de 2005 las empresas enviaron la información correspondiente a los gastos de Electricaribe y Electrocosta de los años 2002, 2003 y 2004.

Por auto del 6 de abril de 2005 se dispuso solicitar una información a la Electrificadora de la Costa sobre una muestra de Circuitos de nivel 1 y se designaron varios asesores para que presenten un informe técnico sobre una muestra de circuitos para determinar si la información suministrada por la empresa corresponde a las mediciones en un 95% de los circuitos.

Por comunicación del 18 de abril de 2005 las empresas remitieron la presentación realizada el 1o de diciembre de 2004 en las oficinas de la Comisión de Regulación de Energía y Gas, la presentación del 30 de marzo de 2005 realizada en las oficinas del Ministerio de Minas y Energía y la comunicación enviada el 5 de abril de 2005 al comisionado Rafael Sarmiento.

Por comunicación del 13 de mayo de 2005 las empresas enviaron la respuesta a la comunicación S-2005-001273 dirigida a Electrocosta con anexo de Descripción de Proyectos de Inversión; respuesta a la comunicación con radicación S-2005-001273 dirigida Electrocosta con anexo Descripción de Proyectos de Inversión, y CD Costos y gastos por procesos y cuenta PUC para los años 2002, 2003 y 2004 Electrocosta Electricaribe S. A. ESP y solicitud de revisión tarifaria a 12 de mayo de 2005.

Por comunicación del 12 de mayo de 2005 se dio respuesta por la empresa Electrocosta a la solicitud de aclaraciones de información elaborada por la Comisión de Regulación de Energía y Gas.

La Universidad de Antioquia remitió el documento denominado "Peritaje sobre el efecto de la salinidad dentro de la actuación administrativa para resolver la solicitud de revisión de los cargos por uso aprobados mediante las Resoluciones CREG 054 y 055 de 2003", cuyo contenido es analizado más adelante en la presente resolución.

De dicho informe se dio traslado a la Electrificadora de la Costa Atlántica S. A. ESP y a los usuarios reconocidos como parte interesada por el término de tres (3) días. Igualmente, se dio traslado del informe técnico rendido por funcionarios de la CREG.

En comunicación del 17 de junio de 2005 la empresa Electrocosta se refiere al dictamen presentado por la Universidad de Antioquia y concluye que el resultado del mismo confirma que los planteamientos de las empresas son válidos.

Por comunicación del 9 de junio de 2005, las empresas Electrocosta y Electricaribe manifestaron hacer énfasis en algunos aspectos de su solicitud y se refirieron a la ruralidad, a los gastos AOM reconocidos, a los gastos AOM adicionales por contaminación salina, al acotamiento del ingreso de los niveles de tensión 4, 3 y 2 y al efecto de la subnormalidad en los cargos de distribución.

3.6. La objeción por error grave

Por memorial presentado el 19 de abril de 2004, por conducto de su apoderado, Electricaribe objetó por error grave determinante de sus conclusiones el documento titulado "Análisis del Comité de Expertos sobre las particularidades expuestas por Electrocosta S. A. ESP a través de la solicitud de revisión de cargos de distribución".

En dicho documento se señaló que tal escrito es uno de aquellos informes técnicos o peritación a que se refiere el artículo 243 del Código de Procedimiento Civil y que en tal caso el traslado es por tres días hábiles y no calendario y en cada caso se señala porque se considera que existe error grave.

Para demostrar dichas objeciones se solicitó decretar un dictamen pericial para estudiar la solidez de los estudios acompañados, la existencia de condiciones de salinidad en el área servida por la empresa, la existencia de condiciones de ruralidad y dispersión en la empresa y la configuración de las circunstancias que constituyen error grave.

El 21 de abril de 2004, el apoderado de Electrocosta remitió una comunicación señalando que dado el poco tiempo concedido se habían cometido algunos errores en la información enviada remitió un documento denominado "Anexo I ERRORES GRAVES DEL DOCUMENTO ANALISIS DEL COMITE DE EXPERTOS SOBRE LAS PARTICULARIDADES EXPUESTAS POR ELECTROCOSTA ESP A TRAVES DE LA SOLICITUD DE REVISION DE CARGOS POR DISTRIBUCION".

3.7. El material probatorio aportado al proceso y las solicitudes de pruebas presentadas

En relación con el proceso administrativo el artículo 34 del Código Contencioso Administrativo establece que durante la actuación se podrán pedir y decretar pruebas y allegar informaciones sin requisitos ni términos especiales. Lo anterior obviamente teniendo en cuenta los principios generales que rigen el derecho probatorio. Así las cosas, para efectos de la oportunidad de decretar y practicar pruebas deben tenerse en cuenta los principios que rigen la materia y están consignados en el Código de Procedimiento Civil. De esta manera de acuerdo con el artículo 178 de dicho estatuto, no proceden las pruebas prohibidas o ineficaces, las que versen sobre hechos notoriamente impertinentes y las manifiestamente superfluas. Asimismo, respecto de ciertas pruebas el estatuto procesal permite al fallador decidir si a su juicio es o no necesaria la prueba teniendo en cuenta el resto del material probatorio. Tal es el caso de las inspecciones judiciales, las cuales puede negar el juez cuando considera que para la verificación de los hechos es suficiente el dictamen de peritos, o que es innecesaria en virtud de otras pruebas que existen en el proceso.

Ahora bien, en lo que se refiere a los dictámenes periciales que originalmente había solicitado la empresa para probar el error grave del informe de los expertos del cual se corrió traslado, debe observar la Comisión que de una parte la propia empresa en el curso de la actuación expresamente manifestó que retiraba la solicitud de practicar la prueba pericial, y de otro lado, que en aquellos aspectos en que la prueba se refería al análisis puramente técnico que corresponde a los expertos de la Comisión, la misma no era procedente.

4. EL AMBITO DE COMPETENCIA DE LA COMISION

En comunicación del 27 de junio de 2005, dirigida al Ministro de Minas y Energía, la empresa manifiesta que su solicitud no se ha restringido a puntos particulares, ni se ha renunciado a que se estudien otras posibles causas de insuficiencia detectada. Agrega que solicita un pronunciamiento sobre la gestión del mantenimiento y la reposición de las líneas sujetas a los acotamientos del modelo tarifario, así como en el caso de las líneas que atienden barrios subnormales cuando los ingresos aprobados no remuneran la totalidad de los costos de las mismas. Finalmente, manifiesta que espera contar con el estudio financiero integral que permita identificar la situación de insuficiencia o suficiencia financiera para la totalidad del período tarifario 2003-2007, basada en los cargos actuales y en los que finalmente se establezcan.

Sobre el particular considera necesario precisar la Comisión que para efectos de la presente decisión la misma se encuentra integrada por cuatro expertos ad hoc, los cuales fueron designados como consecuencia de la recusación presentada por Electricaribe y Electrocosta y que fue aceptada por la Superintendencia de Servicios Públicos por Resolución SSPD 1366 del 11 de mayo de 2004. En la resolución SSDP 2986 del mismo año se precisó que se designan expertos ad hoc "para que participen en las sesiones de discusión y decisión que convoque el Ministerio de Minas y Energía sobre las solicitudes de revisión tarifaria presentadas a la CREG por parte de Electrocosta S. A. ESP y Electricaribe S. A. ESP".

En esta medida, la Comisión así integrada solo puede adoptar decisiones sobre aquellas peticiones que fueron presentadas por las empresas mencionadas y por los motivos que las mismas expresaron.

Lo anterior se confirma, además, si se observa que la Superintendencia aceptó la recusación por la causal prevista en el artículo 150, numeral 12, del Código de Procedimiento Civil, esto es "haber dado el juez consejo o concepto fuera de actuación judicial sobre las cuestiones materia del proceso, o haber intervenido en este como apoderado, agente del Ministerio Público, perito o testigo". Por consiguiente, la causal de recusación se refiere especificamente al contenido de la solicitud presentada y al hecho de que en opinión de la Superintendencia en el documento de los expertos recusados "se consignan opiniones anticipadas que dada su significación y relevancia en la decisión final que haya de tener la solicitud de revisión tarifaria, implica la existencia de un preconcepto por parte de los expertos, quienes habrán de pronunciarse posteriormente sobre el mismo tema en la sesión de la Comisión".

Por consiguiente, el ámbito de actuación de la Comisión debe circunscribirse a la solicitud presentada y a los argumentos contenidos en ella en la forma como fue posteriormente delimitada en la reunión realizada el 27 de enero de 2004.

Así las cosas, esta Comisión, integrada por expertos ad hoc, no puede pronunciarse sobre aspectos distintos a los contenidos en las solicitudes presentadas por las empresas y que dieron lugar al documento por razón del cual fueron recursados los expertos ad hoc. Lo anterior obviamente no elimina la posibilidad de que las empresas soliciten la revisión con fundamento en otros elementos y en tal caso será la CREG integrada por sus expertos permanentes la que debe estudiar su solicitud.

5. MARCO NORMATIVO

Para efectos de la decisión que habrá de adoptarse considera procedente la Comisión hacer las siguientes precisiones sobre su marco normativo:

El artículo 126 de la Ley 142 de 1994 dispone:

"Vigencia de las fórmulas de tarifas. Las fórmulas tarifarias tendrán una vigencia de cinco años, salvo que antes haya acuerdo entre la empresa de servicios públicos y la comisión para modificarlas o prorrogarlas por un período igual. Excepcionalmente podrán modificarse, de oficio o a petición de parte, antes del plazo indicado cuando sea evidente que se cometieron graves errores en su cálculo, que lesionan injustamente los intereses de los usuarios o de la empresa; o que ha habido razones de caso fortuito o fuerza mayor que comprometen en forma grave la capacidad financiera de la empresa para continuar prestando el servicio en las condiciones tarifarias previstas.

"Vencido el período de vigencia de las fórmulas tarifarias, continuarán rigiendo mientras la comisión no fije las nuevas".

Como se desprende de este artículo, las fórmulas tarifarias pueden ser modificadas por las siguientes causas: porque exista acuerdo entre la empresa de servicios públicos y la comisión; porque se hayan cometido errores en su cálculo que lesionen injustamente los intereses de los usuarios o de la empresa, o porque existan razones de caso fortuito o fuerza mayor que comprometen en forma grave la capacidad financiera de la empresa para continuar prestando el servicio.

Así lo ha sostenido la Comisión de Regulación de Energía y Gas en diversos pronunciamientos.

En el presente caso, la empresa ha invocado como causa el mutuo acuerdo entre la empresa y la Comisión.

Ahora bien, la ley no precisa claramente qué criterios deben aplicarse en estos casos, por consiguiente se trata de una facultad discrecional. En efecto, de acuerdo con la jurisprudencia de la Corte Constitucional (sentencia C-031-95) "hay facultad o competencia discrecional cuando la autoridad administrativa en presencia de circunstancias de hecho determinadas, es libre (dentro de los límites que fije la ley) de adoptar una u otra decisión; es decir, cuando su conducta no esté previamente determinada por la ley".

Desde este punto de vista el artículo 36 del Código Contencioso Administrativo dispone que en la medida en que el contenido de una decisión sea discrecional "debe ser adecuada a los fines de la norma que la autoriza y proporcional a los hechos que le sirven de causa". Sobre este aspecto ha señalado la Corte Constitucional (Sentencia C-525-95): "Encontramos, pues, en la discrecionalidad, dos elementos; uno, la adecuación de la decisión a los fines de la norma que autoriza la facultad discrecional, y otro, la proporcionalidad con los hechos que sirvieron de causa. La adecuación es la correspondencia, en este caso, del contenido jurídico discrecional con la finalidad de la norma originante, en otras palabras, la armonía del medio con el fin; el fin jurídico siempre exige medios idóneos y coherentes con él. Por su parte, la proporcionalidad es con los hechos que le sirven de causa a la decisión, y no es otra cosa que la acción del hecho causal sobre el efecto jurídico; de ahí que cobre sentido la afirmación de Kelsen, para quien la decisión en derecho asigna determinados efectos jurídicos a los supuestos de hecho".

A lo anterior vale la pena agregar que el artículo 3o de la Ley 142 de 1994 establece que "Todas las decisiones de las autoridades en materia de servicios públicos deben fundarse en los motivos que determina esta ley; y los motivos que invoquen deben ser comprobables".

Asimismo, la Ley 143 de 1994 establece en su artículo 4o los criterios que debe tener en cuenta la autoridad al ejercer las atribuciones que confiere la ley y a tal efecto dispone:

"Artículo 4o. El Estado, en relación con el servicio de electricidad tendrá los siguientes objetivos en el cumplimiento de sus funciones:

a) Abastecer la demanda de electricidad de la comunidad bajo criterios económicos y de viabilidad financiera, asegurando su cubrimiento en un marco de uso racional y eficiente de los diferentes recursos energéticos del país".

De igual manera, el artículo 23 establece:

"Artículo 23. Para el cumplimiento del objetivo definido en el artículo 20 de la presente ley, la Comisión de Regulación de Energía y Gas con relación al servicio de electricidad tendrá las siguientes funciones generales:

a) Crear las condiciones para asegurar la disponibilidad de una oferta energética eficiente capaz de abastecer la demanda bajo criterios sociales, económicos, ambientales y de viabilidad financiera, promover y preservar la competencia.

En el sector eléctrico, la oferta eficiente tendrá en cuenta la capacidad de generación de respaldo, la cual será valorada por la Comisión de Regulación de Energía y Gas, según los criterios que establezca la Unidad de Planeación Minero-Energética en el p lan de expansión".

Desde este punto de vista, para la Comisión es claro que cualquier acuerdo al que se llegue con una empresa debe ajustarse a la finalidad de las Leyes 142 y 143 de 1994, fundarse sobre hechos debidamente acreditados y tener en cuenta lo dispuesto, por los artículos 87 de la Ley 142 y 44 de la Ley 143. De esta manera, las reglas que se adopten deben cumplir con los criterios de eficiencia económica, neutralidad, solidaridad, redistribución, suficiencia financiera, simplicidad y transparencia.

Ahora bien, la Ley 142 dispone:

"87.1. Por eficiencia económica se entiende que el régimen de tarifas procurará que estas se aproximen a lo que serían los precios de un mercado competitivo; que las fórmulas tarifarias deben tener en cuenta no solo los costos sino los aumentos de productividad esperados, y que estos deben distribuirse entre la empresa y los usuarios, tal como ocurriría en un mercado competitivo; y que las fórmulas tarifarias no pueden trasladar a los usuarios los costos de una gestión ineficiente, ni permitir que las empresas se apropien de las utilidades provenientes de prácticas restrictivas de la competencia. En el caso de servicios públicos sujetos a fórmulas tarifarias, las tarifas deben reflejar siempre tanto el nivel y la estructura de los costos económicos de prestar el servicio, como la demanda por este".

"87.2. Por neutralidad se entiende que cada consumidor tendrá el derecho a tener el mismo tratamiento tarifario que cualquier otro si las características de los costos que ocasiona a las empresas de servicios públicos son iguales. El ejercicio de este derecho no debe impedir que las empresas de servicios públicos ofrezcan opciones tarifarias y que el consumidor escoja la que convenga a sus necesidades".

"87.3. Por solidaridad y redistribución se entiende que al poner en práctica el régimen tarifario se adoptarán medidas para asignar recursos a fondos de solidaridad y redistribución, para que los usuarios de los estratos altos y los usuarios comerciales e industriales, ayuden a los usuarios de estratos bajos a pagar las tarifas de los servicios que cubran sus necesidades básicas".

"87.4. Por suficiencia financiera se entiende que las fórmulas de tarifas garantizarán la recuperación de los costos y gastos propios de operación, incluyendo la expansión, la reposición y el mantenimiento; permitirán remunerar el patrimonio de los accionistas en la misma forma en la que lo habría remunerado una empresa eficiente en un sector de riesgo comparable; y permitirán utilizar las tecnologías y sistemas administrativos que garanticen la mejor calidad, continuidad y seguridad a sus usuarios".

"87.5. Por simplicidad se entiende que las fórmulas de tarifas se elaborarán en tal forma que se facilite su comprensión, aplicación y control".

"87.6. Por transparencia se entiende que el régimen tarifario será explícito y completamente público para todas las partes involucradas en el servicio, y para los usuarios".

"87.7. Los criterios de eficiencia y suficiencia financiera tendrán prioridad en la definición del régimen tarifario. 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".

Asimismo, la Ley 143 de 1994 define también los principios apl icables en materia tarifaria, y a tal efecto señala, entre otros, los siguientes:

"Por eficiencia económica se entiende que el régimen de tarifas procurará que estas se aproximen a lo que serían los precios de un mercado competitivo, garantizándose una asignación eficiente de recursos en la economía, manteniendo a la vez el principio de solidaridad y redistribución del ingreso mediante la estratificación de las tarifas".

"Por suficiencia financiera se entiende que las empresas eficientes tendrán garantizada la recuperación de sus costos de inversión y sus gastos de administración, operación y mantenimiento, con el valor de las ventas de electricidad y el monto de los subsidios que reciban en compensación por atender a usuarios residenciales de menores ingresos".

En igual sentido, el artículo 45 de la Ley 143 de 1994 establece:

"Los costos de distribución que servirán de base para la definición de tarifas a los usuarios regulados del servicio de electricidad, por parte de la Comisión de Regulación de Energía y Gas, tendrán en cuenta empresas eficientes de referencia según áreas de distribución comparables, teniendo en cuenta las características propias de la región, tomarán en cuenta los costos de inversión de las redes de distribución, incluido el costo de oportunidad de capital, y los costos de administración, operación y mantenimiento por unidad de potencia máxima suministrada. Además, tendrán en cuenta niveles de pérdidas de energía y potencia característicos de empresas eficientes comparables".

Vale la pena destacar que en sentencia C-150-03 la Corte Constitucional expresó lo siguiente sobre los principios mencionados en materia tarifaria al analizar la Ley 142 de 1994:

"Se observa así que, de acuerdo con la definición citada, la eficiencia económica consiste en que:

i) Las tarifas de los servicios públicos se aproximen a lo que serían los precios de un mercado competitivo;

ii) Las fórmulas tarifarias tengan en cuenta los costos y los aumentos de productividad esperados;

iii) Los aumentos de productividad esperados se distribuyan entre la empresa y los usuarios tal como ocurriría en un mercado competitivo;

iv) Las fórmulas tarifarias no trasladen a los usuarios los costos de una gestión ineficiente;

v) Las empresas no se apropien de las utilidades provenientes de prácticas restrictivas de la competencia. La referencia que hace la norma en el sentido de que [e]n el caso de servicios públicos sujetos a fórmulas tarifarias, las tarifas deben reflejar siempre tanto el nivel y la estructura de los costos económicos de prestar el servicio, como la demanda por este versa sobre el ámbito de aplicación de los anteriores elementos".

"

"4.5.2.2.6. En conclusión, el numeral 87.1 del artículo 87 de la Ley 142 de 1994 contiene algunos de los elementos que, de acuerdo con la teoría económica de un mercado competitivo, caracterizan un mercado eficiente y las implicaciones que de este se derivan. En este orden de ideas, la Corte encuentra que el criterio de eficiencia descrito en la norma en cuestión, desarrolla la prescripción del artículo 365 Superior, según el cual es deber del Estado asegurar su prestación eficiente a todos los habitantes del territorio nacional".

Asimismo, sobre suficiencia financiera expresó la Corte Constitucional:

"De acuerdo con esta definición, la suficiencia financiera consiste en que las fórmulas tarifarias:

i) Garanticen la recuperación de los costos y gastos propios de operación, incluyendo la expansión, la reposición y el mantenimiento;

ii) Permitan remunerar el patrimonio de los accionistas en la misma forma en la que lo habría remunerado una empresa eficiente en un sector de riesgo comparable, y

iii) Permitan utilizar las tecnologías y sistemas administrativos que garanticen la mejor calidad, continuidad y seguridad a sus usuarios. Procede la Corte al análisis de cada uno de estos elementos, no sin antes resaltar que la suficiencia financiera es un criterio orientado no sólo a contemplar esos costos de mantenimiento de la prestación del servicio público domiciliario sino, además, de mejoramiento del mismo en cuanto se busca que se garanticen la mejor calidad, continuidad y seguridad para los usuarios".

"4.5.2.3.1. Dice la norma que las fórmulas tarifarias han de garantizar a las empresas la recuperación de los costos y gastos de la operación, de la expansión, de la reposición y del mantenimiento, es decir, de los recursos económicos que deben utilizar las empresas para proporcionar el servicio al mayor número posible de usuarios para alcanzar el principio de universalidad consagrado en el artículo 365 de la Carta. La medición de los costos y gastos que se requieren para la prestación del servicio, ha de tener como referencia los costos y gastos que tendría una empresa encargada de prestar el mismo servicio en un mercado competitivo, es decir, bajo condiciones de eficiencia con el mismo nivel de riesgo".

"Ello implica que las fórmulas tarifarias deben contener criterios sobre la adecuada administración de los recursos, que no podrán incluir gastos innecesarios o suntuosos y que cada costo o gasto sólo podrá ser contabilizado una vez, independientemente del concepto al que corresponda según los parámetros técnicos aplicables. La recuperación de costos y gastos impide que un mismo costo o gasto sea contabilizado dos o más veces, puesto que en dicho evento, no habría solo recuperación sino beneficios obtenidos en condiciones ineficientes, lo cual sería contrario al principio de eficiencia que, de acuerdo con el artículo 365 de la Constitución, ha de orientar la prestación de los servicios públicos. En este orden de ideas, la Corte encuentra que el criterio de recuperación de costos, según la definición contenida en la norma que se analiza, se ajusta, en principio, a la Constitución, sin perjuicio de otras posibles definiciones que el legislador pueda adoptar para el efecto, respetando también la Carta".

De otra parte vale la pena señalar que la Corte Constitucional en la misma sentencia expresó:

"4.5.2.4.1. La primera parte del numeral 87.7 del artículo 87 de la Ley 142 señala que [l]os criterios de eficiencia y suficiencia financiera tendrán prioridad en la definición del régimen tarifario. La Corte encuentra que esta expresión puede obedecer a que desde la perspectiva técnica, estos dos criterios son los que permiten determinar el costo del servicio. En efecto, desde esta perspectiva es necesario saber cuánto cuesta prestar el servicio a todos los usuarios -costos medidos con los criterios de eficiencia y suficiencia- antes de establecer cómo se distribuyen las cargas tarifarias entre los usuarios - de acuerdo principalmente con los principios de solida ridad y redistribución. No obstante, es claro que todas las disposiciones deben ser interpretadas de tal forma que tengan un efecto útil y un significado normativo, no meramente descriptivo de los pasos prácticos de un proceso técnico. De tal manera que es el sentido jurídico, no técnico, de esa prioridad que pasará a ser juzgado por la Corte".

"

"Como se anotó, la Corte juzgará la norma acusada en su sentido jurídico, no en cuanto podría describir los pasos de un proceso técnico. La expresión tendrán prioridad tiene un significado jurídico en la medida en que establece la prevalencia de unos criterios sobre otros. En efecto, cuando dos o más criterios de contenido jurídico entran en conflicto en un caso concreto, este puede ser resuelto de diversas maneras por el legislador. Una de ellas es buscar la armonización de los criterios enfrentados y otra consiste en darle prioridad a un criterio sobre otro, por ejemplo. En la norma acusada, el legislador optó por conferirle prioridad a los criterios de eficiencia económica y suficiencia financiera sobre los demás, es decir, sobre los criterios de neutralidad, solidaridad, redistribución, simplicidad y transparencia".

"Por ello, una interpretación jurídica de la primera frase de la norma que se juzga, podría conllevar a la idea de que en caso de contradicción entre los principios de eficiencia y suficiencia financiera con el de solidaridad, este último podría sacrificarse en aras de asegurar la efectividad de los otros dos, lo cual pugna con el artículo 367 de la Constitución que expresamente consagra que la solidaridad será uno de los criterios constitutivos del régimen tarifario de los servicios públicos, sin subordinarlo a ningún otro criterio".

"En este orden de ideas, la Corte declarará la inexequibilidad de la primera frase del numeral 87.7 del artículo 87 de la Ley 142 de 1994, según la cual [l]os criterios de eficiencia y suficiencia financiera tendrán prioridad en la definición del régimen tarifario".

De esta manera, los principios a los que se ha hecho referencia deben aplicarse en forma rigurosa en el proceso de modificación de la fórmula tarifaria.

Ahora bien, debe anotar la Comisión que debe observarse también el principio de igualdad. En efecto, el artículo 13 de la Constitución Política dispone en su primer inciso que "Todas las personas nacen libres e iguales ante la ley, recibirán la misma protección y trato de las autoridades y gozarán de los mismos derechos, libertades y oportunidades sin ninguna discriminación por razones de sexo, raza, origen nacional o familiar, lengua, religión, opinión política o filosófica".

Sobre este principio ha dicho la Corte Constitucional (sentencia T-540 de 2000):

"Así las cosas, de acuerdo con las voces del artículo 13 superior, las autoridades de la República deben dispensar a todas las personas la misma protección y trato, sin que haya lugar a discriminación alguna entre otras por razones de carácter religioso, racial, sexual, de condición económica o social. La Corte Constitucional al precisar los alcances del precepto a la igualdad, ha dejado sentado un criterio conforme al cual idénticos supuestos deben recibir igual trato, mientras que situaciones distintas es posible asignarles consecuencias diferentes".

"Siguiendo los postulados acogidos por la Corte, es conveniente anotar que no toda diferencia de trato conduce inevitablemente a la vulneración del derecho a la igualdad, haciéndose indispensable entonces, distinguir en cada caso concreto, sujeto a la consideración de los jueces de tutela, entre las diferencias que se hallan razonables y objetivamente fundadas y la discriminación que carezca de la aludida justificación, la cual se traduce en una conducta arbitraria e injusta que contradice la dignidad humana y obviamente la igualdad".

En particular en sentencia T-330 de 1993 se estableció:

"El artículo 13 de la Constitución consagra el principio de igualdad de todas las personas ante la ley. Este principio exige el mismo tratamiento para las personas que se encuentran cobijadas bajo una misma hipótesis y una diferente regulación respecto de aquellas que presentan características diversas, por las condiciones en medio de las cuales actúan, o por las circunstancias particulares que los afectan, pues unas u otras hacen imperativo que, con base en justificados criterios, el Estado procure el equilibrio, cuyo sentido en Derecho no es otra cosa que la justicia concreta".

"Para que sea admisible el trato diferente y por lo mismo constitutivo de una diferenciación constitucionalmente legítima, deben existir los siguientes requisitos:

- En primer lugar, que las personas se encuentren efectivamente en diferente situación de hecho;

- En segundo lugar, que el trato diferente que se les otorga tenga una finalidad;

- En tercer lugar, que dicha finalidad sea razonable, vale decir, admisible desde la perspectiva de los valores y principios constitucionales;

- En cuarto lugar, que el supuesto de hecho -esto es, la diferencia de situación, la finalidad que se persigue y el trato desigual que se otorga-, sean coherentes entre sí o, lo que es lo mismo, guarden racionalidad interna;

- Y en quinto lugar, que esa racionalidad sea proporcionada, de suerte que la consecuencia jurídica que constituye el trato diferente no guarde una absoluta desproporción con las circunstancias de hecho y la finalidad que la justifican".

Lo anterior implica que todas las empresas deben en principio tener el mismo tratamiento, por lo cual adoptada una fórmula tarifaria para las diversas empresas, dicha fórmula debe en principio aplicarse a todas. Sin embargo, como quiera que el principio de igualdad implica un tratamiento igual para los iguales y desigual para los desiguales, en cada caso concreto debe analizarse si hay o no situaciones que justifiquen un tratamiento diferente y solo en esta medida y para atender este factor distinto debe otorgarse un tratamiento diferente.

Ahora bien, en la medida en que exista un acto de carácter general aplicable a todas las empresas, para no aplicar dichas reglas en su integridad por razón de la existencia de condiciones particulares es necesario que se acrediten plenamente tales características. En virtud de los principios de derecho probatorio que igualmente son aplicables a las actuaciones administrativas, y en particular el de la carga de la prueba, es la empresa que solicita la modificación de los cargos la que debe demostrar las particularidades que justifican un tratamiento particular.

6. CONSIDERACIONES TÉCNICAS

Para efecto de determinar la procedencia de la solicitud de Electrocosta, la Comisión examina a continuación los tres puntos básicos de la solicitud de revisión tarifaria, luego de un completo análisis de la condición financiera de las empresas. De esta manera, en la primera sección se presenta el análisis financiero de las empresas, llevado a cabo por el Comité de Expertos ad hoc y en la segunda, junto con el detalle de los antecedentes del proceso de revisión tarifaria y de las posiciones sostenidas por las partes, se muestran los análisis y ejercicios realizados por los expertos ad hoc con el fin de aclarar los puntos en disputa.

El análisis que se presenta a continuación individualiza las particularidades de cada una de las solicitudes de revisión. Para efectos de robustez en el análisis se utilizó no solamente el estudio de las series de tiempo que se obtienen de los estados financieros de las entidades sino adicionalmente un "benchmark" sectorial que se basó en la consolidación de los estados financieros disponibles en el sistema SUI de todas las empresas de distribución y comercialización del sector eléctrico colombiano.

6.1. ANALISIS FINANCIERO DE LAS EMPRESAS

6.1.1. Análisis Horizontal y Vertical

Respecto a los activos de la compañía estos están representados principalmente en Propiedad, Planta y Equipo, que han sido en promedio el 57% del total de los activos. El nivel de activo corriente ha sido en promedio el 21%. En este sentido, la empresa presenta en los últimos años un mayor nivel de inversión en los activos productivos y una información menos influenciada por el valor de los activos intangibles que en los primero años resultaba ser muy elevada.

Cifras en miles de pesos colombianos

En cuanto a la financiación de la compañía (pasivo y patrimonio), la mayoría está representada en financiación vía terceros, es decir, mediante pasivos, los cuales han representado en promedio el 70.62% del total de los recursos de la empresa. La empresa pasó de un esquema de financiación 40%-60% en 1998, 1999 (pasivo-patrimonio) a uno de 90%-10% en 2004. En 2003 el esquema de financiación tuvo su mayor punto respecto a nivel de endeudamiento, ya que se presentó 92%-8%, y se ha mantenido en 2004. De esta forma se concluye que la compañía continúa presentando niveles de endeudamiento muy altos. La deuda a corto plazo ha tenido un peso promedio de 32% mientras que la de largo plazo en niveles cercanos al 38% con respecto a la estructura financiera. Esto quiere decir que se ha financiado con recursos tanto de corto como de largo plazo en este sentido.

Cifras en miles de pesos colombianos

Cifras en miles de pesos colombianos

De los pasivos de corto plazo, las Obligaciones Financieras eran las de mayor participación con respecto al total de financiación de la compañía hasta el 2003 (38% del total pasivos a corto plazo), y de los pasivos de largo plazo se destacan en promedio las Obligaciones Laborales (58% del total de pasivos a largo plazo). En los cuatro últimos años se destaca la aparición de BOCEAS como nueva forma de financiación a largo plazo, rubro que ha estado en niveles entre el 21% y el 53% con respecto al total de pasivos de largo plazo de la compañía.

Cifras en miles de pesos colombianos

Cifras en miles de pesos colombianos

Respecto al patrimonio, este ha representado en promedio el 30% de los recursos de la compañía, donde su composición principal ha estado en capital suscrito y pagado (49%), que ha sido contrarrestado en su participación de los recursos de la compañía por las utilidades negativas que se han presentado en los años producto de la actividad de operación. Las pérdidas acumuladas han aumentado significativamente a través de los años, y han pasado de niveles de participación (negativo) del 4% en 1999 a 53% en 2004.

Respecto al Estado de Resultados, se tiene que el total egresos operativos (costo de mercancía vendida y gastos de operativos) superaron los ingresos totales en todos los años analizados (1998-2003). Es decir, en estos años los ingresos operacionales no alcanzaron ni siquiera para recuperar dichos egresos. El principal aspecto que influyó en este sentido fue el costo de mercancía vendida, especialmente en los años 2000 a 2002, en los cuales este fue mayor que los ingresos totales operativos, y en el año 2003 estos representaron casi el 100% de dichos ingresos, en el año 2004 los costos de ventas y gastos operacionales representan el 100% de los ingresos operacionales. En este sentido se presentó una leve mejoría en los dos últimos años, en la medida en que la Utilidad Bruta resultó ser positiva, mostrando que en estos años los ingresos por ventas fueron superiores al costo de mercancía vendida pero aún siendo insuficientes para sopesar el nivel de gastos operativos totales.

La Utilidad antes de Intereses, Impuestos, Deprecaciones y Amortizaciones (más conocida en Inglés como Earnings Before Interest, Taxes, Depreciation and Amortization o EBITDA) presenta un comportamiento negativo para la mayoría de los períodos de operación, llegando a estar en valores inferiores a los menos 100 mil millones de pesos en los años 2000 y 2001. De esta forma la utilidad muestra la pérdida operacional tenida en la mayoría de los años, aun sin tener en cuenta los egresos no efectivos correspondientes a las depreciaciones y amortizaciones. Sin embargo, se nota una mejoría de este indicador en los últimos cuatro años, y ser positivo en el último (2004) con respecto a la tendencia que se tenía en los años 2000 a 2003.

Cifras en miles de pesos colombianos

Dentro de los gastos operacionales tomando el 100% gastos de administración (sin tomar depreciaciones), se observa que servicios generales (sueldos y salarios) pesaba el 94% en 1998, y esta participación ha descendido hasta ser el 22% en 2004. Las bonificaciones pesaron el 70% del total de Sueldos y Salarios en 1998. El cambio de participación relevante se observa entre 1999 y 2000, cuando pasa de 36 mil millones a 14 mil millones (participación pasó de 70% al 40%).

En 1999, la participación más alta era de los servicios generales (sueldos y salarios) nuevamente con un peso del 70%. Y dentro de este rubro el que más pesa son las pensiones de jubilación con un 63% (del total de sueldos y salarios). El 30% de participación para este año fue de Gastos Generales (contribuciones imputadas). De los que más pesan en este rubro son Honorarios, Arrendamientos, Impuesto de Industria y Comercio, cada uno con el 12% sobre Gastos Generales.

En el año 2000, el rubro de mayor participación fue Gastos Generales con 60%, y dentro de este Comunicaciones y Transporte con 16%, seguido de Impuesto de Industria y Comercio con 13% y Servicios Públicos con 10% (del total de Gastos Generales). Sueldos y salarios pesaba el 40% del total de Gastos de Administración. Sueldos de personal con 34% sobre este rubro, es el de mayor peso.

La Utilidad Neta ha presentado valores negativos todos los períodos de operación contemplados, y en promedio esta ha sido el 30.74% (porcentaje pérdida neta) con respecto a las ventas. El nivel de pérdida de la compañía ha sido pues permanente en la operación, pero mejoró un poco en 2004 con respecto a la tendencia presentada en los años anteriores, como se observa en el siguiente gráfico:

Cifras en miles de pesos colombianos

Razones y proporciones financieras

A continuación se realiza el análisis financiero de razones y proporciones financieras respecto a los cuatro aspectos básicos que se tienen en cuenta en el mismo: Liquidez, Rentabilidad, Apalancamiento y Actividad(1).

Liquidez

Respecto a las principales razones de liquidez de la empresa se tienen los siguientes valores:

Se observa que existe un mayor nivel de pasivos exigibles en el corto plazo (corrientes), que activos disponibles o realizables también en el corto plazo, lo que genera un desbalance que afecta la capacidad de la empresa por cumplir con las mencionadas obligaciones. Esto en la medida en que las razones corrientes y de prueba ácida presentan valores inferiores a 1 y a que el capital de trabajo neto es negativo para la totalidad de los períodos. Además, se observa que los indicadores del sector son superiores, confirmando la baja liquidez de la empresa en este sentido. En el año 2003 se presenta una situación crítica, en la medida en que la relación mencionada entre los activos corrientes y pasivos corrientes disminuyó significativamente, lo que muestra una situación de desmejoramiento de la empresa en su capacidad de responder por las obligaciones de corto plazo, debido fundamentalmente al incremento de los pasivos d e corto plazo.

Rentabilidad

La empresa presenta unos indicadores de rentabilidad negativa para la mayoría de los períodos analizados, como se observa en el siguiente cuadro:

El Margen Bruto de Utilidad es negativo entre el 2000 a 2002 debido al alto costo de las ventas (como se mencionó anteriormente), situación que en el sector es diferente y donde en los últimos tres años se han presentado en este niveles de margen superiores al 14%. En el último año (2003) se presentó una mejoría en este indicador para la empresa en cuestión.

El Margen de Utilidad Operacional es negativo para la empresa para todos los períodos, y en el sector, si bien ha presentado valores negativos, estos han sido mayores que los primeros. De esta forma se presenta un margen más bajo que el del sector y que muestra la importancia del grado de superioridad de los egresos operacionales con respecto a los ingresos generados. Y aunque este indicador no ha sido positivo para la empresa, desde el año 2000 presenta una mejoría. Los niveles de Margen de Utilidad Neta de la empresa muestran una situación similar, resaltándose los de los últimos años que han presentado niveles inferiores al menos 31%. Esto muestra la rentabilidad negativa tenida con respecto a las ventas de la empresa, en la medida en que por cada peso en ventas se están generando pérdidas de al menos 31 centavos desde el año 2000.

El rendimiento del patrimonio es negativo para casi todos los períodos, presentando en el último año un valor de menos del 220% que se puede considerar crítico e inferior a los presentados en el sector. Esto muestra que por cada peso invertido por parte de los accionistas, se está generando pérdidas para los mismos que estuvieron en el último año en 220 centavos. El ROA (Rendimiento de los Activos, o más conocido en inglés como Return on Assets) presenta una situación similar, y aunque no presenta una situación tan crítica como la del ROE (rendimiento del patrimonio o más conocido en inglés como Return on Equity), está por debajo de la de los indicadores del sector.

De esta forma se observa que los indicadores de rentabilidad en la mayoría de los casos son muy inferiores a los del sector.

Apalancamiento

La empresa presenta un alto endeudamiento con terceros (pasivo) en comparación con el sector, como se observa en la siguiente razón:

Empresa	1998	1999	2000	2001	2002	2003
TOTAL PASIVO / TOTAL ACTIVO	0.46	0.44	0.60	0.74	0.85	0.93
Sector
TOTAL PASIVO / TOTAL ACTIVO	0.27	0.29	0.37	0.30	0.34	0.34

Se tiene que la empresa presenta en los últimos años niveles de endeudamiento superiores al 90% que están muy por encima de los del sector, que están en niveles de 34%. Esta situación muestra una estructura de financiación con un nivel de deuda que resulta muy elevado, teniendo en cuenta su participación con respecto al patrimonio y los niveles de endeudamiento sectoriales, lo que resulta un escenario de alto riesgo por la poca participación del aporte de los socios.

Respecto a la cobertura de intereses, se tiene lo siguiente:

Empresa	1998	1999	2000	2001	2002	2003
COBERTURA DE INTERESES	-0.97	-1.23	-5.24	-3.17	-1.97	-1.49
Sector
COBERTURA DE INTERESES	0.26	0.34	-0.81	-0.08	-0.10	0.28

De esta forma se observa que la razón es negativa en todos los períodos producto de los niveles de utilidad negativos obtenidos, lo cual muestra un riesgo financiero existente, debido a que no existe un nivel de utilidad que permita mostrar una garantía de cobertura sobre los costos de la deuda adquirida por la empresa, aunque este indicador ha mejorado a partir del año 2000.

Actividad

La empresa presenta las siguientes razones de actividad(2):

En cuanto a la rotación de las cuentas por cobrar, se tiene que estas han sido, en los dos últimos años, de 2.57 y 2.07 estando por debajo del sector. Estas cuentas han correspondido a un período de cobro de 140 y 174 días respectivamente, lo cual muestra una disminución significativa frente a los años anteriores, pero aún con valores que muestran una recuperación de las cuentas por cobrar por debajo de la industria del sector que han estado en valores cercanos a los 130 días.

En cuanto a la rotación de las cuentas por pagar, el último año la empresa presentó una disminución frente a la tendencia presentada los años inmediatamente anteriores, ya que pasó de niveles cercanos a 3, a uno de 2.43. Esto representó un cambio en los días de pago de las cuentas por pagar, de valores cercanos a los 110 días, a un período superior a 148 días.

Respecto a la rotación de los inventarios, esta ha presentado una mejora significativa en los dos últimos períodos, donde ha sido mayor que la del sector, lo cual es beneficioso para la empresa en la medida en que tienen menores niveles de inventario para la operación, que se traducen en menores costos de mantenimiento de los mismos (menos días de inventario). La empresa en los últimos años ha mantenido niveles de inventario inferiores a diez días, presentando una mejor situación que la del sector, claro está sin tener en cuenta problemas de desabastecimiento que se puedan dar en este sentido por la política establecida.

La razón de rotación de los activos resulta llamativa, en la medida en que en la mayoría de los períodos esta ha sido más alta que la del sector, lo cual significa que la eficiencia con que la empresa ha manejado los activos de que dispone con relación a las ventas generadas, ha sido mayor que la del sector. Por ejemplo, en el último año (2003) la rotación para la empresa fue de 0.38 y 0.33 mientras que para el sector fue 0.29 y 0.24. Una razón para la empresa de 0.38 significa que por cada peso invertido en activos ellos generaron 38 centavos en ventas.

Finalmente, respecto a la rotación del capital de trabajo este ha sido superior para la industria, en la medida en que el capital neto de trabajo de la empresa contemplado ha sido negativo, haciendo la razón igualmente negativa. De esta forma, se confirma el desbalance existente en este sentido y se puede decir que el nivel de activos corrientes es muy bajo para la empresa teniendo en cuenta los pasivos corrientes que presenta.

Descomposición del ROIC

El ROIC (Retorno del Capital o más conocido en inglés como Return on Invested Capi tal) es el rendimiento que el capital invertido genera en la operación propia del negocio, sin considerar la estructura de financiación.

A continuación se observa el comportamiento del ROIC para la empresa:

ROIC = NOPAT / Capital invertido

Donde, NOPAT: Utilidad Operativa menos impuestos pagados o más conocida en inglés como Net Operating Profit After Taxes

Se observa que este indicador es negativo para todos los períodos excepto para 2004, estando en niveles entre el -3% (1998) y el -18% (2003), y tiene tendencia a recuperar. Sin embargo, el último año presentó una mejoría con respecto a la tendencia presentada y el valor del año inmediatamente anterior (-18%) pasando a 16%. De esta forma se muestra que el rendimiento del capital invertido con respecto a la operación del negocio ha sido negativo en casi todos los períodos excepto el último en donde se ve en pleno la aplicación de la nueva regulación. El valor negativo ROIC se deriva del valor negativo del NOPAT obtenido para los períodos correspondientes.

Al analizar la descomposición del ROIC se tiene lo siguiente:

NOPAT/Ventas:

Cifras en miles de pesos colombianos

Ventas/Capital Invertido:

De las gráficas se puede decir que el valor del negativo del NOPAT, que genera la relación negativa del ROIC, se debe principalmente a los niveles de costos de ventas, ya que estos han sido un porcentaje muy alto o superior con respecto a las mismas. Esto es coherente con lo obtenido en el análisis horizontal mencionado anteriormente. Por su parte, los gastos operacionales no inciden representativamente en el valor del NOPAT negativo. Como se observa en el último año (2004), la relación NOPAT a Ventas es positiva generando un ROIC positivo y la razón Ventas a Capital Invertido mejora en el tiempo.

Costo promedio ponderado de capital (WACC)

A continuación se establece el WACC histórico de Electrocosta.(3), involucrando la estructura de capital real de la empresa y los costos de financiación de la misma. Se obtienen los siguientes parámetros:

Parámetros Generales:

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Parámetros de Estructura y Costo Capital:

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El 4% de Kpl se tomó de aproximación de cálculo actuarial.

Así se obtiene el siguiente comportamiento del WACC histórico de la empresa:

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Costo de proveedores de recursos

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Estructura de capital

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Como se observa en la gráfica respectiva, existe una tendencia al decrecimiento en el costo de las fuentes de financiación de la empresa. El WACC histórico ha estado en niveles entre el 11.7% y el 14.2%, presentándose la mencionada tendencia a la disminución. Esto sucede en la medida en que en la estructura de capital de la empresa se presenta un incremento de los pasivos laborales y de la deud a a largo plazo, los cuales han presentado un costo bajo (pasivo laboral). Además, porque estas fuentes de financiación han generado un efecto de ahorro impositivo en la estructura de capital que es capturado por el WACC(di), y que no ocurre con la consecución de recursos vía patrimonio.

Por otra parte, los valores obtenidos del WACC real (histórico) sugieren que no existe un problema en cuanto a la estructura de capital de la empresa, en la medida en que los costos de la misma han sido cercanos o menores a los del WACC de la regulación, que tiene en cuenta en teoría una estructura óptima de capital para el sector. De esta forma, se observa que el WACC real (histórico) se ha comportado similar al teórico (el establecido por la CREG), por lo que no se advierte un problema estructural financiero de la compañía por su estructura de capital y los costos de financiación.

Valor económico agregado (EVA)

Para el cálculo del EVA se tuvieron en cuenta los valores anteriormente mostrados para cada año de ROIC y WACC histórico. El cálculo del capital invertido se realizó con base en los estados financieros de cada año. De esta forma se obtuvo lo siguiente:

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El EVA muestra que la empresa mediante su operación destruyó valor en los años 1998 a 2003 analizados(4), ya que los valores de este indicador han estado entre los menos 186 mil millones y los menos 284 mil millones de pesos. Esta situación del EVA negativo se debe principalmente a que el comportamiento del ROIC es negativo (véase la parte del ROIC mencionada anteriormente), en la medida en que como se analizó anteriormente, no existen problemas en la estructura de capital de la compañía que incidan significativamente en la destrucción de valor (véase la parte referente al WACC). Aunque presentó un valor positivo en el último año principalmente por su mejor gestión en el control de gastos que permitió obtener un ROIC positivo y mayor que el WACC.

Flujo de Caja Libre

El Flujo de Caja Libre muestra valores negativos en la casi totalidad de los períodos, y valores que están entre los menos 460 mil millones (1999) y los más 18 mil millones de pesos (2002, y que representó el único valor positivo). El Flujo de Caja Libre negativo se debe principalmente a la variación de las inversiones de capital (más conocidas en inglés como Capital Expenditures o CAPEX).

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Como se puede observar, el Flujo de Caja Libre presenta valores negativos en la mayoría de los períodos debido al CAPEX, mientras que las otras variables que lo determinan no son tan representativas. Se resalta el cambio presentado en el año 2004, donde el EBITDA es positivo como en 1999 y además la variación de capital de trabajo favoreció el desempeño del Flujo de Caja Libre.

6.1.2. Conclusiones

Resumiendo la situación financiera de Electrocosta se tienen los siguientes aspectos:

- La principal inversión de la empresa ha estado representada en Propiedad, Planta y Equipos (57% en promedio), donde se realizaron inicialmente (1998-2001) inversiones representativas en este sentido, y han permanecido estables en los dos últimos años (2002-2004).

Por su parte la principal fuente de financiación ha sido el pasivo (70.62% en promedio) donde se han presentado niveles similares de deuda a corto y largo plazo. El nivel de endeudamiento de la empresa con respecto al sector es alto (en 2004 alcanza un nivel de 90%), donde la estructura de capital ha cambi ado significativamente presentándose un aumento en el endeudamiento con terceros y una disminución del nivel patrimonial influido por las pérdidas que ha presentado la misma.

A partir de 2001 la empresa se empieza a financiar a partir de una nueva fuente que son los BOCEAS, los cuales en los últimos dos años presentan una participación entre 21 y 53% del total de pasivos de largo plazo.

- Según el análisis de descomposición del ROIC se presenta un valor negativo y una disminución en la rentabilidad del capital invertido, debida a que el monto de los ingresos es inferior al de los egresos operativos, lo cual se refleja en el NOPAT negativo. Para el último año de análisis (2004) el ROIC es positivo debido a que la relación NOPAT/Ventas es positiva y la razón Ventas a Capital Invertido mejora en el tiempo.

Los egresos operativos (costo de ventas y gastos operacionales) superan las ventas de la empresa en casi todos los años de operación, lo que ha generado Utilidades operativas contables negativas para tales períodos. Para el año 2004 los egresos operativos casi igualan a los ingresos operacionales arrojando una pérdida operacional de mil millones de pesos, la menor en los últimos siete años. En promedio el costo de las ventas ha sido el 97% de las ventas durante los años de análisis (1998-2004).

- La empresa no presenta problemas estructurales de costo y estructura de capital, a pesar de que ha presentado incrementos significativos en su endeudamiento con terceros (pasivo). Esto se deriva del hecho de que el WACC histórico no presenta diferencias significativas que muestren esto con respecto al WACC de la regulación (CREG), que supone una estructura óptima de capital.

- La empresa es insuficiente financieramente hasta el 2003, lo cual se obtiene a partir del análisis del EVA que ha sido negativo para tales períodos y por valores significativos, situación que muestra una destrucción de valor generalizada. Para el 2004 por su mejor gestión en gastos, la empresa presenta un EVA positivo lo que permitió obtener un ROIC positivo y mayor que el WACC.

En la insuficiencia financiera influye significativamente la situación descrita de los altos costos de ventas y en general egresos operativos.

- El Flujo de Caja Libre (FCL) presenta valores negativos para la mayoría de los períodos analizados, donde las principales causas de esto han sido los valores negativos del EBIT y las variaciones en el CAPEX de la empresa. En el 2004 el FCL es positivo debido a que el EBITDA es positivo y se favorece por la variación de Capital de Trabajo.

- La empresa presenta un problema de rentabilidad que se puede deber a dos factores: Altos costos de operación y/o bajos ingresos debidos a las tarifas.

- Aunque la empresa presenta una deficiente situación financiera, se destaca la leve mejoría en algunos indicadores para el último año (2004), lo cual se observa el EBITDA, la UNF, el EVA y FCL. En este sentido se observa una leve mejoría en los niveles de Utilidad de la compañía, debido al incremento de los ingresos operacionales y a que en este año el costo de las ventas no fue superior a dichos ingreso.

A partir de los análisis financieros previamente consignados se puede concluir a nivel de hipótesis lo siguiente:

- La empresa presenta una situación de insuficiencia financiera que se considera financieramente insostenible en el largo plazo. Todos los indicadores tradiciona les, así como los análisis de EVA, WACC y VALOR; muestran que la compañía tiene un desempeño financiero que está lejos de representar un escenario de creación de valor o de rentabilidad mínima racional para el nivel de riesgo asumido.

- La situación de la empresa está por debajo de los promedios sectoriales; es decir se encuentra en el extremo izquierdo de la distribución lo que en términos relativos significa que su desempeño financiero está muy por debajo de la media sectorial.

- Los análisis realizados y el estudio de la Estructura y Costo de Capital permiten afirmar que la etiología de la insuficiencia financiera está en las variables operativas del negocio y no en las variables financieras del mismo. Por lo anterior es razonable afirmar que la insuficiencia financiera deberá estar altamente correlacionada con un problema de Ingresos operativos o un Problema de Costos operativos o con una combinación de los dos.

- A pesar de las conclusiones sobre la presencia de insuficiencia financiera y el acotamiento de su etiología, es importante aclarar, para efectos del propósito último de la actuación de la comisión, los siguientes elementos:

- No existe evidencia financiera y/o estadística con base en los estudios y análisis realizados que permita afirmar que la insuficiencia financiera encontrada está específicamente vinculada a las cuatro particularidades (Ruralidad, Salinidad, Subnormalidad y AOM) a que hace referencia la empresa en su solicitud de revisión de los cargos de distribución (D).

- El hecho de que la contabilidad de la empresa no permita la discriminación de los estados financieros entre las actividades de DISTRIBUCION Y COMERCIALIZACION limita seriamente la elaboración de conclusiones robustas sobre la relación existente entre la insuficiencia financiera y las actividades de distribución (D).

- El análisis financiero, basado en aproximaciones que se construyeron con base en estados financieros no discriminados entre actividades de Distribución y Comercialización hace necesario y mandatario un análisis específico de las particularidades argumentadas por la empresa (Ruralidad, Salinidad, Subnormalidad y AOM), como se hará a continuación, para poder avanzar en determinar el efecto real sobre la situación de insuficiencia financiera observada; solamente la validación y valoración independiente de dichas particularidades permitiera una medición concreta de los efectos (si los hay) de dichas variables sobre la insuficiencia financiera.

- Independientemente de dichos resultados es importante recalcar que el análisis financiero permite desde ya afirmar que aun en el caso en que se encontrara evidencia de un efecto real y significativo de las llamadas particularidades sobre la insuficiencia financiera estas por sí solas serían incapaces de explicar un déficit financiero ("hueco" financiero y/o insuficiencia financiera) como el observado; lo que permite afirmar desde ya que los problemas financieros de la empresa tienen probablemente múltiples orígenes y estarían vinculados a factores que incluiría factores diferentes a los argumentados por la compañía.

6.2. ANALISIS DE LAS PARTICULARIDADES INVOCADAS POR LAS EMPRESAS

6.2.1. Composición Urbano-Rural

6.2.1.1. Antecedentes

Tratamiento de la ruralidad en la Resolución CREG 082 de 2002

El cargo de distribución de acuerdo con la Resolución CREG 082 de 2002 es la suma de los cargos en los niveles 1, 2, 3 y 4 de tensión. Para los tres niveles superiores, con voltajes por encima de 1 KV, la CREG cuenta con la base de activos de cada empresa y por lo tanto la formación de cargos se deriva de fórmulas que expresan, en pesos por kilovatio, los costos de capital asociados al valor de reposición a nuevo de los activos eléctricos y no eléctricos, considerando el wacc de la actividad. Los gastos de AOM se obtienen como un porcentaje del valor obtenido de los activos. Las fórmulas contienen un mecanismo de acotamiento basado en la transformación de BOX COX, que busca no trasladar a la tarifa la totalidad de los costos de capital cuando los costos de las empresas superan ciertos parámetros de desviación estadística.

Para el nivel 1, en contraste, la CREG no cuenta con una base de la totalidad de los activos de las empresas. A este nivel de tensión sólo se cuenta con información de los transformadores en términos de capacidad, usuarios conectados, energía movilizada y clasificación de su localización en términos de si pertenecen a zonas catalogadas por el DANE como rural o urbana y el número de habitantes en la cabecera. De esta forma, la CREG desconoce la longitud, calibres y materiales de la red en cada circuito y el número de postes.

Para enfrentar esta limitación, en el 2001, como parte de los estudios que soportaron el diseño de la nueva regulación tarifaria en distribución eléctrica, se contrató a Consultoría Colombiana para levantar información en campo de una muestra de circuitos a nivel 1 de tensión, con una representatividad del 90% a nivel país. La muestra, que cobijó 16 empresas y cerca de 680 circuitos, contiene la caracterización física de la red y su demanda.

A partir de esta muestra la CREG realizó un ejercicio de costeo de los circuitos y definición de los cargos de nivel 1 que sigue el siguiente procedimiento:

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A partir de la carga observada, y las especificaciones del transformador y la red, se aplican algoritmos de dimensionamiento para determinar el tamaño óptimo del transformador y el calibre y material del cable. Posteriormente se aplican valores de mercado a los activos de eficiencia para obtener el valor de reposición a nuevo. En el caso de los postes se costea la infraestructura directamente observada. El costo de inversión se traduce en el costo anual equivalente (CAE) aplicando una vida útil de 20 años y el WACC de la actividad estimado en 16.06. Por otra parte, de la carga se deriva la energía que cursa por el circuito. El CAE dividido por dicha energía representa el costo de inversión para nivel 1 expresado en pesos por kilovatio. Se obtiene un costo para cada uno de los 680 circuitos de la muestra. Para transformar este costo en cargo se realizan dos pasos adicionales. Por una parte se estiman los gastos de AOM; por otro se toma el percentil 60 para los circuitos urbanos, lo que genera un cargo úni co urbano a nivel nacional; y, el percentil 60 para los circuitos rurales, para derivar un cargo único rural.

Como resultado de este proceso, se estableció que los cargos urbanos para nivel 1 de tensión serían de 15.6 $/Kw/h y 0.31$/Kw/h para inversión y AOM respectivamente; y para el sector rural de 38.8$/Kw/h y 5.4$/Kw/h. En particular, la Resolución CREG 082 de 2002 contiene las siguientes fórmulas para calcular en cada empresa el cargo de distribución en el nivel 1 de tensión, asociado a los activos y a los gastos de AOM(5).

Dónde:

- CDAI: cargo máximo por redes áreas

- CMEIr: cargo máximo por redes áreas rurales: 38.8 $/Kwh

- CMEIu: cargo máximo por redes áreas urbanas: 15.6 $/Kwh

- PDR y PDU, capacidad de transformación urbana y rural

Donde

- CDAM Cargo máximo de AOM redes aéreas

- CMEMr Cargo máximo de AOM redes aéreas rurales 5.4 $Kwh

- CMEMu Cargo máximo de AOM redes aéreas urbanas 0.31 $Kwh.

Estos cargos, como se observa, dependen exclusivamente de la participación en la capacidad de transformación de las empresas de los circuitos urbanos y rurales. PDU, la participación urbana en la capacidad de transformación, por su parte, es el resultado de dividir el producto de los transformadores urbanos por su capacidad nominal, sobre el producto de todos los transformadores por su capacidad nominal. PDR, la rural, es uno menos la capacidad urbana. Como se mencionó, la CREG cuenta con información exhaustiva de los transformadores con datos de capacidad y su clasificación urbana y rural. De esta forma la CREG, aún sin conocer al detalle los activos del nivel 1, con la propuesta regulatoria de la Resolución CREG 082 de 2002, puede calcular los cargos de nivel 1 de cualquier empresa.

En este contexto, rural se define como el grupo 4 de calidad del servicio y corresponde a áreas que no pertenecen a las cabeceras municipales, según la clasificación del DANE. En otras palabras, la ruralidad se trata como un concepto para la clasificación estadística del territorio colombiano y, por lo tanto, no necesariamente, ni en todos los casos coincide con la dispersión de los usuarios y las implicaciones que esto conlleva en términos del diseño y los costos de las redes de distribución eléctrica.

Posiciones del Comité de Expertos (CE) de la CREG y las empresas Electricaribe y Electrocosta en el tema de ruralidad en el contexto de la solicitud de revisión tarifaria

Uno de los puntos de discusión en la solicitud de la revisión tarifaria es el grado de ruralidad. De acuerdo con las empresas la Resolución CREG 082 de 2002 no recoge el carácter disperso de sus mercados, en lo que concierne al nivel 1 de servicio. También alegan que el acotamiento en niveles mayores de tensión impide que las tarifas reflejen el carácter disperso de su mercado. No obstante, se debe advertir, que los cargos en niveles 2, 3 y 4 de tensión toman como referente los activos efectivos de las empresas y por lo tanto reflejan la configuración espacial de sus mercados y los niveles de dispersión. Esto deja de ser cierto cuando se aplican acotamientos pero las empresas de la costa enfrentan, en la aplicación de la metodología tarifaria, unos de los menores índices de acotamiento para la muestra nacional. En otras palabras, el argumento de que la regulación no captura las particularidades de la red en niveles medios de tensión no es sostenible, puesto que precisamente estas empresas soportaron acotamientos inferiores al promedio nacional para las distribuidoras de energía eléctrica. Por lo anterior el análisis de ruralidad se centrará en el nivel 1 de tensión.

Como se mencionó, el cargo promedio de una empresa será la ponderación de los cargos de referencia en función de las participaciones de la capacidad de transformación en áreas rurales y urbanas respectivamente. El cargo de distribución del nivel 1 es extremadamente sensible a esta ponderación en la medida en que el referente rural es casi 2.5 veces el urbano para el costo del capital y 17 veces para gastos de AOM. Cualquier variación mínima en la definición de ruralidad impactará de manera importante las tarifas. Las empresas alegan que su mercado, aun cuando no muestre un grado de ruralidad particularmente marcado con base en el criterio de la Resolución CREG 082 de 2002, sí tiene características claras de dispersión, lo que se traduce en mayores costos de prestación del servicio en el nivel 1 de tensión, que no pueden trasladarse a tarifas bajo la metodología tarifaria de la Resolución CREG 082 de 2002.

Para mostrar lo anterior, estiman una serie de indicadores de densidad poblacional y distancias entre centros poblados, donde se constata que los departamentos de la costa son particularmente dispersos. En consecuencia las tarifas aprobadas son menores que las de empresas con niveles similares de ruralidad; y se encuentran en el rango de empresas muy urbanas (Dt $/Kwh 2001: Cali 61, Bogotá 75, Epm 67, Caribe 68, Costa 83). En la solicitud de revisión tarifaria, y para soportar su argumento, se calculan los siguientes indicadores para una muestra de empresas:

- Usuarios (nivel 1) /km2

- Distancia a la capital

- Municipios por km2

- NBI

- Calidad de Vida.

Además, de la comparación de indicadores las empresas anexan los planos de varios de los cascos urbanos donde, al parecer, se muestra que las redes son muy dispersas. En la solicitud de revisión se alega que la forma de definir ruralidad en la Resolución CREG 082 de 2002 no es adecuada, por lo menos para el caso de la costa. Se dice que las características de las redes en cascos urbanos con menos de 15.000 (aún clasificados en nivel 3 de calidad), son casi rurales. Además, que esta ponderación no considera las grandes extensiones entre las localidades. Proponen, finalmente, que se consideren como transformadores rurales aquellos instalados en cabeceras con menos de 15.000 habitantes (14.000 es el rango legal para declarar un municipio).

En el documento preparado por el CE de la CREG se busca mostrar que la mayor ruralidad relativa en las empresas de la costa no es cierta. El CE de la CREG desestima los indicadores preparados por las empresas con el argumento de que no es correcto utilizar toda el área rural como referente, en la medida que las zonas no pobladas no exigen red eléctrica pero sí reducen los indicadores de densidad. Con este argumento invalidan los indicadores basados en área (km2). Por otra parte, el documento del CE de la Comisión propone, utilizar indicadores eléctricos tales como el nivel de ruralidad de los activos y muestran que las empresas de la costa, bajo este criterio no son particularmente rurales. Además, se critica la selección de empresas y sugieren ampliar la muestra al universo de distribuidoras. Para demostrar su hipótesis en el documento se presentan mediciones de los siguientes indicadores y la correlación con los índices de ruralidad de la resolución.

- No transformadores por km2 (totales y rurales)

- Usuarios (nivel 1) / km2 (totales y rurales)

- Población rural / población total

- Densidad demográfica

- Habitantes urbanos grupo 3 (<15.000 hab)/habitantes urbanos totales.

Se muestra que los indicadores presentados por las empresas no tienen una correlación estrecha con la ruralidad y se concluye que los argumentos de Electrocosta y Electricaribe no son válidos.

Las empresas, a su vez, señalan un argumento tautológico en las mediciones del CE de la CREG en la medida en que utilizan el mismo criterio de ruralidad contemplado en la Resolución CREG 082 de 2002 y, por lo tanto, los nuevos indicadores no pueden arrojar resultados diferentes a los observados en la fijación de cargos.

Según las empresas, en esta comparación el CE de la Comisión incurre en dos errores. En primer lugar, busca una correlación entre las características del mercado de la costa con el índice de ruralidad, que es justamente la variable en discusión. En segundo lugar, la comisión alega que las empresas confunden ruralidad con dispersión, pero justamente lo que las empresas esperan es que la definición de ruralidad, que afecta las tarifas, capture las condiciones de dispersión, que afectan directamente los costos. Además de que estos términos, en el contexto regulatorio se pueden tratar como sinónimos, es precisamente la dispersión la que eleva los costos de redes.

No obstante, el documento del CE de la CREG presenta análisis de cluster, con indicadores relacionados a ruralidad que ubican a las empresas de la costa en el grupo ruralidad similar al que le otorga la Resolución CREG 082 de 2002. Aunque este análisis puede ser válido en términos generales, los rangos de los promedios de cada grupo son tan amplios que no es claro que el cluster sea útil en esta situación. Finalmente la Comisión desaprueba la propuesta de incluir como rurales las cabeceras con menos de 15.000 habitantes. Advierte que si se caracteriza la ruralidad con este criterio las empresas de la costa no caerían en un nivel particularmente rural y, en cambio, sería necesario revisar el indicador para todo el país.

El ejercicio del CE de la CREG no es concluyente, porque sigue definiendo las variables (en este caso activos eléctricos) con el mismo criterio de ruralidad (nivel IV de calidad).

La discusión de ruralidad ha sido circular, porque el CE de la CREG correlaciona variables con su propia definición; las empresas extreman el uso de características de densidad en términos de usuarios por kilómetro cuadrado, las cuales no necesariamente determinan las condiciones eléctricas. Ninguna de las partes reconoce la crítica de su contrario, ni acude a nueva información o aproximación metodológica para demostrar la validez de su posición.

6.2.1.2 Análisis de la Comisión

Análisis de dispersión de activos eléctricos en el nivel 1 de tensión con base en la muestra de Consultoría Colombiana

El objetivo de analizar la muestra de circuitos de nivel 1 de tensión realizada por Consultoría Colombiana para la CREG, es determinar si los mercados de la costa son más dispersos en términos de infraestructura eléctrica de lo que reconoce la regulación, y si la Resolución CREG 082 de 2002 captura de manera aceptable la dispersión de las empresas.

La CREG definió los cargos de nivel 1 en dos etapas: En la primera estimó los activos de eficiencia y sus costos asociados para cada uno de los circuitos de la muestra; en la segunda, estructuró una fórmula para aplicar estos costos a las empresas con base en la información de activos disponibles (capacidad de transformación).

La crítica de las empresas no recae en el primer paso. En los documentos preparados para la solicitud de revisión tarifaria no se discuten los métodos para valorar los activos del nivel 1, ni los supuestos que realizó la Comisión para "dimensionar" los transformadores y la red en condiciones de eficiencia para este nivel de tensión. Los argumentos de las empresas, en cambio, se enfocan, a cuestionar la definición de ruralidad y la metodología que se aplica para reducir la dimensión de costos de un gran número de circuitos con características específicas a un solo cargo de distribución utilizando únicamente un criterio: Ruralidad.

En vista de lo anterior, parece razonable estructurar un análisis de dispersión con base en el indicador de costos de red que es justamente la variable que se quiere capturar con la tarifa. Parece acertado, por otro lado, utilizar los criterios de costeo de redes a nivel 1 utilizados por el CE de la CREG, en la medida en que esta metodología no ha sido cuestionada. De esta forma, la discusión del grado relativo de dispersión de las redes en el nivel 1 de las empresas de la costa no utiliza la definición de ruralidad.

Para ello, se llevó a cabo un análisis estadístico sobre la muestra de 677 circuitos recogida por Consultoría Colombiana (en adelante CC). La base empleada contiene cálculos hechos por el CE de la CREG, como el costo de los activos en condiciones de eficiencia y en su valor de reposición con y sin acotamientos. Además, se cuenta con variables para definir si se trata de circuitos urbanos o rurales, la capacidad de transformación existente, la capacidad "ideal", la energía consumida, el carácter bi o trifásico de los circuitos, los gastos de AOM y el costo de la red para cada circuito. La base compila información correspondiente a 16 empresas del país.

Se emplea en este ejercicio, además, el número total de transformadores urbanos y rurales de las empresas de energía eléctrica del país, discriminados según rangos de capacidad. Con esta información es posible hacer un estimativo del cargo de distribución a nivel 1 de acuerdo con la Resolución CREG 082 de 2002. Con base en este ejercicio, estructurado sobre las bases disponibles en la CREG, se pueden analizar los costos relativos de red de las empresas de la costa y el grado de ajuste entre el método tarifario de la regulación vigente y los costos estimados de las empresas. El ejercicio no depende de las variables de dispersión basadas en kilómetros cuadrados, propuestas por las empresas y criticadas por el CE de la Comisión; ni de variables que involucren la definición de ruralidad propuesta por el CE de la CREG y criticada por las empresas(6). Con estos ejercicios, entonces, se desata el debate circular en que cayeron las partes en el proceso de revisión tarifaria y que llevó a un punto muerto.

Con este enfoque y a partir de estas dos bases se realizaron tres aproximaciones complementarias dirigidas a determinar el grado de dispersión de las empresas y la posición relativa de las de la costa en términos de requerimientos de activos eléctricos para atender sus respectivos mercados y la bondad de la regulación para capturar las diferencias de dispersión. El primer ejercicio tipifica la distribución de los costos estimados de los circuitos urbanos y rurales. En el segundo, se presenta un comparativo entre empresas en términos de costos y tarifas. Finalmente, en el tercer ejercicio se tratan de aislar los "drivers" de costos del servicio de distribución en el nivel 1 de tensión a partir de ejercicios econométricos sencillos.

Función de distribución de costos

El primer análisis sobre la muestra de CC es caracterizar la distribución del costo medio de distribución para circuitos urbanos y rurales, empleando la muestra y los criterios de valoración de activos utilizados por la CREG para elaborar la metodología tarifaria. Puesto que la Resolución CREG 082 de 2002 en vez de considerar los activos del operador en el nivel 1 de tensión, utiliza la composición urbano-rural como único determinante del cargo de distribución, el análisis de la función de densidad de los costos de la muestra a nivel circuito da indicios de qué tan precisa es la metodología regulatoria para capturar las diferencias de los costos del servicio entre distintos tipos de circuitos.

En la siguiente gráfica se observa cómo están distribuidos los circuitos del nivel 1 de tensión de la muestra de CC, tomando como criterio para caracterizar cada circuito su costo total estimado. Se trata de determinar cuál es la frecuencia en cada rango de costos.

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Se observa en la gráfica que los circuitos rurales y urbanos se caracterizan por distribuciones diferentes con relación al costo de la infraestructura y, por definición, al mantenimiento y operación de la misma. La distribución no es normal. Está marcada por un componente fuerte de Skweness, por lo que su estimación sería más apropiada con una log-normal o log-logística que con la distribución normal.

Hay, no obstante, dos características de estas distribuciones que merecen un análisis adicional: la clasificación de los circuitos del nivel 1 con base exclusivamente en dos grupos, y que estos grupos se limiten a discriminar el carácter rural y urbano de acuerdo con la definición del DANE. En primer lugar las desviaciones estándar son muy grandes (con relación a la media) y en segundo lugar las medias entre rural y urbano no están lo suficientemente alejadas. Se constata, por ejemplo, que la media del costo de los circuitos rurales se encuentra a menos de una quinta parte de la desviación estándar de la media de los circuitos urbanos.

Con estas características, como se observa en la gráfica, se encuentran un gran número de circuitos urbanos cuyo costo es mayor o igual al de los rurales. La metodología tarifaria, no obstante, establece su tarifa con base en su condición de urbanos. El CE de la CREG y CC realizaron una tipología de circuitos que habría permitido reducir la probabilidad de subrerremunerar circuitos urbanos con costos elevados y sobrerremunerar los rurales con características más similares a las urbanas.

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Se concluye de este análisis que la configuración de los activos eléctricos en el nivel 1 de tensión es muy heterogénea, lo que se traduce en una gran varianza en los estimativos de costo por circuito expresado en $/kwh. Si bien los circuitos rurales y urbanos siguen distribuciones diferentes, la escasa diferencia entre sus medias, con respecto a la desviación estándar, hace que sea muy probable encontrar circuitos rurales de menor costo que los circuitos urbanos.

Comparativo de empresas

El segundo paso del análisis de la muestra consiste en comparar las empresas con base en la información compilada por CC y estimativos propios del CE de la CREG. Se busca clasificar a las empresas de acuerdo con el costo de sus circuitos (reposición y AOM) antes de aplicar los criterios de la Resolución CREG 082 de 2002 para promediar los circuitos. De esta forma se puede confrontar la hipótesis de los operadores en el sentido de que los mercados del Caribe son más dispersos que lo que el criterio de la regulación predice, sin depender de la clasificación de la capacidad de transformación entre urbano y rural. De hecho, en esta etapa, los circuitos se están valorando de acuerdo con sus activos reales y en eficiencia y no por su ruralidad. La validez de los resultados por esta aproximación exigiría que la muestra de circuitos compilada por CC fuese representativa a nivel empresa.

Como subproducto de este ejercicio, es posible comparar las tarifas, para cada empresa, que habrían resultado de una aplicación directa del costo de eficiencia estimado por el CE de la CREG, con las resultantes de aplicar el criterio de capacidad de transformación rural y urbana.

Los resultados de la siguiente tabla corresponden a la ponderación de todos los circuitos de cada empresa, de acuerdo con la energía movilizada por el circuito. Este criterio de ponderación es razonable puesto que el cargo de distribución se expresa en términos de pesos por kilovatio hora. Se observa en las dos últimas columnas que los criterios de eficiencia para dimensionar los transformadores se tradujeron en ajustes en el costo de 35% (65% reconocido) y en la capacidad de 48% (52% reconocido), con relación a la infraestructura efectivamente reportada por las empresas. En el caso de las empresas de la costa, el ajuste en costos fue similar al promedio y el de capacidad un poco menor.

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En la gráfica se observa la comparación entre la tarifa de la Resolución CREG 082 de 2002 y la que habría resultado si la metodología en lugar de promediar cargos rurales y urbanos hubiese valorado los activos de las empresas con base en activos reportados, pero aplicando los criterios de eficiencia en el dimensionamiento de los transformadores.

El resultado, por un lado, parece validar la hipótesis de la CREG según la cual las empresas de la costa no son particularmente dispersas. De hecho, para estos operadores el cargo aprobado es mayor al que se habría obtenido con una metodología que costeara cada activo (comparación de columnas 2 y 4).

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Tomando como base los costos promedio de las empresas para prestar el servicio de distribución en el nivel 1 de tensión se puede establecer una relación entre ruralidad y costos. Se observa que el grado de urbanidad (ruralidad) aunque incide en el costo explica un porcentaje bajo de la varianza. Por otra parte, se observa que las empresas de la costa se encuentran por debajo de la tendencia en esta relación, lo que indicaría que no están afectadas por la metodología tarifaria, en lo que concierne al grado de ruralidad. Este resultado se valida en la siguiente sección donde se realiza un análisis sobre la muestra total de circuitos y no los promedios de las empresas.

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Parte de la observación de Electrocosta y Electricaribe, en el sentido en que sus cargos se asemejan en nivel a los de empresas más urbanas como las de Medellín, Bogotá y Cali, se explica por las desviaciones de estas últimas empresas con relación a la línea de tendencia en la relación entre costos y tarifa regulatoria, más que por el carácter rural de las distribuid oras de la costa. De hecho, las empresas de la costa presentan consumos medios superiores en el mercado regulado y kilómetros de red de media tensión por usuario inferiores al promedio nacional. Estos dos factores inciden en costos menores de distribución.

Tampoco parece que el acotamiento a la capacidad de transformación haya sido particularmente severo para las empresas de la costa. En este sentido, los efectos del acotamiento si bien inciden en los niveles tarifarios, lo hacen para todas las empresas de distribución del país en forma genérica y no como un resultado que afecte particularmente a las empresas de la costa.

Desde el punto de vista eléctrico, las empresas de la costa no son particularmente dispersas. Esto se constata al comparar los cargos estimados como el costo de los activos acotados y el cargo de ponderar de acuerdo con la capacidad de transformación rural y urbana. Este último, similar al de la Resolución CREG 082 de 2002, supera el costo de valorar los activos contenidos en la muestra de CC.

Para validar este resultado es necesario aplicar la metodología a una muestra que sea representativa a nivel empresa. Como se mencionó, la muestra de CC es representativa al 90% a nivel nacional y por lo tanto no permite inferir conclusiones para menores niveles de desagregación. En particular, los resultados de este ejercicio no son una prueba estadísticamente válida que permita dirimir el debate entre el CE de la CREG y las empresas de la costa en el tema de ruralidad. Por lo anterior, el ejercicio se replicó a partir de una muestra de activos del nivel 1 de tensión, significativa para los mercados de Electrocosta y Electricaribe.

Análisis econométrico

A continuación se presentan algunos resultados econométricos que ayudan a comprender las relaciones entre el costo del servicio y la dispersión para el nivel 1 de tensión.

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En el cuadro se presentan las estadísticas descriptivas de las variables contenidas en la base de activos de nivel 1 recogida por CC. Captran es la capacidad real de transformación en el circuito y se expresa en Kva. Capacot es la capacidad de transformación una vez se han aplicado los ajustes de eficiencia de la CREG (acotada). Acotec y acoteco son los acotamientos eléctricos y económicos respectivamente. Corresponden a la capacidad acotada, y su costo, sobre la capacidad real y el costo real efectivos. La variable tipo hace referencia a si el circuito es bifásico o trifásico. Adquiere valor de 1 cuando es bifásico y 0 en caso contrario. La variable zona es una dummy que adquiere el valor de 1 cuando se trata de un circuito catalogado como urbano y 0 si es rural. La variable carga registra la carga efectiva que soporta el circuito. Red es el costo de las líneas de distribución del circuito. Finalmente dt es el costo total, expresado en $/Kwh, del servicio de distribución en el nivel uno, bajo ajuste por eficiencia. Este costo recoge el costo de reposición y AOM de transformadores y líneas.  

El siguiente cuadro expone las correlaciones entre las distintas variables.

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La única correlación elevada se encuentra entre la carga que soporta un circuito y la capacidad de carga del mismo. A mayor capacidad de carga mayor distancia de la red. Esta correlación, no obstante, no es muy estrecha en la muestra de CC. Se observa una relación positiva entre la capacidad de transformación y el carácter urbano del circuito, presumiblemente por la mayor carga en las áreas urbanas. Esta correlación es positiva y de 0.32. De igual forma, y por las mismas razones, el costo (y la longitud de la red) es menor en los circuitos urbanos aunque la correlación es muy débil. Es claro que, estadísticamente los circuitos de dos fases operan con menores capacidades de transformación que los trifásicos.

Una conclusión del análisis de la matriz de correlaciones es que los tipos de circuitos difieren en varias dimensiones.

Con la siguiente regresión se intenta inferir cuáles son los determinantes del acotamiento de un circuito.

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Conviene recordar que entre mayor sea el valor de la variable acotelec, menor será el acotamiento que impuso el regulador por razones de eficiencia. Los estadísticos son todos adecuados y este grupo de variables estaría explicando un 45% de la varianza en el acotamiento entre los 678 circuitos de la muestra. Los transformadores de mayor capacidad tienen una probabilidad mayor de ser acotados de acuerdo con la metodología de la Resolución CREG 082 de 2002(7). En forma análoga, a mayor carga que soporte el circuito menor la probabilidad de ser acotado o menor el grado de acotamiento. Se encuentra que en la metodología de la Resolución CREG 082 de 2002, los circuitos urbanos tuvieron un mayor acotamiento que los rurales. Lo mismo ocurre con los circuitos en dos fases.

La siguiente regresión busca medir el impacto que tiene el carácter rural de los circuitos en la capacidad de transformación. Con excepción de las dummy, todas las variables se expresan en logaritmos para obtener directamente elasticidades. El nombre de las variables se conserva pero se antecede de las letras ln.

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Los estadísticos son adecuados a un 99% de confiabilidad estadística. De acuerdo con el R2, el carácter rural está explicando un 21%, de la capacidad de transformación de los circuitos. Por otra parte, el valor de los coeficientes indica que un circuito urbano medio tiene una capacidad de transformación de 45 Kva y uno rural de 21 Kva.

Este resultado es ambiguo. Por un lado está mostrando una diferencia importante en la capacidad de transformación entre circuitos urbanos y rurales, lo que da soporte al tratamiento metodológico de la Resolución CREG 082 de 2002. Por otro lado, muestra como sólo el 21% de la dispersión en la capacidad de transformación se origina en el carácter rural de los circuitos. Es necesario, entonces, considerar variables adicionales, para capturar las diferencias en la capacidad y por lo tanto en el costo de los circuitos del nivel 1 de tensión.

Con este ejercicio se trata de establecer los determinantes de la longitud de la red en el circuito con base en la carga del mismo, su carácter urbano-rural y si es electricidad trifásica o bifásica.

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Una vez más, se obtienen ajustes estadísticos satisfactorios al 99% de confianza. La elasticidad de la longitud de la red a la carga es de 0.7. Un aumento del 100% en la carga se refleja en un aumento del 70% en la longitud de la red. Como se observa, las redes urbanas típicas son más cortas que las rurales. Este resultado da soporte a la metodología de la Resolución CREG 082 de 2002. No obstante, la diferencia entre la media estimada del costo de los circuitos rurales y los urbanos es de 42%, relación inferior a la que se observa en los cargos rurales y urbanos de la regulación vigente, sobre todo para AOM. Por otra parte, la regresión sólo captura el 21% de la varianza en costos de red. Parece necesario incluir más variables para acercar el método regulatorio a la realidad de costos de los circuitos

La siguiente regresión busca explicar el costo total del circuito, de acuerdo con los parámetros de valoración de la CREG, con base en las variables contenidas en la base.

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Con cuatro variables se captura un 95% de la dis persión de los costos de los circuitos. Este resultado es tautológico en la medida que la regresión incluye todas las bases de cálculo empleadas por la CREG para definir los costos de cada circuito. No obstante, el ejercicio es útil para descomponer los costos en la base de CC. Conviene recordar que el DT está expresado en $/Kwh. A medida que aumenta la carga de un circuito, el costo se reduce con una elasticidad cercana a 0.95. Este resultado muestra las economías de aglomeración del servicio de distribución en nivel 1 de tensión.

A medida que aumenta la longitud de la red (y su costo) aumenta el costo variabilizado de distribución. No obstante, este componente es relativamente inelástico, en buena medida porque el circuito además, incluye los transformadores. El coeficiente de zona tiene signo negativo, lo que indica que los circuitos urbanos tienen un menor costo por kilovatio entregado. No obstante el exceso de costo de un circuito rural es de apenas un 26%, porcentaje muy inferior al del diferencial de cargos rural y urbano en la Resolución CREG 082 de 2002. Finalmente la bifásica impone costos menores que la trifásica.

En esta regresión se plantea un ejercicio para buscar directamente el poder de explicación de la ruralidad en los costos de distribución del nivel 1 de tensión.

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Como se observa, la ruralidad tiene un efecto directo y positivo sobre el costo del servicio. No obstante, esta variable, por sí sola, explica el 19% de la dispersión de los costos calculados sobre 677 circuitos de la muestra de CC. Una vez más, el resultado indica que la diferenciación urbano-rural debe estar contemplada en la regulación, pero no tiene el poder explicativo suficiente para constituirse en la única variable de determinación de cargos en este nivel de tensión.

El ejercicio econométrico permitió identificar los "drivers" de costos de la muestra de circuitos de CC, de acuerdo con las bases metodológicas de la CREG. Entre las principales conclusiones se deben mencionar:

- La ruralidad es un factor que explica la capacidad de transformación, la longitud de la red y, en consecuencia, los costos imputados por la CREG a cada circuito. No obstante esta variable por sí sola solo explica un 19% de la varianza en costos en cada mercado.

- Reforzando la conclusión anterior, se encontró que se requieren considerar todas las variables de la muestra para obtener la explicación de un 95% de la varianza. Habría sido necesario, de acuerdo con este resultado valorar la base de activos de cada empresa con ajustes por eficiencia o establecer un mayor número de categorías para ponderar los cargos de cada mercado, que contemplaran variables adicionales a la capacidad de transformación. Es importante mencionar que la CREG, al momento de diseñar la fórmula tarifaria, no contaba con las bases de información a nivel 1 de tensión, necesarias para incluir todas las variables que determinan el costo de distribución.

Análisis de una muestra de circuitos de nivel 1 de tensión de Electrocosta y Electricaribe compilada específicamente para la revisión tarifaria

En esta sección se presentan los resultados del análisis de costos de activos de nivel 1 de tensión realizado directamente sobre la muestra de circuitos compilada por Electrocosta y Electricaribe como parte del proceso de revisión tarifaria. Se trata, como se explicó, de determinar, con confiabilidad estadística del 90% y un margen de error del 10%, el grado de dispersión del mercado de estas empresas reflejado en la variable de costos. Esta variable se estimó siguiendo la metodol ogía que aplicó la CREG como paso previo al cálculo de los promedios urbanos y rurales que se plasmaron en la Resolución CREG 082 de 2002.

Muestra

El análisis estadístico para definir la muestra lo realizaron funcionarios de la CREG con base en los siguientes parámetros.

Como insumos para determinar el error máximo permitido y el tamaño de la muestra se estimaron la longitud de la red de baja tensión y su desviación estándar de la muestra capturada por CC para las distribuidoras de la costa.

Información recopilada en campo para Electrocosta por Consultoría Colombiana S. A.

Estadísticas Electrificadora

de la Costa Atlántica

Total Transformadores 24

Longitud media de baja tensión (m) 189.42

Desviación Estándar de longitud de baja tensión (m) 293.33

El universo considerado, o población, está conformado por los transformadores de distribución reportados por esta empresa a enero de 2002, que constituye la base disponible más cercana a la fecha del muestreo realizado por CC en el 2001.

Estadística Electrificadora de la Costa Atlántica

Total Transformadores 18.095

El marco muestral está conformado por el total de transformadores reportados a Enero de 2002(8). El tamaño de muestra, por su parte, se estimó con las siguientes características:

- Nivel de confianza del 90%(9)

- Error máximo permisible del 10%(10)

- Varianza y Media de la variable que caracterizó la muestra de Consultoría Colombiana, levantadas en campo para los 24 y 49 transformadores de Electrocosta y Electricaribe, respectivamente.

Estimación del Tamaño de muestra

Características Electrocosta

Varianza Longitud (metros) 86,041

Longitud media (metros) 189.42

Transformadores del marco muestral 18,095

Nivel de confianza (1- a) 90%

Za/2 1.6448

Error máximo relativo 10.00%

Error máximo (metros) 18.94

n0 649

N 626

n (incluyendo 5% de no respuesta) 659

Dentro de la empresa, el tamaño de muestra se distribuye proporcional al número de transformadores en cada estrato, reportados a enero de 2002, tal y como fueron definidos.

Una vez definido el tamaño muestral, se siguió un procedimiento aleatorio para seleccionar los circuitos que debían incluir las empresas en la muestra. La muestra total se distribuyó por estratos estadísticos considerando la participación de los diferentes grupos en el universo de transformadores de acuerdo con su capacidad de transformación y el grupo de calidad. De igual forma, se conservó la base de selección aleatoria para remplazar aquellos transformadores que hubiesen cambiado de código, de especificaciones o ya no se encontraran en las bases de las empresas. En estos casos se escogieron los transformadores siguientes en los códigos aleatorios inicialmente estimados.  

La auditoría de la calidad de la información compilada por las empresas estuvo a cargo de funcionarios de la CREG. Se realizó una inspección de una submuestra de circuitos, dimensionada con los mismos criterios de la muestra inicial, 90% de confiabilidad estadística y 10% de error margen permisible, pero aplicada no al universo de transformadores, sino a la muestra compilada para este ejercicio. Se aplicó el método de cuadrículas para reducir los costos logísticos de la supervisión, sin sacrificar la solidez estadística(11).

A continuación se presentan los resultados de la aplicación a la muestra compilada por Electrocosta de la metodología de "dimensionamiento y valoración de activos diseñada por la CREG para definir los cargos promedio de distribución a nivel 1, urbanos y rurales.

Como se explicó, la estimación del costo de capital por Kwh sigue los siguientes pasos (Ver anexo 1 y Resolución CREG 113):

- Con base en la carga reportada por circuito se selecciona el transformador eficiente.

- Con base en la carga y la longitud se selecciona el calibre y material del cable en cada ramal del circuito.

- Con base en costos de mercado se costean los transformadores y cables seleccionados y los postes reportados.

- Se agregan los costos de inversión por circuito

- Se anualiza el monto de inversión del circuito utilizando una tasa de descuento del 16.06% y una vida útil de 20 años.

- Se tr ansforma la carga en energía anual (kwh/año), tomando en consideración factores de carga.

- Se divide el Costo Anual Equivalente de cada circuito por la energía anual para obtener un estimativo del costo de capital por kwh.

En el trabajo de campo no se midió la carga en hora pico, entre otras razones, porque habría implicado un tiempo y costo excesivo para recoger la muestra, en la medida en que la medición directa exige la visita de cada circuito en el período del día de mayor consumo. Como alternativa a esta variable se utilizó el mismo criterio empleado por la CREG para casi la mitad de los circuitos de la muestra de CC que no contaron con esta medición. En efecto, tanto en el 2002 como en este ejercicio se aplicó un 42% de la capacidad de transformación como carga de base para el circuito. Se aplicó, además una metodología alternativa en la cual, la energía efectivamente consumida por el circuito de acuerdo con las bases de facturación, se expresa en carga y corriente con las fórmulas incluidas en el anexo.   

Se observa que los circuitos de Electrocosta se concentran con mayor intensidad en la zona de costos bajos, con relación a la distribución para la muestra nacional.

< GRÁFICA NO INCLUIDA. VER ORIGINAL EN LA CARPETA “ANEXOS” O EN LA PÁGINA WEB www.creg.gov.co>

El resultado es robusto si se contrastan las distribuciones de costos para los circuitos urbanos y rurales de forma aislada. En los dos casos, los mercados de Electrocosta, al nivel 1 de tensión, reflejan una menor dispersión de su clientela de la que se infiere para la media nacional de la muestra de CC.

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Los resultados del ejercicio de costeo de los circuitos de nivel 1 de tensión aplicado a la muestra recogida por la empresa se presentan en el siguiente cuadro.

< CUADRO NO INCLUIDO. VER ORIGINAL EN LA CARPETA “ANEXOS” O EN LA PÁGINA WEB www.creg.gov.co >

En el caso de Electrocosta, se presenta una diferencia entre la estimación del cargo con la energía inferida y la observada. No obstante, en los dos casos, el cargo de la muestra es inferior al que se estimó con la base de CC y con el criterio de capacidad de transformación contenido en la Resolución CREG 082 de 2002. Con base en estos resultados se puede afirmar, con soporte estadístico, que la metodología para definir el cargo a nivel de tensión 1 en la regulación vigente no está creando un sesgo hacia la baja en los cargos de Electrocosta, por lo menos en lo relativo al nivel 1 de tensión.

La función de costos por unidad de energía en la muestra de circuitos de Electrocosta no es tan estrecha como la que se derivó para la muestra de Electricaribe. Se observa que el R2 es inferior al obtenido para esta última empresa. No obstante las marcadas economías de escala se mantienen.

< GRÁFICA NO INCLUIDA. VER ORIGINAL EN LA CARPETA “ANEXOS” O EN LA PÁGINA WEB www.creg.gov.co>

La siguiente gráfica explica por qué, en el caso de Electrocosta, se presenta una brecha entre la estimación del cargo con la energía inferida y la observada. En este mercado la energía efectivamente comercializada a nivel 1 de tensión es inferior a la que se imputa con el criterio empleado por la CREG.

< GRÁFICA NO INCLUIDA. VER ORIGINAL EN LA CARPETA “ANEXOS” O EN LA PÁGINA WEB www.creg.gov.co>

Finalmente, la auditoría de la información de la muestra de circuitos levantada por Electrocosta satisfizo los criterios dictados en el auto que ordenó el levantamiento de información.

6.2.1.3. Conclusiones

Una de las razones que motivó a Electrocosta a solicitar la revisión tarifaria es, de acuerdo con los documentos presentados, la incapacidad de la metodología vigente para capturar, en los cargos, las características particularmente dispersas de sus mercados en el nivel 1 de tensión. La crítica está relacionada con la estreche z de la definición de ruralidad en la Resolución CREG 082 de 2002. De acuerdo con la empresa, la metodología desconoce la existencia de circuitos caracterizados por baja demanda y redes extensas expresadas como relación al número de usuarios y, en consecuencia costos elevados, aun en áreas calificadas por la regulación como urbanas.

Dada la gran dispersión en el tipo de circuitos de nivel 1 que se encuentran en el país, el argumento de la empresa, de acuerdo con el análisis realizado por la Comisión, tiene validez en términos generales, por las dificultades de reducir a una sola variable (grado de ruralidad) la definición de los cargos en este nivel de tensión.

Para constatar si este resultado general afecta a las distribuidoras de la costa, se realizó un ejercicio con base en información primaria capturada directamente por las empresas que permite validar si, en el caso de Electrocosta, el tratamiento regulatorio del cargo de distribución a nivel uno no permite cubrir los costos del servicio.

Con el ejercicio realizado no se puede rechazar la validez de los criterios de la Resolución CREG 082 de 2002 para estimar los costos del servicio en el nivel 1 de tensión para el caso específico de la empresa Electrocosta, en lo referente al impacto en costos de la ruralidad y dispersión de la clientela.

6.2.2. Gastos AOM

6.2.2.1. Antecedentes

La empresa argumenta que los valores de los gastos AOM aprobados por la CREG en las resoluciones particulares respectivas son inferiores a los requeridos y por lo tanto solicita la revisión de lo aprobado por este concepto.

Para el análisis de la CREG se han considerado los siguientes documentos:

- Resolución CREG 054 del 19 de junio de 2003, "Por la cual se aprueban el Costo Anual por el uso de los Activos del Nivel de Tensión 4, el Costo Anual de los activos de conexión al STN y los cargos máximos de los niveles de tensión 3, 2 y 1, de los Sistemas de Transmisión Regional (STR) y de Distribución Local (SDL) operados por S. A. ESP".

- Resolución CREG 055 del 19 de junio de 2003, "por la cual se aprueban el Costo Anual por el uso de los Activos del Nivel de Tensión 4, el Costo Anual de los activos de conexión al STN y los Cargos Máximos de los niveles de tensión 3, 2 y 1, de los Sistemas de Transmisión Regional (STR) y de Distribución Local (SDL) operados por S. A. ESP".

- Comunicación de la CREG S-2005-00839, del 9 de marzo de 2005, mediante la cual se solicita a Electrocosta y a Electricaribe información desagregada sobre los gastos de administración, operación y mantenimiento en que incurrieron las empresas en el período 2001-2004, y el valor de los activos dedicados a la actividad de distribución en este mismo período.

- Electrocosta y Electricaribe, mediante comunicación con radicación CREG E 2005-002043, del 16 de marzo de 2005, envió la información del valor de los activos de distribución y con comunicación con radicación CREG E-2005-002987, del 20 de abril de 2005, entregó los gastos de AOM para los años 2002, 2003 y 2004 aunque sin la desagregación solicitada inicialmente.

Con esta última comunicación, también hizo llegar el contenido de las presentaciones reali zadas en la CREG (1o-dic-04) y en el Ministerio de Minas y Energía (30-mar-05). De la presentada en el Ministerio, denominada "Explicación de las alternativas para el cálculo de los cargos de suficiencia de Electrocosta y Electricaribe", se tomaron algunos parámetros utilizados por las empresas para desagregar gastos entre las actividades de distribución y comercialización.

La CREG, mediante comunicaciones S-2005-001273 y S-2005-001275, del 28 de abril de 2005, solicita aclaraciones a Electrocosta y a Electricaribe acerca de la desagregación de gastos y precisar los programas de inversión. Las empresas dan respuesta a la anterior solicitud mediante comunicación con radicación CREG E-2005-003666, del 13 de mayo de 2005.

También se tienen en cuenta otros documentos entregados por Electrocosta y Electricaribe dentro del proceso adelantado para resolver la solicitud de revisión de cargos.

6.2.2.2. Análisis de la Comisión

Con base en la desagregación de gastos de administración, operación y mantenimiento recibidos de Electrocosta y Electricaribe para los años 2002, 2003 y 2004 se construye un resumen, teniendo en cuenta, adicionalmente, los siguientes parámetros, también reportados por las dos empresas:

- De los Gastos de Operación compartidos, agrupados en los rubros de: "Medidas e instalaciones", "Suspensiones, corte, reconexiones e irregularidades" y "Nuevos suministros", para la actividad de distribución se toma el 57.0% de ellos para Electrocosta y el 46.6% para Electricaribe.

- De los Gastos de Administración compartidos, reportados en los rubros de: "Sueldos y salarios", "Aportes sobre nómina" y "Gastos generales", para la actividad de distribución se toma el 39.5% de ellos para Electrocosta y el 40.4% para Electricaribe.

- En la presentación el 30 de marzo de 2005, acerca del tratamiento de los gastos de personal del año 2003 se informa: "La reducción consistió en tomar los gastos de personal... y hacerlos eficientes reemplazando el Factor Prestacional Real de las compañías (Electricaribe: 2.15 y Electrocosta: 2.10) por el Factor Prestacional mínimo de Ley (1.52)".

Con base en lo anterior, se calcula una proporción similar de ajuste para los años 2002 y 2004. Para los Gastos de Administración este ajuste equivale al 31.2% del rubro "Sueldos y salarios" para Electrocosta y 34.0% para Electricaribe. Para los Gastos de Operación, dado que no hay un subtotal para sueldos y salarios y que estos están incluidos en los demás rubros(12), el ajuste se hace sobre el total de los Gastos de Operación y equivale al 3.7% para Electrocosta y al 3.9% para Electricaribe.

- Para incluir el rubro "Impuestos, contribuciones y tasas" se hace la siguiente separación:

. Todos los impuestos, excepto el gravamen a los movimientos financieros y el de industria y comercio, se distribuyen con los porcentajes utilizados para los demás Gastos de Administración.

. El gravamen a los movimientos financieros y el impuesto de industria y comercio se asigna a la actividad de distribución en la proporción que representa el cargo D dentro del CU de acuerdo con los porcentajes informados por las empresas.

Cuadro 1

Gastos de Administración, Operación y Mantenimiento Reportados

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Dentro de este rubro, la cuenta "512090 Otros impuestos y contri buciones" pasa de participar en menos del 10% en la cuenta "5120 Impuestos, Contribuciones y Tasas" durante los años 2002 y 2003, a representar el 21% para Electrocosta y 27% para Electricaribe en el año 2004. No se tiene una desagregación sobre dicha cuenta.

En resumen, los gastos de administración, operación y mantenimiento reportados por Electrocosta y Electricaribe para los años mencionados se muestran en el Cuadro 1

Con base en la solicitud formulada por la CREG, Electrocosta y Electricaribe entregaron la información en cuanto al valor de los activos dedicados a la actividad de distribución y las inversiones en esta actividad ejecutadas anualmente. El resumen de esta información se presenta en el Cuadro 2 y en el Cuadro 4 respectivamente.

Los valores incluidos en el Cuadro 2 corresponden a valores netos de activos de acuerdo con la información suministrada por las empresas: al valor histórico se le adicionan los ajustes por inflación y se le restan la depreciación y el ajuste por inflación de la depreciación acumulada.

Cuadro 2

Valor de Activos dedicados a Distribución

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Para los terrenos, dado que solo se reporta el valor de año 2004, se calculan los valores de los años anteriores restándoles los ajustes por inflación reportados para cada año.

Cuadro 3

Inversiones en Distribución

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Análisis de la Información

En la presentación al MME (30-mar-05) Electrocosta y Electricaribe incluyeron dentro de los gastos de administración los rubros "Amortización de intangibles", "Comisiones" y "Ajustes por diferencia en cambio" los cuales se excluyen del resumen mostrado en esta Resolución por considerar que dichos gastos no hacen parte de los que deben enumerarse como gastos de AOM. Las "Comisiones" en los Estados Financieros están reportadas como gastos financieros y en cuanto a la diferencia en cambio, si se aceptara tenerla en cuenta, debería figurar como un ingreso dado que de acuerdo con los Estados Financieros es mayor el ingreso que el egreso por este concepto (ver cuentas 4806 y 5803).

Sobre algunos rubros que tienen un comportamiento diferente en Electrocosta y en Electricaribe se les pidió aclaración a las empresas. En particular, para el de "Operación de red" la respuesta es la siguiente:

"El Centro de Operación Regional (COR) del Sistema de Transmisión Regional y de los Sistemas de Distribución Local de la Costa Atlántica se encuentra en la ciudad de Barranquilla, y es operado por personal que en su mayoría está a cargo de Electricaribe. Esto comprende los Centros Locales de Distribución (CLD), el Centro Regional Control (CRC), la Oficina Técnica de Operación (OTO), el Centro de Procesamiento de Datos (CPD) y los sistemas de supervisión SCADA. Este Centro de Operación presta servicios a ambas empresas, Electricaribe y Electrocosta.

Electrocosta en compensación presta a Electricaribe otros servicios, que globalmente balancean sus costos. Descontando estos casos particulares que no alcanzan el 1% de los costos totales, el resto corresponde a erogaciones que son asumidas por cada empresa".

De la anterior respuesta se podría concluir que Electric aribe está asumiendo algunos gastos de operación de Electrocosta. En "Operación de red" Electricaribe reporta $3,852 millones (7.6% del total de AOM) para el año 2004 frente a $16 millones reportados por Electrocosta para el mismo ítem. Dado que no hay información adicional que permita identificar los gastos reales de cada empresa se mantienen las cifras reportadas.

Sobre las inversiones reportadas se solicitó aclaración acerca de los programas denominados: "Inversiones en atención al cliente y call center" e "Inversiones en mejora de la gestión y campañas", a lo cual se recibió la siguiente respuesta:

"... las inversiones reportadas mediante comunicación del pasado 16 de marzo en los anteriores grupos incluyen proyectos que generan beneficios tanto para el negocio de distribución como para el de comercialización y los cuales se explican en el siguiente cuadro, destacando las inversiones que se consideran como asignables al negocio de distribución, utilizando como criterio de asignación el peso del cargo de distribución (D) en el CU".

Esta aclaración se tuvo en cuenta para calcular los valores mostrados en el Cuadro 3

Comparación con la remuneración aprobada

En este numeral se comparan los valores que las empresas están autorizadas a recaudar por la actividad de distribución, de acuerdo con los cargos aprobados, frente a los valores de remuneración estimados a partir de los activos existentes y los gastos de la empresa.

La comparación se hará para el año 2004, dado que este es el primer año completo de aplicación de los cargos aprobados con la metodología de la Resolución CREG 082 de 2003.

Metodología de remuneración

La metodología general de remuneración de la actividad de distribución de energía eléctrica, desarrollada en la Resolución CREG 082 de 2002, establece que los activos de distribución se remuneran de acuerdo con el valor de reposición a nuevo de las unidades constructivas que los conforman y sobre dichos valores de reposición a nuevo se asignan los gastos de administración, operación y mantenimiento a reconocer dentro de los cargos.

La Comisión ha considerado apropiado, para varias de las actividades que regula, utilizar como parámetro de valoración de activos la metodología del valor de reposición a nuevo, teniendo en cuenta las ventajas que ofrece este método de valuación. Dentro de ellas cabe citar, ente otras: la posibilidad de hacer iguales exigencias de calidad para la misma clase de activos, estimar el valor total de los activos a partir de un inventario de ellos, mantener la capacidad de producción (en este caso, transporte de electricidad) de la empresa dado que se considera que sus activos son nuevos, y la posibilidad de trasladar a los usuarios los beneficios de los avances tecnológicos.

Con base en lo anterior, una empresa tiene la posibilidad teórica de tener todos sus activos nuevos, lo que le ocasionaría unos gastos de AOM similares a los aprobados. Sin embargo, la realidad es que todas las empresas poseen activos con varios años de utilización y la inversión real en ellos es inferior a la reconocida regulatoriamente mediante la remuneración con valor a nuevo, por lo que para ellas existe una diferencia entre la remuneración recibida por activos nuevos y la remuneración que debieran recibir por su inversión real en los activos existentes.

La decisión empresarial consiste entonces en identificar cuánto de esta diferencia se utiliza en la reposición de activos y cuánto en cubrir los posibles mayores gastos de AOM que puedan ocasionar los activos que posee actualmente, con el propósito de cumplir con las exigencias de c ontinuidad y calidad en el servicio.

Por tanto, para determinar si se está remunerando adecuadamente la actividad de distribución se deben comparar los valores totales de remuneración por inversión y por AOM incluido en los cargos aprobados, frente a la suma de los gastos y la remuneración de la inversión existente de la empresa. No deben compararse por un lado las remuneraciones por inversión y, por otro, los valores de AOM; es necesario comparar la suma de los dos componentes.

Cuadro 4

Comparación para Electrocosta

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Remuneración con cargos aprobados

De acuerdo con lo señalado en la Resolución CREG 082 de 2002 y con base en el inventario de activos y el balance de energía reportados por las empresas, la CREG le aprobó los cargos de distribución vigentes a la Electrificadora de la Costa Atlántica mediante la Resolución CREG 054 del 19 de junio de 2003 y, a la Electrificadora del Caribe, mediante la Resolución CREG 055 de la misma fecha.(13)

En particular en esta Resolución, los ingresos que pueden recibir las empresas con los cargos de distribución aprobados se estiman extractando los valores remunerados por inversión y por AOM, del modelo de cálculo de cargos. Para el Nivel de Tensión 1 dado que no se tiene inventario de activos, se calculan la remuneración de activos y de AOM, multiplicando el cargo aprobado por la energía del mismo nivel. Estos valores de energía se toman de la información reportada por las empresas en los documentos radicados en la CREG con los números E 2004-001042 y E 2004-001043.

Los anteriores valores, que conforman la "remuneración aprobada", se calculan para el año 2001 y se actualizan al mes de junio de 2004 incluyendo el índice de productividad. Sin embargo, en la remuneración de este último año no se ha considerado el efecto del incremento del ingreso como consecuencia del aumento, durante estos mismos años (2001 a 2004), de la energía transportada. Dada la metodología de remuneración aprobada para la distribución de electricidad, un incremento en el transporte de energía lleva implícita una mayor retribución para los niveles de tensión inferiores al 4, cuyos ingresos para Electrocosta y Electricaribe representan cerca del 75% del ingreso total.

Los valores a remunerar a las empresas se estiman teniendo en cuenta:

i) La fracción anual que se debería reconocer sobre el valor de los activos existentes, con base en la metodología de remuneración de la distribución de electricidad;

ii) Los pagos por conexiones al STN y a otros operadores de red, y

iii) Los gastos de AOM. Solamente con el propósito de hacer una comparación, estos dos últimos rubros, conexiones y gastos AOM, se toman igual a los reportados por las empresas, sin que esto esté indicando que se consideren eficientes y sean dichos valores los que se deban remunerar. Para estimar la remuneración sobre activos, se calcula la anualidad que se debería reconocer por los valores de los activos de distribución existentes a diciembre de 2003, reportados en cada nivel de tensión, teniendo en cuenta las tasas de retorno y el porcentaje a reconocer por activos no eléctricos definidos en la Resolución CREG 082 de 2002.

Cuadro 5

Comparación para Electrocaribe

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Otras comparaciones

De la presentación en el Ministerio de Minas y Energía se extracta el siguiente resumen en cuanto a los valores de AOM para el año 2003:

Cuadro 6

Datos de AOM entregados por las Empresas

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Del Cuadro 7, que contiene las cifras utilizadas en esta Resolución, y sustituyendo el valor de mantenimiento reportado por la empresa para el año 2003 por el valor del programa de Mantenimiento Optimizado, el mismo resumen es el siguiente:

Cuadro 7

Gastos de AOM considerados

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Como se observa, la principal diferencia está en el rubro de administración, originada en los cambios que se presentan en el Cuadro 1 que, en resumen, hacen referencia a la exclusión de los gastos por diferencia en cambio y a la inclusión de los impuestos diferentes al de renta, con los supuestos allí anotados de desagregación entre distribución y comercialización.

La anterior comparación se hace con base en los valores reportados por la empresa y algunos ajustes evidentes sobre dicha información. No se ha hecho una revisión mucho más detallada para determinar si tales gastos son los que se deben remunerar, dado que si se tratara de examinar dichos costos, excluir los ineficientes y determinar cuáles de ellos son los eficientes para luego remunerarlos a través de cargos de distribución, se estaría haciendo referencia a una metodología de remuneración por costos que no corresponde a la actualmente aprobada para la actividad de distribución de energía eléctrica, que es de precio máximo considerando activos con valor de reposición a nuevo y gastos de AOM para estos activos.

El ejercicio ha consistido en comparar el valor aprobado a la empresa mediante el cálculo de la remuneración anual aprobada (inversión y AOM) estimada a partir de los cargos de distribución vigentes y cotejarlo con la suma de los gastos mostrados por la empresa más una estimación de la rentabilidad que le debe generar la inversión en activos de distribución, de acuerdo con las tasas de retorno vigentes para esta actividad.

Resultado de la Comparación

En los cuadros 4 y 5 se presenta la comparación entre la remuneración calculada a partir de los cargos aprobados a Electrocosta y a Electricaribe, y los valores a reconocer a las empresas. En el Anexo 2 se desagregan los valores que conforman las cifras mostradas.

De acuerdo con la metodología de la Resolución 082 de 2002, no es correcto hacer comparaciones separadas de valores remunerados por inversión y de los valores remunerados por AOM, frente a los gastos de las empresas. Es necesario comparar la suma de los dos componentes, dado que le corresponde a la empresa decidir, de la remuneración recibida, cuánto destina a remunerar inversión y cuánto a cubrir posibles mayores gastos de AOM, ocasionados por activos que no son nuevos.

Como se observa en los cuadros anteriores (5 y 6 y anexo 2), la comparación de los valores totales muestra que la remuneración para las dos empresas, estimada a partir de los cargos aprobados, supera los valores a remunerar. La diferencia entre dichos totales alcanza incluso para cubrir el costo del programa de Mantenimiento Optimizado informado por las empresas, como se puede observar en el Anexo 2.

Comparación con Ingresos

De acuerdo con el Estado de Resultados de la actividad de distribución reportado al Sistema Único de Información (SUI) para el año 2004, los ingresos por "Consumo" y "Uso de líneas y redes" equivalen a $240.000 millones para Electrocosta y a $257.000 millones para Electricaribe.

Para Electrocosta estos ingresos superan los "Valores a Remunerar" del Cuadro 4 y equivalen al 86% de la remuneración estimada. Para Electricaribe los ingresos, aunque cercanos, son inferiores a los "Valores a Remunerar" del Cuadro 5 y equivalen al 75% de la remuneración estimada. La diferencia en porcentajes entre una y otra empresa puede deberse en parte a la aplicación de la "Segunda etapa de Transición" y, por otra parte, a las pérdidas de energía (principalmente las No Técnicas), pero este aspecto corresponde mucho más a la actividad de comercialización que a la de distribución.

Para la segunda etapa de transición se aprobaron plazos diferentes para las dos empresas y, adicionalmente, para Electricaribe el cargo del Nivel de Tensión 1 con el que se inició dicha etapa fue inferior al que se estaba cobrando en los meses anteriores, mientras que para Electrocosta se fijó un incremento mensual sobre dicho cargo. Dado que esto es una situación temporal, el cálculo de la remuneración estimada no tiene en cuenta estos efectos los cuales se deben ver reflejados en los ingresos reportados en los Estados Financieros.

6.2.2.3 Conclusiones

Aunque al comparar las cifras de AOM estimadas a partir de los cargos aprobados frente a las reportadas en los estados financieros, las primeras son inferiores, esta comparación no puede hacerse por separado de la remuneración por inversión, dada la metodología con base en la cual se definen los cargos de distribución: activos por valor de reposición a nuevo y gastos de AOM para activos nuevos. Si los activos no son todos nuevos, como realmente sucede en todas las empresas de distribución, es decisión de la empresa utilizar parte de la diferencia en remuneración de inversión, para los posibles mayores gastos de AOM que puedan ocasionar los activos con varios años de utilización.

Para las empresas Electrocosta y Electricaribe, la comparación entre la remuneración estimada a partir de los cargos aprobados (inversión más AOM) y la remuneración calculada a partir de los datos de la empresa, incluyendo en esta última un programa de "Mantenimiento Optimizado", muestra que la primera es superior a la segunda, con lo que se demuestra que los cargos aprobados son suficientes para remunerar la inversión en activos de las empresas y sus gastos de AOM.

6.2.3 Gastos AOM por Salinidad

6.2.3.1 Antecedentes

A continuación se hace un recuento de los argumentos presentados por las partes en lo referente al tema de salinidad y sus efectos sobre los gastos AOM.

Valoración del nivel de criticidad del medio ambiente sobre el sistema de aislamiento de la red de transmisión de energía eléctrica de Electrocosta

Los sistemas de aislamiento externo de redes eléctricas que están expuestos a ambientes agresivos, principalmente ambientes costeros, empiezan a perder su función aislante por la formación de una capa sobre la superficie del aislador. Esta capa se puede formar debido a la presencia de lluvia salina o la deposición de una capa de polución seca con su subsiguiente humectación debido a la lluvia, humedad o niebla. La evaluación se hizo por medio del análisis ESDD (Equivalent Salt Deposit Density), o densidad equivalente de sal depositada.

En este informe se muestra la evaluación que se hizo en la zona atlántica colombiana, donde se encuentra la red de distribución de e nergía de Electrocosta, se documenta el procedimiento seguido para la valoración del ambiente y se anexa un registro fotográfico detallado de la infraestructura evaluada, con el fin de corroborar la inspección realizada.

Con base en la norma GTC 56 se presentan 4 niveles de criticidad

Ligero

- Areas en zonas industriales y con baja densidad de casas equipadas con sistemas de calefacción

- Areas con baja densidad de industrias o casas pero sometidas a vientos y lluvias fuertes

- Areas agrícolas

- Areas montañosas

- Areas situadas al menos a 10 ó 20 km del mar

Mediano

- Areas con industrias que no producen humos contaminantes y/o con densidad promedio de casas equipadas con instalaciones de calefacción

- Areas con alta densidad de casas y/o industrias pero sometidas a vientos y lluvias frecuentes

- Areas expuestas a los vientos de mar pero no demasiado cerca de la costa al menos varios kilómetros de distancia

Alto

- Areas con alta densidad de industrias y suburbios de grandes ciudades con alta densidad de plantas de calentamiento que producen contaminación

- Areas cercanas al mar o cualquier caso expuestas a vientos relativamente fuertes desde el mar.

Muy alto

- Areas generalmente de mediana extensión sometidas a polvos conductores y a humos industriales que producen depósitos conductores densos.

- Areas generalmente de extensión moderada, muy cercanas al mar y expuestas a lluvias marinas o a vientos fuertes y contaminantes desde el mar.

- Areas desérticas caracterizadas por escasez de lluvias por largos períodos, expuestas a fuertes vientos que arrastran arena y sal y sometidas a condensación regular.

Procedimiento experimental en campo para la evaluación de la severidad de la contaminación.

- Materiales y reactivos

- Equipos

- Procedimiento de evaluación

- Cálculo del ESDD

- Valoración del nivel de criticidad

- Relación entre contaminación y distancia de fuga

- Circuitos evaluados

- Mapas de contaminación

- Registro fotográfico

Relación entre contaminación y distancia de fuga

Nivel de contaminación Distancia de fuga mínima nominal (mm/kv)

Ligero 16

Mediano 20

Alto 25

Muy alto 31

Sobre la salinidad y los efectos en los costos de Administración y Mantenimiento

El Comité de Expertos de la CREG, en su disertación sobre el tema de salinidad, dice que:

"Es importante aclarar que cuando se adoptó la metodología definitiva de remuneración de la actividad de distribución eléctrica para el actual período tarifario, contenida en la Resolución CREG 082 de 2002, no se encontró información suficiente que justificara cambiar los criterios que sobre este aspecto la Comisión había adoptado en la anterior metodología de remuneración contenida en la Resolución CREG 099 de 1997.

Por tanto, aún cuando en la resolución "de consulta se propuso un procedimiento para reconocer estas condiciones de salinidad al adoptar la decisión final se concluyó que se debían mantener las reglas vigentes desde 1997, por no existir razones que permitiera tomar una decisión distinta".

Es necesario indicar que la CREG acepta la metodología que estableció para el cálculo de los cargos de distribución de las empresas de distribución del país no se ajusta a la particularidad de salinidad de Electrocosta, ya que propone para estas empresas.

"reconocer el efecto de la salinidad sobre Unidades Constructivas existentes que actualmente no consideran este efecto para Electrocosta en los Niveles de Tensión 4, 3 y 2, sobre las cuales se reconocerá un ajuste en los costos de AOM en los términos previstos en la Resolución CREG 082 de 2002.

Adicionalmente, se propone incluir, en la estimación del AOM en el Nivel de Tensión 1, los costos relacionados con una de las actividades adicionales que implica el mantenimiento de los activos de nivel de tensión 1 ubicados en áreas con alto nivel de contaminación salina".

 Electrocosta presentó un listado de activos ubicados en una franja de 30 km. de terreno al litoral, es evidente que a empresas como Interconexión Eléctrica, ISA, y a Transelca se les ha a probado gastos adicionales por salinidad a distancias cercanas a los 100 km., tal como se muestra en la siguiente tabla del documento "SOLICITUD DE INCORPORACION DE UNIDADES CONSTRUCTIVAS DE PROPIEDAD DE TRANSELCA A LA BASE DE DATOS DE ACTIVOS CON CONTAMINACION SALINA" presentado por Transelca y considerado y aprobado por la CREG para la determinación de los peajes de transporte del STN.

Subestación Distancia al mar en km

Santa Marta 3

Cuestecita 52

Fundación 54

Valledupar 88

Copey 98

Esto es discriminatorio contra Electrocosta, el hecho de que se le considere una distancia menor para el reconocimiento de los gastos adicionales por salinidad.

Por tal razón solicitamos a la CREG que sea reconocido el gasto adicional por contaminación salina para todos los activos que están ubicados en una franja de terreno a 100 km. del litoral.

Para el nivel de tensión 1

La metodología de remuneración de la actividad de distribución establecida en la Resolución 082 de 2002 definió que el Operador de Red es el responsable de ejecutar las actividades de Administración, Operación y Mantenimiento para los activos de nivel 1, posteriormente la CREG precisó el alcance de estas actividades, específicamente en lo relacionado con el mantenimiento en el concepto CREG para empresas Públicas de Medellín. En dicho concepto, la CREG expresa sobre el mantenimiento de nivel 1, lo siguiente:

"Respecto de las actividades remuneradas mediante el cargo CDM j,1,m, en el documento CREG 113 de 2002, donde se encuentra el soporte metodológico de la Resolución CREG 82 de 2002, se describe el alcance de dichas labores así:

"El valor de mantenimiento considerado para el Nivel de Tensión 1 incluye cambio de pararrayos y fusibles, incluyendo su suministro y labores de inspección, limpieza de servidumbres, poda de árboles y prueba de rutina de aceite en transformadores.

Este mantenimiento no incluye el reemplazo de pararrayos tipo estación, ni la reposición de la red y de los transformadores (aisladores, cables, postes, crucetas, vientos, cajas primarias de los transformadores, etc.) esta aclaración es particularmente importante para establecer las responsabilidades del OR frente al mantenimiento que debe hacer sobre los activos de terceros".

Según lo anterior el AOM no contempla el suministro de equipos especiales diferentes a los mencionados y por tanto no existe responsabilidad del OR respecto de ellos.

La CREG indica que el mantenimiento de los activos de nivel de Tensión 1, no se incluyeron para los Operadores de Red que realizan las actividades de AOM en activos ubicados en zonas de contaminación salina.

Electrocosta podría recaudar una anualidad de $4274 millones de pesos por concepto de AOM en nivel 1. Sin embargo adicional a esta cifra, se debe incluir en la anualidad por AOM de nivel 1 el monto necesario para ejecutar las actividades de mantenimiento preventivo por salinidad. Con base en la información del estudio Consultoría Colombiana, se obtiene que los recursos adicionales por mantenimiento preventivo por contaminación salina ascienden a $8130 millones de pesos, esta cifra tomó como base del cálculo los 13316 transformadores de distribución ubicados en la franja sujeta a contaminación salina con distribución entre las zonas urbana y rural.

Tipo de mantenimiento preventivo
por contaminación salina AOM nivel 1 - Franja salina ($)

Lavado de aisladores red 3.839.698.368

Lavado trafos urbanos 2.010.953.844

Lavado trafos rurales                               1.638.971.680

Pintura cubas Trafos 532.640.000

Revisión de postes 108.136.333

TOTAL 8.130.400.225

Se ha establecido que la cifra reconocida por la CREG a Electrocosta por AOM de nivel de Tensión 1, no están incluidos los recursos necesarios para que Electrocosta realice las actividades de mantenimiento preventivo relacionadas con la contaminación salina, razón por la cual solicitan que los cargos de distribución aprobados para Electrocosta se incluyan los costos correspondientes al mantenimiento preventivo por contaminación salina.

Electrocosta en febrero de 2004 presentó un cálculo sobre las anualidades que deben ser reconocidas en nivel de tensión 1, dado que la CREG en el soporte de la Resolución 082 de 2002 ni en la misma Resolución incluye estos gastos.

Se utilizaron los costos proporcionados por el estudio de Consultoría Colombiana dado que la empresa interpretó que al estar involucrada en un proceso de fijación de cargos eficientes se deberían usar los identificados como eficientes por el consultor de la CREG y por la misma CREG.

En relación con el Nivel 1 de tensión, no se reconoce como necesario el lavado de aisladores, ya que los mismos son generosamente sobredimensionados frente a este efecto, a costos muy bajos, por causa de requerimientos de control de otro tipo de fenómenos, como salidas por sobretensiones producidas por descargas atmosféricas indirectas y por sobretensiones transferidas durante fallas en otros niveles de tensión.

Erosión en concreto

La CREG plantea como conclusión final que "Dado que el diseño de postes se efectúa con determinados criterios de esfuerzo transversales y longitudinales, que no fueron objeto de este análisis no fue posible concluir sobre una disminución en la vida útil del activo en este caso". La CREG rechaza el reconocimiento de la reposición de postes por influencia de la contaminación salina, al considerar una prueba que la misma CREG dice que no le permite llegar a ninguna conclusión sobre la disminución de vida útil de los postes. Esto en razón a que se puede ver claramente en el documento de la CREG que los supuestos y experimentos del estudio no están orientados a tal fin.

En el anexo 3 del documento de la CREG del 14 de abril de 2004, se plantean los resultados de unos experimentos, cuyos objetivos, supuestos y condiciones de prueba no son explícitos en el documento, ni se conoce si corresponden a las condiciones ambientales de la Costa Atlántica. Asimismo, en el desarrollo matemático que plantean los expertos para encontrar la formulación que les permita relacionar la potencia del agente abrasivo con el desgaste del material, se encontró un error que cambiará los resultados obtenidos.

Se asume, por ejemplo, que "la abrasión del aire con arena se comporta de la misma manera que se comporta el agua con escombros", sin que esta hipótesis esté soportada por algún tipo de resultados experimentales. Sin embargo, el mayor error está en despreciar el efecto abrasivo de la salinidad sobre el concreto.

Plantean los expertos de la CREG que "si bien la contaminación salina juega un papel importante en la degradación de la infraestructura eléctrica colombiana, se deben considerar otros parámetros que inciden conjuntamente en su deterioro, como la erosión y la polución.

Corrosión en Acero

La CREG desconoce la evidencia empírica presentada en los documentos entregados por Electrocosta a la CREG y que fue observada por los expertos en su visita técnica a la Costa Atlántica.

Los elementos que constituyen la red de Electrocosta están hechos de acero de la más alta especificación, con galvanizado en caliente, son afectados de manera grave por la corrosión en el lapso de pocos años y algunas veces meses.

Corrosión en general

Sobre el porcentaje de reconocimiento de gastos de AOM adicionales por contaminación salina.

Se plantea por parte de la CREG que el reconocimiento de 0.5% de AOM adicional por salinidad es adecuado para conservar la vida útil de las torres galvanizadas. Este porcentaje no ha sido soportado por algún estudio o documento de la CREG, ni para la Resolución 099 de 1997 ni para a Resolución 082 de 2002.

Para Isa, Transelca y San Andrés y Providencia, la CREG está aceptando metodología y procedimientos de aprobación de cargos diferentes a los empleados en el proceso de Electrocosta, ya que a esta le han solicitado pruebas que no les han solicitado a las otras empresas mencionadas.

Señalan discriminación contra Electrocosta.

- Los argumentos de la CREG que refutan la solicitud de Electrocosta no tienen sentido frente a la evidencia presentada.

- Si hay lugar al reconocimiento de gastos adicionales por contaminación salina en el nivel 1.

- Hay discriminación en la metodología y criterios aplicados a la Costa Caribe para la remuneración de la salinidad en cuanto a la distancia considerada para la cuantificación de la masa de los activos.

Electrocosta solicita que le sean aprobados los gastos adicionales por efectos del mantenimiento por contaminación salina en una franja de terreno de 100 km al litoral.

Comité de Expertos (CE) de la CREG

Sobre la salinidad y los efectos en los costos de Administración, Operación y Mantenimiento

Electrocosta en la solicitud de cargos de distribución eléctrica pide un ajuste en la componente de los cargos aprobados que remuneran los gastos de AOM, por mantenimientos adicionales requeridos en los activos expuestos a los efectos de altos niveles de contaminación salina, que se supone existe en algun as de las áreas donde presta el servicio.

La solicitud está sustentada en la identificación de unidades constructivas que se encuentran expuestas a altos niveles de contaminación salina. Estas unidades contractivas son adicionales a las que fueron consideradas en el actual período tarifario como expuestas a la salinidad, para efectos de ajustar los costos de AOM, y pertenecen a las mismas áreas consideradas en el período tarifario anterior, según la metodología contenida en la Resolución CREG 082 de 2002.

El procedimiento inicialmente previsto en la resolución CREG 073 de 2002, de consulta de la metodología de remuneración de la actividad de distribución, para reconocer sobre una Unidad Constructiva el porcentaje adicional de AOM por contaminación salina, era clasificarla en el Nivel de Contaminación "IV Muy Alto" de conformidad con la Guía Técnica Colombiana - GTC 56, que es similar al criterio utilizado en la metodología de remuneración de la actividad de transmisión eléctrica.

En este sentido, es importante aclarar que cuando se adoptó la metodología definitiva de remuneración de la actividad de distribución eléctrica para el actual período tarifario, contenida en la resolución CREG 082 de 2002, no se encontró información suficiente que justificara cambiar los criterios que sobre este aspecto la Comisión había adoptado en la anterior metodología de remuneración contenida en la Resolución CREG 099 de 1997. Por tanto, aún cuando en la resolución de consulta se propuso un procedimiento para reconocer estas condiciones de salinidad, al adoptar la decisión final se concluyó que se debían mantener las reglas vigentes desde 1997, por existir razones que permitiera tomar una decisión distinta.

Con base en la información suministrada por la empresa, que corresponde en esencia a los resultados arrojados de la ejecución de la pruebas previstas en la Guía Técnica Colombiana, GTC 56, se propone reconocer el efecto de la salinidad sobre Unidades Constructivas existentes que actualmente no consideran este efecto para Electrocosta en los niveles de tensión 4, 3, 2, sobre las cuales se propone reconocerá un ajuste en los costos AOM en los términos previstos en la Resolución CREG 082 de 2002. Adicionalmente, se propone incluir, en la estimación del AOM en el Nivel de tensión 1, los costos relacionados con una de las actividades adicionales que implica el mantenimiento de los activos del nivel de tensión 1 ubicados en áreas con alto nivel de contaminación salina.

Para niveles de tensión 4, 3 y 2

De acuerdo con lo previsto en la Resolución CREG 082 de 2002, a la empresa Electrocosta se le reconoció un porcentaje adicional de 0.5% en el AOM, por concepto de mayores costos de mantenimiento de equipos ubicados en áreas de contaminación salina, que según lo definido por la Comisión en su momento correspondían a los activos localizados en el departamento de Bolívar.

Una vez verificada la información adicional entregada por la empresa Electrocosta, sobre equipos expuestos a altos niveles de contaminación salina, pero ubicados en otros departamentos, la Comisión considera que dentro lo previsto en la Guía Técnica Colombiana, GTC 56, existe evidencia suficiente para incluir otras unidades constructivas como unidades expuestas a altos niveles de contaminación salina.

Para el nivel de tensión 1

El modelo de costos utilizado para estimar los gastos de administración, operación y mantenimiento en el nivel de tensión 1 no consideró actividades relacionadas con el mantenimiento de activos expuestos a altos niveles de contaminación salina.

La empresa expone que todos los activos del Nivel de Tensión 1 ubicados dentro de una franja de 30 kilómetros contigua al mar, están expuestos a altos niveles de contaminación salina.

Dado que de la evaluación de los efectos de la exposición a altos niveles de contaminación de los activos de nivel de tensión 1 no se concluye que se requieran actividades de operación y mantenimiento especiales, la aproximación de la empresa acerca de una franja de 30 Kms se considera adecuada para reconocer un mantenimiento preventivo de los transformadores (pintura) y no se requiere la información adicional del modelo para determinar las distancias en las cuales se presentan niveles de corrosión.

6.2.3.2 Análisis de la Comisión

Por no existir un conocimiento especializado en el tema dentro de los expertos ad hoc se decidió solicitar un peritazgo a la Universidad de Antioquia-Facultad de Ingeniería, quien con base en los documentos que obran en el expediente de revisión tarifaria de Electrocosta debía determinar si con la información científica y técnica disponible sobre los efectos de la corrosión en la infraestructura y equipos de los sistemas de distribución de energía eléctrica es posible obtener un resultado más adecuado que el presentado por el Comité de Expertos de la CREG, y en caso afirmativo cuál habría sido el procedimiento para llegar a ese resultado.

Se puso a disposición del perito los siguientes documentos que obran en el expediente:

i) "VALORACION DEL NIVEL DE CRITICIDAD DEL MEDIO AMBIENTE SOBRE EL SISTEMA DE AISLAMIENTO DE LA RED DE TRANSMISION DE ENERGIA ELECTRICA DE ELECTROCOSTA", elaborado por la Corporación para la Investigación de la Corrosión CIC, de fecha 23 de febrero de 2004 (Tomo I, folios 514 a 526);

ii) "Documento de Electrocosta titulado INFORMACION ADICIONAL A LA SOLICITUD DE REVISION DE CARGOS DE DISTRIBUCION POR RAZONES DE SUFICIENCIA FINANCIERA", del 11 de febrero de 2004 (Tomo I, folios 297-498);

iii) Documento de Electrocosta titulado "ERRORES GRAVES AL DOCUMENTO ANALISIS DEL COMITE DE EXPERTOS SOBRE LAS PARTICULARIDADES EXPUESTAS POR ELECTRICARIBE S. A. ESP A TRAVES DE LA SOLICITUD DE REVISION DE CARGOS DE DISTRIBUCION", de fecha 19 de abril de 2004 (Tomo II, folios 898-940);

iv) Documento CREG titulado "ANALISIS DEL COMITE DE EXPERTOS SOBRE LAS PARTICULARIDADES EXPUESTAS POR ELECTROCOSTA S. A. ESP A TRAVES DE LA SOLICITUD DE REVISION DE CARGOS DE DISTRIBUCION", de fecha 14 de abril de 2004 (Tomo II, folios 789-860).

A continuación se presentan los apartes relevantes del informe de peritazgo solicitado, sobre los puntos motivo de la reclamación en este tema.

Extensión del reconocimiento al resto de Departamentos de la Costa Atlántica que son servidos por las Empresas solicitantes

La similitud de las características climatológicas permite concluir fácilmente que existen razones suficientes para justificar el mismo trato.

Justificación del 0.5 por ciento del AOM como reconocimiento por los costos adicionales ocasionados por la contaminación salina

No se identifica ningún criterio racional para definirlo. A partir de los modelos que hablan de la variación exponencial inversa de la salinidad y de la corrosividad, con la distancia al litoral, se pueden establecer relaciones del mismo tipo, que permitan calcular la fracción a incrementar, de acuerdo con la ubicación de las instalaciones, a partir de datos como los que se conocen para la Bahía de Cartagena, pero que sería necesario complementar con una serie de valores correspondientes a diferentes puntos de la Costa Caribe.

Por otro lado, la utilización de una ecuación como la última presentada, también permitiría establecer el factor requerido.

Ampliación a la faja de 100 km

Se ha demostrado claramente que la salinidad cae bruscamente con la distancia al litoral, de manera que a pocos kilómetros se tienen tasas de corrosión del mismo orden de las que se encuentran en atmósferas rurales. El ancho de esta franja podría determinarse más exactamente si se lograra levantar una ecuación como la exponencial inversa mencionada antes, pero de cualquier forma no debe superar los 30 km.

Reconocimiento por operación a niveles de tensión 1

Al respecto, se consideran varios aspectos que vale la pena tratar por aparte:

Operaciones de lavado. Aunque es claro que la razón fundamental de estas es la limpieza de los aisladores para evitar un mal comportamiento dieléctrico y consiguientes riesgos de arcos y de fugas de corriente, las mismas cumplen un papel fundamental en la disminución del ataque corrosivo de las superficies de todos los materiales que son lavados. Inclusive, en ocasiones, partes con funciones muy diferentes a las de un aislador, tienen como medida anticorrosiva exclusiva, su lavado periódico. Por otra parte, hay que recordar que la selección de los aisladores no sólo depende de las condiciones de tensión, sino de las características microclimáticas,25 y esto último no ha sido práctica usual en el montaje de la s instalaciones en el País, lo cual obliga a recurrir al lavado de manera indiscriminada. Aunque es obvio que esta operación es más importante en períodos secos, no se puede olvidar del todo durante la lluvia, pues esta también puede contribuir a contaminar la superficie, sobre todo, cuando no es de mucha intensidad.

Pintado de transformadores. Los tiempos de repintado recomendados por las normas colombianas, están basados en unas condiciones ideales de preparación de superficies, las cuales son difíciles de obtener en el trabajo de campo y mucho más en ambientes costeros, debido a la contaminación salina y de material particulado en general, lo mismo que a los altos niveles de humedad relativa. Todo esto disminuye de manera brusca los tiempos para repintado.

Deterioro de los postes de concreto. Su problema no es de abrasión, pues tal como lo muestran los cálculos incluidos en la documentación, en dichas condiciones tendrían una larga vida. El problema real es el de la corrosión de la armadura de acero, pues en su fabricación se siguen procedimientos y se usan concretos convencionales, que no permiten armaduras adecuadamente protegidas del ataque de la atmósfera. En ambientes marinos, los cloruros atraviesan con suma facilidad la capa de concreto (y muchas veces este los contiene) y atacan de manera generalizada, pero más comúnmente de forma localizada a las barras de refuerzo, corroyéndolas a velocidades muy superiores a las que se estiman para una superficie de acero libre desnudo. En consecuencia, se presentan situaciones de deterioro prematuro. En consecuencia, se ve razonable la revisión frecuente de los postes de concreto.

Corrosión de los cables de conducción. El aluminio es el material de conducción y, como ya se ha dicho, en atmósferas marinas presenta un comportamiento poco predecible, debido a que la casi totalidad de la corrosión que experimenta es de tipo localizado. En presencia de cloruros, es atacado por picado y, además, es bastante susce ptible a la corrosión por hendiduras. En los cables con alma de acero, la situación es más compleja, debido al establecimiento de un par galvánico, que hace que el acero se pueda corroer, de manera localizada, a velocidades muy superiores a las de las superficies abiertas. En consecuencia, los cálculos que se incluyen en la documentación recibida, no tienen sentido. La vida en servicio de los conductores con alma de acero es poco previsible, siendo necesario efectuar análisis in situ o simulaciones en condiciones de laboratorio muy ajustadas a la realidad, para poder hablar de lo esperado en una atmósfera dada. Su vida en servicio no se puede prever a partir de ecuaciones dosis-respuesta.

6.2.3.3 Conclusiones

Con base en el dictamen pericial, es razonable reconocer los valores adicionales de gastos AOM en el nivel I, correspondientes a las actividades de Operaciones de Lavado y Pintado de Transformadores.

En el mismo dictamen se hace mención de otros elementos (el 0.5% adicional de AOM, por ejemplo) que son objeto de análisis. Sin embargo, cuando lo que se propone es puramente teórico y no se tiene (ni se tendría en un futuro cercano) la información para corroborarla o aplicarla, se ha optado por no utilizarlo.

El modelo de costos utilizado por la Resolución 82 de 2003 para estimar los gastos de administración, operación y mantenimiento en el nivel de tensión 1 no consideró actividades relacionadas con el mantenimiento de activos expuestos a altos niveles de contaminación salina.

Se ha utilizado (por ser la única referencia de costos para el cálculo de los AOM adicionales) el estudio de costos de AOM para el nivel de tensión 1 efectuado por CC, en el cual se anota que para el caso particular de la zona costera se debía incrementar el costo de AOM por efecto del lavado y pintura de transformadores y estructuras, que se requería realizar, en épocas de verano, debido a la atmósfera salina. Allí se estimó un valor de $349.610 de costo anual por transformador por efecto de lavado de las redes del Nivel de Tensión 1 con frecuencia de cuatro veces al mes durante tres meses con ocho personas, y un rendimiento de 3 km diarios, valor al cual se deberían adicionar $120.000 por transformador para pintar; y adicionalmente, $78.405 por km de red de nivel de tensión 1, debido a la reposición temprana de postes de concreto que se encontraban expuestos a salinidad, motivo por el cual se deterioraban más rápidamente que el promedio. Así, el Operador de Red, con el propósito de reducir los efectos que pueda causar la contaminación salina en la vida útil de los activos, debía realizar las siguientes actividades periódicas:

- Lavado de transformadores

- Lavado de aisladores de red secundaria

- Pintura de transformadores

- Revisión de postes

Para la estimación de AOM en Nivel de Tensión 1 se consideran los activos ubicados dentro de una franja de 30 kilómetros contigua al mar, expuestos a altos niveles de contaminación salina.

Por otra parte, para estimar los costos por pintura de transformadores, se verificó que en la Norma Técnica Colombiana NTC 3396 de 1999 se establece una diferenciación entre la pintura de transformadores para dos tipos de ambientes de utilización. Dada esta condición técnica, se co nsidera pertinente reconocer un rubro de mantenimiento para pintura en los transformadores expuestos a condición salina, que se recomienda, según la misma norma, efectuar cada cinco años.

Con base en la información reportada por la empresa, se establece que el número de transformadores que estarían sujetos a la aplicación de costos adicionales de AOM serían 11640, esto es, un 84% del total.

Asimismo, con base en los costos estimados por Consultoría Colombiana para la actividad de pintura de transformadores asociada con el mantenimiento de activos en áreas con altos niveles de contaminación salina, ($120.000 /transformador cada 3 años), se estimaron los costos anuales por este concepto, modificando la periodicidad propuesta de tres a cinco años, de acuerdo con la recomendación de la Norma Técnica mencionada, resultando que por cada transformador anualmente se reconocerá $24.000 por este concepto, que resulta ser de carácter preventivo, y que, multiplicado este valor por el número de transformadores expuestos a altos niveles de contaminación salina antes descritos, se obtiene que el efecto de los ingresos en el nivel de la componente de AOM en los cargos máximos aprobados a las empresas y en el cargo asociado son:

Cargo de AOM en el Nivel 1

(Pesos de diciembre 2001 por kWh)

Actual 1.8899 Adicional 1.0061 Nuevo 2.8960

7. CONSIDERACIONES SOBRE OTROS ASPECTOS

7.1 Costo marginal de largo plazo

A su solicitud de revisión tarifaria, las empresas acompañaron un documento preparado por la Doctora Carmenza Chaín, dirigido a mostrar como, dado el grado de madurez de sus mercados, el costo marginal de largo plazo es mayor que el costo medio. Puesto que la Resolución CREG 082 de 2002 remunera el servicio con base en costo medio, se estaría generando un faltante entre la tarifa y los costos del servicio. Sobre el particular no se considera procedente dicho razonamiento por las siguientes razones.

- No es claro que, en el caso de Electrocosta, el costo marginal de largo plazo sea mayor al costo medio. Este resultado depende de un juicio sujetivo según el cual los aumentos futuros de la demanda de energía se presentarán en zonas rurales alejadas y no en los centros urbanos densamente poblados. Dadas las relativamente bajas coberturas en zonas rurales es probable que se incremente el número de usuarios en zonas alejadas y de costos del servicio elevados. No obstante, esto no implica que los aumentos de los consumos, correspondan a este crecimiento en la nueva población cubierta. Es muy probable, que las zonas urbanas contribuyan incluso más que proporcionalmente en el crecimiento de la demanda con lo cual los costos marginales serán inferiores al medio y la regulación por costo marginal generaría excedentes. Este escenario corresponde a crecimientos en los consumos medios de usuarios urbanos vía elasticidad ingreso de la demanda y al crecimiento acelerado de las ciudades por los procesos de urbanización y desplazamiento.

- El debate teórico sobre si se debe regular a costo marginal o costo medio de largo plazo aún está abierto. El costo marginal tiene como ventaja que asegura la remuneración de la expansión aún bajo condiciones de economías decrecientes a escala. Por otra parte, la tarificación por costo marginal representa el óptimo de eficiencia económica. Es necesario, como lo mostró, Ram sey, desviarse de este óptimo cuando el costo marginal difiere del medio. Como desventaja, se debe mencionar que la tarifa depende estrechamente de los supuestos de crecimiento de la demanda que, aún bajo métodos ortodoxos de proyección, presentan índices de variabilidad importantes. Un error en la proyección de demanda se traduce en desfases importantes entre tarifa y costo del servicio. Por otra parte, aún en sectores donde el costo marginal es claramente mayor al medio, como en el sector del agua potable que exige buscar fuentes cada vez más lejanas, profundas o contaminadas, los reguladores en otros países han preferido incluir un componente creciente para cubrir inversiones que regular por costo marginal. La razón, es que bajo estas circunstancias la empresa captura caja que puede no tener gastos presentes asociados. El costo medio, en este aspecto, tiene como ventaja que las tarifas no varían en función de juicios sujetivos acerca de la evolución futura de la demanda, ni de su distribución espacial. Por otra parte, cuando los períodos de vigencia tarifaria no son muy extensos, como en el caso colombiano, el costo medio permite ajustes secuenciales para capturar las nuevas condiciones del mercado.

- Finalmente, las empresas han manifestado que su solicitud no está dirigida a modificar las bases regulatorias sobre las que se fundamenta la regulación vigente. En cambio, se busca adecuar el marco para capturar las especificidades de las empresas Electrocosta y Electricaribe. El cambio de regulación hacia un sistema basado en costo marginal implica una reforma profunda y estructural que modifica el esquema de regulación del sector eléctrico colombiano a varios niveles. Esta reforma, además de exigir tiempo para reformular todas las bases regulatorias, las metodologías tarifarias y los cálculos de los parámetros, puede generar un impacto en todas las empresas del sector y ello sobrepasaría el marco en que puede actuar la Comisión Ad-hoc.

7.2 Acotamientos en la base de activos de los niveles 2, 3 y 4 de tensión

Las empresas en sus documentos han planteado una discusión en torno a los criterios de acotamiento de la Resolución CREG 082 de 2002 con énfasis en los criterios de eficiencia aplicados a las líneas radiales del nivel 4 de tensión. Desde este punto de vista se observa que el objeto de la solicitud de revisión es tomar en consideración los aspectos particulares de las empresas solicitantes. Ahora bien, Electricaribe y Electrocosta no son particulares al sector en esta materia. De hecho el acotamiento para estas empresas fue uno de los más bajos en las distribuidoras cubiertas por la Resolución CREG 082 de 2002. En esta medida la modificación solicitada no está dirigida a reconocer una particularidad sino a revisar el marco regulatorio vigente lo que trasciende las funciones de esta Comisión en el presente caso.

7.3 Inclusión de activos

Las empresas enviaron una comunicación a la comisión solicitando el reconocimiento de activos de distribución no incluidos en la base por problemas diversos. Sobre el particular debe advertirse que esta comisión no tiene competencia para atender esta solicitud, pues la misma sólo puede pronunciarse sobre la petición que era objeto de análisis por los expertos de la CREG que fueron recusados.

7.4 Subnormalidad

La petición de las empresas está basada en el hecho de que diferentes tipos de problemas aso ciados al recaudo de la prestación del servicio domiciliario de energía eléctrica impiden que pueda ser recaudado el valor aprobado de remuneración de la actividad de distribución de energía eléctrica. Esto es, se solicita una compensación regulatoria, de tal manera que el valor aprobado pueda ser efectivamente recaudado.

En primer lugar, debe observarse que la solución a este problema no se encuentra en una modificación de la Resolución CREG 082 de 2002 sino en el tratamiento de las pérdidas y los cargos de comercialización. En este sentido la comisión ad-hoc no tiene competencia para tratar el tema y su función se restringe a la solicitud de modificación de las Resoluciones 054, 055 y 082, todas relativas al cargo de distribución.

No obstante, si quisiera darse una explicación regulatoria a por qué no es pertinente proceder con la petición, debe mirarse el tema a la luz de la separación de actividades de distribución y comercialización que existe para el servicio domiciliario de energía eléctrica. Si los prestadores de las dos actividades fuesen diferentes, el comercializador recaudaría el total del servicio y pagaría a los proveedores del resto de la cadena, incluido el distribuidor. Si el comercializador no fuese capaz de recaudar la totalidad de la remuneración correspondiente a la energía que entrega la red, no por esto tiene el distribuidor ningún reclamo que hacer en cuanto a la fijación de su cargo, es decir lo que le pagaría el comercializador por unidad de energía registrada o transportada a través de sus redes.

En este caso particular, el distribuidor y el comercializador son la misma empresa; por ello argumentan las empresas que los problemas de recaudo afectan la viabilidad financiera de las mismas. Al aplicar el principio regulatorio mencionado anteriormente al análisis de este caso se llega a la conclusión de que un problema de comercialización no tiene por qué afectar la definición del cargo de distribución puesto que dicha definición se hace a nivel de actividad.

8. LA OBJECION POR ERROR GRAVE

Por otra parte, debe la Comisión entrar a analizar la objeción por error grave presentada por Electricaribe.

En relación con la objeción por error grave debe observar la Comisión lo siguiente:

En primer lugar, en principio los documentos o proyectos de decisión que elaboran los expertos integrantes de la misma con el simple propósito de analizar los elementos necesarios para adoptar las decisiones de la Comisión de Regulación de Energía y Gas, constituyen parte del proceso deliberativo de formación de la decisión de dicho órgano, como lo son en los órganos judiciales los proyectos de decisión que el magistrado ponente somete a consideración de la respectiva sala, con la obvia diferencia que los documentos de los comisionados tienen un carácter preponderantemente técnico dada la naturaleza de la función que cumplen, en tanto que aquellos tienen claramente un carácter jurídico.

Sin embargo, en el presente caso, como lo entendió la Superintendencia de Servicios Públicos, al documento elaborado por los expertos se le dio el trámite de un informe técnico que es susceptible de objeción por error grave.

Desde este punto de vista se observa que de acuerdo con el artículo 238, numeral 4 del Código de Procedimiento Civil la objeción por error grave procede cuando los peritos incurren en un yerro "que haya sido determinante de las conclusiones a las que hubieren llegado los peritos o porque el error se haya originado en estas".

Ahora bien qué es un error grave Al respecto señala la doctrina que debe tratarse de uno que "tenga tal entidad, que de no haberse presentado, otro sería el resultado y el contenido del dictamen" (Jairo Parra Quijano. Tratado de la Prueba Judicial. La prueba pericial. Tomo V, página 136)

Asimismo, en decisión del 8 de septiembre de 1993 (Expediente 3446) dijo la Corte Suprema de Justicia:

" si se objeta un dictamen por error grave, los correspondientes reparos deben poner al descubierto que el peritazgo tiene bases equivocadas de tal entidad o magnitud que imponen como consecuencia necesaria la repetición de la diligencia con intervención de otros peritos (G:J: t. LII, pág 306) pues lo que caracteriza desaciertos de ese linaje y permite difererenciarlos de otros defectos imputables a un peritaje, es el hecho de cambiar las cualidades propias del objeto examinado, o sus atributos, por otras que no tiene; o tomar como objeto de observación y estudio una cosa fundamentalmente distinta de la que es materia del dictamen, pues apreciado equivocadamente el objeto, necesariamente serán erróneos los conceptos que se den y falsas las conclusiones que de ellos se deriven de donde resulta a todas luces evidente que las tachas por error grave a las que se refiere el numeral 1 del artículo 238 del Código de Procedimiento Civil  no pueden hacerse consistir en las apreciaciones, inferencias, juicios o deducciones que los expertos saquen, una vez considerada recta y cabalmente la cosa examinada. Cuando la tacha por error grave se proyecta sobre el proceso intelectivo del perito, para refutar simplemente sus razonamientos y sus conclusiones, no se está interpretando ni aplicando correctamente la norma legal y por lo mismo es inadmisible para el juzgador, que al considerarla entraría en un balance o contraposición de un criterio a otro criterio, de un razonamiento a otro razonamiento de una tesis a otra, proceso que inevitablemente lo llevaría a prejuzgar sobre las cuestiones de fondo que ha de examinar únicamente en la decisión definitiva (G.J. tomo LXXXV, pág 604)".

"

Así las cosas, encuentra la Comisión que las objeciones por error grave no están llamadas a prosperar como se expone a continuación.

En el escrito de objeciones se señalaron las siguientes en relación con el Informe Técnico elaborado por Mercados Energéticos:

a) Descarta y se abstiene de analizar el documento, sin considerar en consecuencia su fundamento, objetivos y resultados;

b) Realiza juicios de valor sin ningún fundamento, los cuales deben ser demostrados para materializar su validez;

c) No aporta pruebas al tema central de la solicitud, cual es evaluar los cargos de distribución que le den suficiencia financiera a la empresa.

A este efecto observa la Comisión que en el documento elaborado por los expertos se señaló que aunque "el Consultor para construir el modelo considera algunos parámetros similares a los tenidos en cuenta en la metodología establecida mediante la Resolución CREG 082 de 2002, se obtienen valores que la Comisión se abstiene de analizar, porque los dos modelos que no son asimilables, además de que la información de entrada a los mismos no es igual, lo que imposibilita efectuar una comparación entre ellos". Asimismo, presenta las características más relevantes que permiten concluir que los modelos no son comparables. Igualmente se advierte que aunque se afirma que el propósito de la misma no es el de desvirtuar la metodología usada para la determinación de las tarifas de distribución por parte de la Comisión, el estudio se aparta del modelo usado por la Comisión y se concluye que este modelo no es el más conveniente para efectuar la remuneración de la actividad. En todo caso concluye "que la existencia de diferencias entre los resultados de dos metodologías con criterios económicos substancialmente diferentes, no permite concluir que la metodología definida por la CREG, y por tanto los cargos aprobados con fundamento en la misma, no garantizan suficiencia financiera. Ni tampoco se puede, a partir de esa información, deducir que la aplicación de la metodología general para la empresa no sea adecuada para garantizar la suficiencia financiera en condiciones de eficiencia o que la empresa tenga condiciones que la alejen de las consideraciones que se utilizaron para su desarrollo y posterior aplicación a nivel nacional".

Desde este punto de vista encuentra la Comisión que ciertamente el Estudio de Mercados Energéticos contiene una metodología diferente a la contemplada en la regulación y por ello mismo, ella no permite acreditar un error grave, pues en el fondo es simplemente un criterio distinto al empleado por el regulador, pero no acredita que este último sea erróneo. Por otra parte, como ya se dijo, la carga de la prueba para la solicitud de modificación de cargos corresponde al peticionario, por lo cual es él quien debe demostrar que la regulación no toma en cuenta las particularidades de la empresa y por ello desconoce la ley.

Respecto del Informe Técnico "Eficiencia Económica y Suficiencia Financiera. Aspectos Legales y Microeconomicos" se señalaron los siguientes errores graves:

a) Contradice los principios de regulación económica y de fijación de tarifas de actividades monopolísticas, cuando el estado de la capacidad de la planta de producción refleja que sus costos marginales son superiores a los costos medios;

b) No fundamenta ni prueba que la Empresa tenga viabilidad financiera;

c) No demuestra que los costos marginales de la empresa son inferiores a los medios y, por tanto, existe suficiencia financiera;

d) No fundamenta ni prueba el nivel de cobertura de la empresa.

En lo que se refiere a este informe técnico consideró el Comité de expertos que en el caso de monopolios naturales la regulación de precios basada en los costos marginales, efectivamente no remuneraría parte de los costos asociados con la prestación del servicio, toda vez que estos son inferiores a los costos medios, comprometiendo la expansión de la infraestructura, así como la viabilidad de la empresa si tal expansión es obligatoria. Por tal razón tradicionalmente la regulación de monopolios de red ha empleado el costo medio en la fijación de precios. No obstante, una vez superado el nivel de producción en el cual el costo medio de largo plazo se minimiza y se iguala al costo marginal de largo plazo, la remuneración de la actividad de distribución mediante el costo medio de largo plazo asegura la suficiencia financiera de las empresas al nivel de operación existente al momento del cálculo de la tarifa regulada, pero puede no dar las señales adecuadas para la expansión del mercado atendido. La remuneración mediante costo marginal en un sistema de amplia cobertura podría incen tivar la ejecución de proyectos que no necesariamente responden a la optimización del uso de los recursos para atender las necesidades de la demanda considerando su disponibilidad a pagar. Agregan que entendiendo que el tamaño óptimo de la planta de producción es justamente aquel en el que los costos medios de largo plazo son mínimos -e iguales al costo marginal de largo plazo- por cuanto a este nivel la utilización de los insumos se optimiza, la superación de esta escala óptima de producción con sus correspondientes incrementos en costos se considera indeseable. Por ello insisten en que la persistencia de la Comisión en la señal de costo medio presente en el esquema tarifario actual se justifica en dos puntos esenciales: Garantizar la suficiencia financiera de las empresas eficientes y Dar una señal sobre la utilización óptima de los insumos

Los expertos señalaron que el comportamiento real de la función de costos permite utilizar el costo medio histórico para remunerar la actividad de distribución. Agregaron que dado el nivel de cobertura del servicio actual se espera que las nuevas inversiones no tengan un impacto sustancial sobre el nivel de costos medios de la firma como para que el rezago en su remuneración conduzca a la insuficiencia financiera de la empresa, más aun cuando se espera que estas decisiones respondan a las señales económicas proporcionadas por el regulador.

Desde este punto de vista se observa que en esta materia lo que existe es una discusión sobre criterios de política regulatoria, se trata nuevamente, de oponer al criterio de un experto, el criterio de otro experto, lo cual no es propio de la objeción por error grave, como lo ha señalado la Corte Suprema de Justicia.

3. Respecto de la salinidad y los efectos en los costos de Administración, Operación y Mantenimiento, se señaló que se incurría en error grave por las siguientes consideraciones:

a) No tiene en cuenta el mismo criterio regulatorio que aquel utilizado para la actividad de Transmisión Nacional;

b) No se comprueba el porqué la remuneración por salinidad asignada en el período tarifario pasado es correcta, por qué debe mantenerse, y especialmente por qué el presentado por la Empresa no es correcto;

c) No se consideran las condiciones ambientales propias de la Costa Atlántica;

d) No existe prueba siquiera sumaria, de que los niveles de mantenimiento utilizados por la CREG, son los necesarios y adecuados para la realidad de la Empresa;

e) Se citan documentos y estudios adicionales sobre los cuales no se mencionan los títulos ni los autores, y tampoco si estos consideran la realidad particular de la Empresa.

En relación con esta objeción, debe observarse en primer lugar que en su documento los expertos propusieron hacer cambios en esta materia. Ahora bien, para determinar si existe o no el error planteado se dispuso la práctica de una prueba pericial, cuyas conclusiones ya fueron examinadas en otro aparte de este documento. De dichas conclusiones vale la pena destacar que la Universidad no considera procedente ampliar la franja de 30 kmts que determina la salinidad. De otra parte, la misma señala que si bien no se establecen criterios racionales para la determinación del factor de salinidad, para determinar otro factor sería necesario hacer mediciones en otros puntos. De esta manera, es claro que no existían elementos adicionales de juicio que permitan dete rminar que el factor contemplado en la resolución no es suficiente, ni tampoco permite establecer que existan particularidades que impliquen un tratamiento distinto. Por lo anterior no debe prosperar la objeción por error grave.

En relación con la ruralidad del Mercado se señala que el informe de los expertos incurre en error grave fundamentalmente por las siguientes razones:

- No se demuestra que el porcentaje de ruralidad considerado por la Comisión de Regulación de Energía y Gas refleja la realidad del área atendida por la Empresa.

- No se comprueba con cifras o datos, el porque se rechazan los indicadores de área, ni tampoco se establece con cifras o datos ni el área ni la demanda no conectada al Sistema Interconectado Nacional.

- Se contradice al presentar argumentos para excluir de la muestra a algunas empresas, pero aplicar estos mismos criterios a otras empresas que también se podrían catalogar de la misma manera.

- No se determina ni la fuente ni la naturaleza de los mapas utilizados y ninguno de ellos es concluyente respecto de lo que pretendía en la medida en que no identifica los puntos que señala, la escala que maneja induciendo al lector a errores, y malas interpretaciones que no pueden ser constatadas por falta de datos.

- Si bien el Comité establece una serie de indicadores y se establecen una serie de correlaciones, es claro que estas no tienen una relación de causa efecto que debe ser evidente y existir en la realidad, ni tampoco con los criterios utilizados por la Comisión de Regulación de Energía y Gas en la definición de tarifas.

Asimismo, en relación con la dispersión y Mayores costos de AOM, se señaló por las empresas que se incurrió en error grave por las siguientes consideraciones:

a) No existe una relación entre el estudio utilizado por el Comité relacionado con el GLP, y las vías utilizadas para atender los sistemas de distribución eléctrica; el contenido del estudio no es conocido por la Empresa;

b) No se consideraron las diferencias obvias entre las vías utilizadas para transportar el GLP, y aquellas necesarias para atender el sistema de distribución eléctrico;

c) No se demuestra que usando el criterio de asimilar al promedio los resultados de los diversos indicadores, quede garantizando que la empresa puede recuperar todos los costos necesarios que surgen de una mayor dispersión;

d) Introduce en la comparación, empresas que por su naturaleza y área de atención alteran el promedio con el que se basan para los análisis;

e) No se comprueba que los trayectos realmente utilizados para la atención de las redes de la Empresa sean reales respecto del promedio utilizado por el Comité;

f) No se consideró la topografía real de la región ni la ubicación de la red respecto de la misma.

Sobre estos dos puntos observa la Comisión, que como ya se expuso en otro aparte de esta Resolución, tanto el análisis realizado por la empresa, como el realizado por los expertos de la Comisión no permiten llegar a conclusiones claras. Por lo anterior, fue necesario hacer un análisis particular, cuyo contenido y conclusiones ha sido expuesto en otro aparte de esta resolución, el cual permite concluir que no se puede rechazar la validez de los criterios de la Resolución CREG 082 de 2002 para estimar los costos del servicio en el nivel 1 de tensión para el caso específico de las empresas Electrocosta y Electricaribe, en lo referente al impacto en costos de la ruralidad y dispersión de la clientela.

9. Conclusiones

Composición urbano-rural

De acuerdo con estos resultados se considera que no es procedente ajustar el cargo de distribución del nivel 1 de tensión por motivos asociados al tratamiento regulatorio de la composición urbano-rural (ruralidad).

Gastos AOM

La solicitud de las empresas, de revisar los cargos de distribución aprobados teniendo en cuenta los gastos de AOM ejecutados y reportados en sus estados financieros, exigiría una verificación de la eficiencia de tales gastos y, adicionalmente, una comprobación del valor real de la inversión en activos de distribución (considerando años de uso e historial de mantenimiento y reposición), con el propósito de remunerar únicamente el valor de los activos existentes en el estado en que se encuentran. Sin embargo, esto conduciría a utilizar una metodología de remuneración por costos, que de por sí requiere una mayor cantidad de información y un mayor detalle para su verificación, totalmente diferente a la aprobada en la Resolución CREG 082 de 2002, que consiste en remunerar los sistemas de distribución local mediante una metodología de precio máximo y con ingreso máximo los sistemas de transmisión regional; utilizando en los dos métodos activos con valor de reposición a nuevo y los gastos de AOM para estos activos. Por lo tanto, a no ser que se cambie la metodología, no es posible acoger la solicitud de las empresas.

Gastos AOM por Salinidad

Con base en el dictamen pericial, deben reconocerse los valores adicionales de gastos AOM en el nivel I, correspondientes a las actividades de Operaciones de Lavado y Pintado de Transformadores, según el cálculo respectivo presentado en la Sección 2.

Con fundamento en lo anterior,

RESUELVE:

ARTÍCULO 1o. Negar la objeción por error grave formulada respecto del documento "Análisis del Comité de Expertos sobre las particularidades expuestas por Electrificadora de la Costa Atlántica S. A. ESP a través de la solicitud de revisión de cargos de distribución" por las razones expuestas en la parte motiva de esta resolución.

ARTÍCULO 2o. Acceder a la solicitud de Electrificadora de la Costa Atlántica S. A. ESP en relación con los gastos causados por salinidad y por ello reconocer los valores adicionales de gastos AOM en el nivel I, correspondientes a las actividades de Operaciones de Lavado y Pintado de Transformadores.

ARTÍCULO 3o. Como consecuencia de lo anterior, modificar el artículo 4o de la Resolución CREG-054 de 2003, el cual quedará así:

ARTÍCULO 4o. CARGOS MÁXIMOS DEL NIVEL DE TENSIÓN 1. Los Cargos Máximos del Nivel de Tensión 1 del sistema operado por la Electrificadora de la Costa Atlántica S. A. ESP, en cada año del período tarifario, serán los siguientes, en pesos colombianos de diciembre de 2001:

($/ kwh) Pesos de diciembre de 2001

Redes Aéreas Redes Subterráneas

Inversión(CDAIJ.1) AOM(CDAMJ.1) Inversión(CDSIJ.1) AOM(CDSMJ.1)

22.8800 2.728960 24.9538 0.0438

ARTÍCULO 4o.<SIC> No acceder a las demás peticiones de Electrificadora de la Costa Atlántica S. A. ESP distintas a la reconocida en el artículo 1o de esta Resolución, como se expuso en la parte motiva.

ARTÍCULO 5o.<SIC> Electrificadora de la Costa Atlántica S. A. ESP dispone del término de cinco (5) días contados a partir de la firmeza de esta Resolución, para manifestar expresamente si acepta los cargos establecidos en el artículo 1o de esta resolución.

ARTÍCULO 6o.<SIC> Los cargos aprobados en esta Resolución se podrán aplicar a partir de su aceptación por Electrificadora de la Costa Atlántica S. A. ESP, previas las publicaciones de rigor, y regirán hasta el 31 de diciembre de 2007. Vencido este término los cargos continuarán rigiendo mientras la Comisión no fije unos nuevos.

ARTÍCULO 7o.<sic> La presente resolución deberá notificarse a la empresa Electrificadora de la Costa Atlántica S. A. ESP y a los usuarios que fueron vinculados como terceros interesados en la actuación que aquí se decide. Igualmente, deberá publicarse en el Diario Oficial. Contra las disposiciones contenidas en esta Resolución procede el recurso de reposición, el cual podrá interponerse ante la Dirección Ejecutiva de la CREG dentro de los cinco (5) días hábiles siguientes a la fecha de su notificación.

Notifíquese, publíquese y cúmplase.

Dada en Bogotá, D. C., a 6 de julio de 2005.

El Viceministro de Minas y Energía

Delegado del Ministro de Minas y Energía,

MANUEL MAIGUASHCA OLANO,

Presidente.

El Director Ejecutivo ad hoc,

JULIO VILLARREAL NAVARRO.

ANEXOS.

4.1 ANEXO 1.

COMPOSICIÓN URBANO-RURAL.

Supuestos para el Cálculo de los Cargos Medios

Para el costeo de los circuitos se aplicó la hoja de cálculo prepa rada por la CREG para acotar y valorar los activos de nivel 1 obtenidos de la muestra inicial de consultoría Colombiana. De esta manera se conservaron los costos unitarios de los activos y los criterios de "dimensionamiento" para establecer los criterios de eficiencia. A continuación se describe el procedimiento utilizado para adecuar la información de la muestra de circuitos levantada por Electrocosta y Electricaribe a la hoja de cálculo de la Comisión.

Distribución de usuarios por ramal

El modelo de costeo de activos a nivel 1 analiza los costos de red para cada ramal del circuito. En la información de las empresas se dividieron los circuitos por tramos que no corresponden exactamente a ramales. Para adecuar la información, se construyó la siguiente tabla, a partir de información de CC en la empresa del caribe, la cual permite, en función del número de ramales, distribuir el número de usuarios en cada uno de ellos. La división por ramal se realizó analizando los cambios de calibre o material del cable al interior de cada circuito. Cada cambio en estas especificaciones se asumió como un cambio de ramal.

< CUADRO NO INCLUIDO. VER ORIGINAL EN LA CARPETA “ANEXOS” O EN LA PÁGINA WEB www.creg.gov.co >

Como resultado de la aplicación de la tabla se obtuvieron los usuarios y consumo por ramal. Esta información determina el material y calibre óptimo de cada ramal. En la hoja de cálculo se costea cada ramal con base en la carga que soporta y su longitud con base en distintos materiales y calibres. El modelo selecciona la opción de mínimo costo considerando simultáneamente el costo del cable y las pérdidas de energía de cada alternativa.

Cálculo de la carga

Como se mencionó la muestra no incluye mediciones directas de carga. Se utilizaron dos aproximaciones. La primera, empleada por la CREG en la elaboración de la Resolución CREG 082 de 2002 consiste en asumir que la carga del circuito corresponde a un 42% de la capacidad del transformador.

Carga=0.42* Potencia(KVA)

En la segunda, a partir de la demanda observada, se utilizó la energía reportada por las empresas para cada transformador y se derivó la carga asociada dados el voltaje y los factores de carga adoptados por la CREG.

Donde:

- - 0.9 corresponde al factor de potencia

- - 0.45 corresponde al factor de carga

- - 8760 corresponde a las horas del año

Cálculo de corriente

Para calcular la corriente se aplicó la siguiente fórmula

Donde:

- La corriente se expresa en amperios

- La carga se expresa en KVA

- 0.208 corresponde al voltaje en Kv

- 0.9 corresponde al Cos ö

4.2 ANEXO 2.

GASTOS AOM.

En este anexo se muestran en detalle las cifras incluidas en el Cuadro 4 y en el Cuadro 5 de la resolución.

La parte de "Remuneración Aprobada" se estima de acuerdo con la metodología de la Resolución CREG 082 de 2002, que se puede resumir de la siguiente forma:

Inversión

A partir del inve ntario de activos y de acuerdo con los costos de reposición a nuevo de las unidades constructivas que los conforman se calcula el valor total de los activos a reconocer por cada nivel de tensión.

Estos valores de reposición se convierten en anualidades con las tasas de retorno y las vidas útiles de la resolución, se les adiciona la anualidad a reconocer por terrenos, la parte que les corresponde de los activos sin nivel de tensión específico y el porcentaje adicional a reconocer por los activos No Eléctricos. El total se ajusta de acuerdo con el procedimiento establecido en el Anexo 8 de la Resolución CREG 082 de 2002, relacionado con los Costos Máximos Eficientes aprobados en la Resolución CREG 030 de 2003.

El resultado de este ejercicio es el que se muestra en la columna "2001" de los cuadros de las comparaciones y está en pesos de este año. Como se menciona en el informe, el cálculo para el nivel de tensión 1 se hace con base en la energía de este nivel y el cargo de inversión aprobado para cada empresa.

Teniendo en cuenta lo anterior y una vez aplicados los criterios de eficiencia respectivos para cada nivel de tensión, a cada empresa se le reconoce el valor de activos mostrado en el siguiente cuadro:

< CUADRO NO INCLUIDO. VER ORIGINAL EN LA CARPETA “ANEXOS” O EN LA PÁGINA WEB www.creg.gov.co >

Para hacer la comparación del año 2004, las anualidades de remuneración de inversión se actualizan con el IPP hasta junio de 2004, incluyendo para este último año el factor de productividad establecido en la Resolución CREG 082 de 2002.

AOM

Se aplican los porcentajes establecidos para el reconocimiento de los gastos AOM en la Resolución CREG 082 de 2002, sobre los valores de reposición a nuevo de los activos, sin aplicar criterios de eficiencia. Adicionalmente se suma un 0.5% para los casos previstos en la misma resolución. Nuevamente, para el nivel de tensión 1 el cálculo se hace multiplicando la energía por el cargo de AOM aprobado a la empresa.

Los "Valores a Remunerar" se estiman:

- Inversión. Aplicando los factores de anualidades establecidos en la Resolución CREG 082 de 2002 a los activos dedicados a la actividad de distribución reportados por las empresas a 31 de diciembre de 2003.

- AOM. Se toma los valores reportados por las empresas para el año 2004, con los ajustes mencionados en el informe.

- Los pagos a terceros y por conexiones al STN se toman iguales a los reportados.

A los "Valores a Remunerar" se les hace un ajuste adicional incluyendo el programa de Mantenimiento Optimizado citado por las empresas en la presentación al Ministerio de Minas y Energía y la anualidad con la que se remuneraría el programa de inversiones tomado de la misma presentación:

- Para lo relacionado con el mantenimiento, se adiciona la diferencia entre el nuevo programa de mantenimiento y el gasto reportado por mantenimiento durante 2004 para cada empresa.

- Para la nueva inversión se toma un promedio anual a partir del programa reportado para el período 2004 - 2007 y para cada nivel de tensión se calcula la respectiva anualidad.

Como los datos incluidos en la presentación están en valores de 2003, se actualizan con el IPC de este año para compararlos con las cifras de 2004.

Al final de los cuadros de comparación, que a continuación se presentan, se muestra el incremento en la energía transportada entre el año 2001 (obtenida del balance entregado por la empresa como parte del estudio de cargos) y el año 2004 (cifra suministrada por el LAC). Como ya se mencionó, de acuerdo con la metodología vigente, los ingresos para los niveles 3, 2 y 1 se incrementan en igual proporción a la energía transportada, pero aquí no se incluye tal aumento de ingreso.

< CUADROS NO INCLUIDOS. VER ORIGINALES EN LA CARPETA “ANEXOS” O EN LA PÁGINA WEB www.creg.gov.co >

El Viceministro de Minas y Energía

Delegado del Ministro de Minas y Energía,

MANUEL MAIGUASHCA OLANO,

Presidente.

El Director Ejecutivo ad hoc,

JULIO VILLARREAL NAVARRO.

1. En esta parte de razones financieras se analizó la información hasta el año 2003, en la medida en que se obtuvo la información sectorial hasta este año solamente. Esto es muy importante, en la medida en que en esta parte de las razones financieras (únicamente), cuando se haga referencia al último año esto corresponde al 2003, mientras que en el resto del análisis financiero corresponde al año 2004. La información tanto sectorial como de las empresas para esta parte se tomó directamente del Sistema Único de Información (SUI) de la Superintendencia de Servicios Públicos.

2. Entendida como la eficiencia interna de la empresa en la forma como utiliza sus activos y lo que tarda en recuperar los valores utilizados en ellos.

3. El WACC histórico estima el costo de capital de una empresa o industria según las condiciones históricas. Es utilizado para evaluar la construcción o destrucción de valor de un activo en operación.

4. Se crea valor cuando la rentabilidad generada por los proyectos de inversión supera el costo de capital promedio ponderado de la empresa. Se destruye valor en el caso contrario.

5. El paso de estos cargos a tarifas contiene dos pasos adicionales. Por una parte se consolidan todos los niveles de tensión, refiriendo las pérdidas máximas permitidas por el regulador y por otro se incluye una fórmula de indexación.

6. Algunos de los criterios de dimensionamiento y costeo dependen de si se trata de circuitos catalogados como rurales o urbanos. No obstante, la variación de estos parámetros es marginal y no explica la diferencia de los cargos medios rurales de los urbanos. Estas diferencias se asocian a la longitud de la red, mayor en zonas rurales, y la demanda de energía, mayor en zonas urbanas.

7. Estrictamente hablando la Resolución CREG 082 de 2002 no acota activos en el nivel 1 puesto que la tarifa no está definida en términos de los activos sino de la capacidad de transformación. Cuando se utiliza el término acotamiento y las variables asociadas en este documento, se hace referencia al ajuste que realizó la Comisión sobre los activos reportados en la muestra de CC para obtener los estimativos de costos de distribución urbanos y rurales.

8. Sin embargo pueden ser excluidos algunos transformadores por dificultades de acceso a los municipios donde se encuentran ubicados.

9. Igual al utilizado en el estudio realizado por Consultoría Colombiana S.A.

10. Se utilizará el error relativo real de la muestra de Consultoría Colombiana S.A.

11. Se encuentran disponibles en anexo los documentos de auditoría y el diseño de los marcos muestrales.

12. En la presentación al MME se muestra el valor de sueldos y salarios incluido en los gastos de operación para 2003, pero no se tiene esta misma separación para los demás años.

13. La Resolución CREG 061 de 2003 modificó un parámetro de la segunda etapa de transición pero no cambió los cargos aprobados.