RESOLUCIÓN 87 DE 2004

(noviembre 26)

Diario Oficial No. 45.769 de 21 de diciembre de 2004

COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS

Por la cual se resuelve el recurso de reposición interpuesto por Empresas Públicas de Medellín ESP, contra la Resolución CREG-022 de 2004.

LA COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS,

en ejercicio de las atribuciones constitucionales y legales, en especial las conferidas por la Ley 142 de 1994, y los Decretos 1524 y 2253 de 1994, y

CONSIDERANDO:

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

Que el artículo 87 de la Ley 142 de 1994, estableció los criterios bajo los cuales se debe definir el régimen tarifario de las empresas de servicios públicos;

Que mediante Resolución CREG-011 de 2003 se adoptó la metodología y criterios generales para determinar la remuneración de las actividades de distribución y comercialización de gas combustible y las fórmulas generales para la prestación del servicio público domiciliario de distribución de gas combustible por redes de tubería;

Que Empresas Públicas de Medellín ESP, mediante comunicaciones con radicados CREG E-2003-008200 del 1o de septiembre de 2003 y CREG E-2003-009066 del 30 de septiembre de 2003, presentó solicitud tarifaria a la CREG reportando la información histórica, las proyecciones de demanda, las proyecciones de gastos de AOM de distribución y el programa de nuevas inversiones, clasificadas según el listado de unidades constructivas establecido en el Anexo número 1 de la Resolución CREG-011 de 2003;

Que mediante los artículos 5o y 6o de la Resolución CREG 0022 de 2004, la Comisión señaló el cargo promedio de distribución aplicable al Mercado Relevante atendido por Empresas Públicas de Medellín ESP y que le permite recuperar los costos de inversión y los gastos de AOM para la distribución domiciliaria de gas combustible por red en $87,27/m3 ($ del 31 de diciembre de 2002) y el cargo máximo base de comercialización en $1.887,65 ($ del 31 de diciembre de 2002);

Que Empresas Públicas de Medellín ESP, a través de su apoderada y mediante comunicació n con radicación interna CREG-003690 del 4 de mayo de 2004, y dentro de los términos legales, presentó recurso de reposición contra la Resolución CREG-022 de 2004;

I. Pretensiones de la recurrente

Que mediante la comunicación anteriormente señalada la recurrente presenta las siguientes pretensiones:

"Solicitar revocatoria de la Resolución CREG-022 de 2004 y en su lugar:

Con respecto al AOM:

Se reconozca el AOM total reportado por las Empresas en el escrito del recurso.

Con respecto a las proyecciones de demanda:

Se acepte la proyección de demanda actualizada (menor a la reportada en agosto de 2003).

Con respecto a las Inversiones existentes:

Se acepte modificar la valoración, para hacerla con los precios de costos reales presentados por las Empresas a cambio de los precios reportados para el período tarifario anterior.

Con respecto a las inversiones nuevas:

Se acepte el ajuste de las nuevas inversiones correspondientes a la menor demanda reportada y a las corrección de precios unitarios.

Con respecto al costo de comercialización:

Se emplee la cifra real de los ingresos comerciales de 2002.

Así las cosas, se expida un nuevo acto, en el que se considere el valor aprobado a las Empresas Públicas de Medellín ESP y en consecuencia se apruebe de la siguiente manera (millones de pesos a precios de diciembre de 2002).

Inversión existente: 140.898

Nuevas inversiones: 50.750

VP AOM: 103.288

VP de la demanda 1.416,4

Cargo medio: 208,3  $/m3

Cargo de comercialización: 2.536,73  $/factura"

Que Empresas Públicas de Medellín ESP, a través de sus comunicaciones con radicados CREG E-2004-003685; E-2004-003717; E-2004-004480; E-2004-004816; E-2004-005201; E-2004-5229; E-2004-006624; E-20004-008155; E-2004-008360; E-2004-008576 y E-2004-009058 complementó y aclaró la información del recurso de reposición contra la Resolución CREG-022 de 2004;

Que la Dirección Ejecutiva de la Comisión de Regulación de Energía y Gas, mediante auto de pruebas de fecha 23 de junio de 2004, decretó la práctica de una visita a las instalaciones de Empresas Públicas de Medellín ESP con el propósito de realizar conjuntamente con los funcionarios de la empresa, simulaciones sobre el modelo utilizado para la obtención de los resultados de las proyecciones de demanda que forman parte del expediente tarifario. La práctica de la prueba se llevó a cabo el día 23 de junio de 2004 y los resultados de la misma se consignaron en el documento con radicado CREG E-2004-006366 el cual forma parte del expediente tarifario.

II. Fundamentos de las pretensiones

Que la recurrente argumenta su solicitud bajo consideraciones financieras, técnicas y jurídicas y con los siguientes fundamentos:

2.1 Consideraciones financieras

Sobre la posible implicación de las decisiones tarifarias en la situación financiera, EEPPM manifiesta lo siguiente: "El análisis de la proyección financiera del negocio del gas natural de Empresas Públicas de Medellín ESP con los cargos aprobados en la Resolución CREG-022 de 2004, evidencia el deterioro de la situación financiera. En primer lugar, implica tener pérdidas operacionales para los años 2004, 2005, 2006.

Utilidad operativa proyectada 2004-2006

La pérdida operativa de estos tres años es cercana a treinta mil ($30.000) millones lo que significa que durante este período no se alcanzan a cubrir los costos operativos (administración, operación, mantenimiento). Tampoco se alcanza a cubrir otros rubros necesarios para el cabal funcionamiento del negocio como son el pago de intereses y la amortización de la deuda.

El flujo operativo, que incluye además de los costos operativos, el cubrimiento de las obligaciones financieras de deuda, incremento en capital de trabajo e inversiones, muestra un déficit de $90.000 millones aproximadamente.

Flujo operativo proyectado 2004-2006

Si se considera el período tarifario anterior, en donde los resultados operacionales tampoco fueron favorables, pues la suma de la utilidad operativa del período comprendido entre los años 1998-2003 es de menos catorce mil seiscientos (-$14.600) millones, el panorama financiero del negocio de gas natural de Empresas Públicas de Medellín ESP con los nuevos cargos refleja una insuficiencia para el cubrimiento de sus costos operacionales durante un período muy prolongado, es decir, desde 1998 hasta el 2006.

Utilidad operativa 1998-2006

Realizando un análisis histórico similar al flujo de caja operativo, se observa un déficit de caja para un período aún mayor, 10 años, comprendido entre 1998 y el 2008.

Flujo de caja 1998-2008

Por otro lado, al hacer el análisis del AOM aprobado frent e a los costos AOM en que incurre el negocio, se hace evidente que dicho cargo aprobado es insuficiente para cubrir estos costos.

En efecto, de acuerdo con los cargos aprobados para EPM, los ingresos por concepto de AOM para el año 2004, a precios de diciembre de 2002, son $1.367 millones, como resultado de multiplicar el cargo AOM aprobado por la demanda proyectada en la solicitud de cargos (7,07 $/m3 x 193,3 millones m3).

Este valor no alcanza a cubrir ni siquiera el costo de la nómina directa asociada a la operación y el mantenimiento del sistema de distribución, que asciende a $1.404 millones; otra comparación que puede hacerse es que apenas cubrirá los costos de los contratos de operación y mantenimiento que para el año 2004 asciende a $1.134 millones.

Un ejercicio adicional de simulación, muestra que para obtener en el año 2004 una utilidad operacional igual a cero, se requeriría un cargo promedio aproximado de doscientos ($200) $/m3 (a precios de diciembre de 2002) en lugar de los ochenta y siete punto veintisiete ($87,27) $/m3, es decir, un cargo igual a dos punto tres (2,3) veces el aprobado.

Los análisis anteriores indican que la actividad de distribución-comercialización de gas natural de Empresas Públicas de Medellín ESP ha venido siendo subrenumerada a lo largo del anterior período tarifario, situación que se agrava aun más si se aplican los cargos aprobados en la Resolución CREG-022 de 2004".

2.2 Consideraciones técnicas

2.2.1 Valoración de la inversión existente

En relación con la valoración de la inversión existente EEPPM argumenta: "La Resolución CREG-011 de 2003 establece que la inversión existente se valora a los precios unitarios aprobados en el período anterior. Para el caso de Empresas Públicas la valoración de las inversiones entonces proyectadas -se estaba en los inicios de la prestación del servicio- se hizo con estimaciones que resultaron inferiores a los precios reales sugeridos de los procesos licitatorios y contractuales que se desarrollaron posteriormente. En realidad, los precios en los que se incurrió para la construcción de la red, fueron superiores a los aprobados por la CREG en el período anterior.

No obstante, es importante enfatizar que los valores obtenidos en cada uno de los procesos contractuales corresponden a precios de mercado, ya que estos procesos de contratación fueron abiertos a nivel nacional, permitiendo la participación de contratistas de todo el país, lográndose en cada uno de ellos una gran participación.

Con base en lo expuesto, se hace necesaria la revisión de la valoración de los activos inherentes a la operación, considerando para ellos en los precios reales en los cuales incurrió Empresas Públicas de Medellín ESP en sus procesos contractuales para la construcción de la red, por ser estos procesos garantía para obtener los mejores precios, acordes con las reglamentaciones técnicas, ambientales, de espacio público y de impacto comunitario de la región donde actúa Empresas Públicas de Medellín ESP. Estos precios fueron presentados a la CREG en la solicitud de cargos de agosto de 2003 y corresponden a ciento treinta y seis mil cuarenta y cinco ($136.045) millones de pesos. Sin embargo, solicitamos que de este monto se descuenten tres mil ciento veintidós millones doscientos ochenta mil ciento treinta y tres pesos ($3.122.280.1 33), correspondientes a "sistemas de control", ítem que fue reconocido en el programa de nuevas inversiones. En esas condiciones el valor de los activos existentes inherentes a la operación sería de ciento treinta y dos mil novecientos veintitrés ($132.923) millones de pesos, cifra a la cual añadimos el seis por ciento (6%) reconocido por el concepto de otros activos, con lo que tendríamos un total de ciento cuarenta mil ochocientos noventa y ocho ($140.898) millones de pesos por concepto de inversión existente.

Para el efecto se podría realizar una auditoría de costos, examinando todos los procesos licitatorios y contractuales del período, con el fin de verificar los valores de la infraestructura existente. Esta auditoría sería costeada por Empresas Públicas de Medellín".

2.2.2 Programa de nuevas inversiones

En relación con el programa de nuevas inversiones, solicitan ajustes considerando los siguientes dos puntos:

2.2.2.1 "Ajuste en precios de unidades constructivas

El programa de las nuevas inversiones solicitado por Empresas Públicas de Medellín ESP, para el período 2003-2007, en las comunicaciones CREG E-2003-008200 con fecha de radicación 1o de septiembre de 2003 y E-2003-009066 de 30 de septiembre del mismo año, refleja las unidades estimadas para la expansión del sistema de distribución de gas natural, las cuales fueron aprobadas por la Comisión en la Resolución CREG-022 de 2004 y soportadas en el documento D-014 Cargos de distribución y comercialización de gas natural por redes para el mercado relevante solicitado por la Empresas Públicas de Medellín ESP".

De acuerdo con lo estipulado en el parágrafo 2, numeral 7.1 del artículo 7o de la resolución CREG-11 de 2003, la CREG aceptó la inclusión de la nueva unidad denominada lleno de zanjas con material de préstamo soportada en las normas para construcción de pavimentos del Valle de Aburrá.

Sin embargo, el precio de esta unidad constructiva fue adicionado en miles de pesos, mientras que el precio base estaba en unidades".

2.2.2.2 "Ajuste al programa de nuevas inversiones

De acuerdo con lo indicado en el aparte correspondiente a la revisión de las proyecciones de demanda, al presentarse una disminución de la demanda proyectada en algunos sectores, se hace necesario reducir el programa de nuevas inversiones, por un valor de dos mil cuarenta y seis millones doscientos dieciséis mil cuatrocientos cincuenta y ocho pesos ($2.046.216.458), tomado como precios de 2005".

2.2.3 Gastos AOM reconocidos

De acuerdo con la empresa "el valor de los gastos AOM reconocido no cubre los costos reales. Este valor representa solamente un veinticuatro punto veintinueve por ciento (24,29%) de lo solicitado. La comparación con lo reconocido a otras empresas del país muestra unas diferencias que no tienen explicación racional, el menor AOM, sin incluir a Empresas Públicas de Medellín ESP es el de Espigás que equivale a casi 8 veces el reconocido a EEPPM, mientras que el mayor es 30 veces. Si la infraestructura se está reconociendo a valor de reposición a nuevo, no puede existir una diferencia tan marcada entre distintas empresas.

Por otro lado, también se observa que en las demás empresas, la metodología aplicada arroja cargos de remuneración para la componente AOM comparables a los de inversión, y en algunos casos, llega a ser superior. Si el AOM se realiza básicamente so bre la infraestructura, tampoco es coherente que para longitudes de red comparables, haya valores de AOM tan distintos o que no se vea ninguna proporción o correlación entre el tamaño de la infraestructura a operar y mantener y los AOM reconocidos.

A nuestro modo de ver el resultado depende de una aplicación inadecuada de la metodología del Análisis Envolvente de Datos. En efecto, en esta metodología es crucial la elección de las variables incorporadas y su definición, las pruebas de consistencia a las que deben ser sometidos sus resultados antes de ser aplicados y la identificación de los out-liers y la definición del tratamiento que deben recibir.

El problema de las variables del modelo

Empezando con el asunto de las variables incluidas en el análisis, es conveniente recordar que en repetidas oportunidades señalamos que la variable demanda (m3) no debía ser excluida, como en efecto ocurrió a pesar de que en un principio estaba incluida. Desconocemos las razones de esta decisión pero, a nuestro modo de ver, creemos que es contraria a la lógica económica puesto que es completamente racional invertir en una infraestructura que permita la atención de uno o pocos clientes con grandes niveles de consumo. Al excluir la demanda volumétrica se magnifica el peso de otras variables como el número de clientes por kilómetro de red.

La segunda cuestión que debe destacarse en este punto tiene que ver con el tratamiento dado a la variable reclamos resueltos a favor de la empresa. Esta no debe ser considerada en términos absolutos, debe relacionarse con el número total de reclamos porque no puede ser lo mismo 1.000 reclamos favorables sobre un total de 10.000; que esos mismos sobre un total de 2.000 por ejemplo.

Puede probarse que, al incluir la variable demanda y al tratar en la forma propuesta la variable reclamos, los resultados del modelo cambian de manera sustancial.

Pruebas de consistencia

Este es un punto fundamental. La literatura técnica sobre el Análisis Envolvente de Datos desaconseja la aplicación a rajatabla de los resultados obtenidos por un modelo cualquiera. El profesor Ivan A. Canay del Centro de Estudios Económicos de la Regulación de la Universidad Argentina de la Empresa, formula seis condiciones de consistencia:

- Las medidas de eficiencia generadas por diferentes enfoques deben tener medidas y desviaciones estándar similares.

- Los diferentes enfoques deben clasificar las empresas en un orden semejante.

- Los diferentes enfoques deben identificar, en general, a las mismas empresas como las mejores o peores.

- Las medidas de eficiencia deben ser razonablemente consistentes con otras medidas de desempeño.

- Las medidas de eficiencia deben ser relativamente estables en el tiempo.

- Las distintas medidas deben ser razonablemente consistentes con los resultados que se esperan de acuerdo con las condiciones de la industria.

Para tratar de cumplir estas condiciones de consistencia son necesarias por lo menos tres cosas:

- El método elegido para estimar los cargos debe ser validado con los resultados de la aplicación de otros métodos.

- Es necesario revisar periódicamente y dentro de un m ismo período regulatorio las estimaciones obtenidas.

- Es fundamental confrontar los resultados con las percepciones de los agentes y de los conocedores del sector.

Los puntos consignados son bastante claros. Ignoramos si los resultados del modelo aplicado fueron sometidos al análisis de consistencia que se recomienda en estos casos.

En el caso de Empresas Públicas de Medellín ESP dichos resultados sugieren, de manera ostensible que el cargo asignado no es consistente con lo que se espera de acuerdo con las condiciones de la industria ni con las percepciones de los agentes y conocedores del sector. El AOM reconocido a Empresas Públicas de Medellín ESP equivale a poco más de $800 cliente/mes; mientras que el mayor valor resultante de la tabla equivale a más de $5.500 cliente/mes y el menor valor supera los $1.500 cliente/mes.

El problema de los out- liers

La existencia de agentes atípicos, que por sus condiciones especiales se salen del redil, si se permite la expresión, es ampliamente reconocida en la literatura técnica sobre el DEA. Se les denomina los out liers y para ellos se recomienda un tratamiento particular. En diversas ocasiones hemos insistido que una empresa que atiende un mercado en expansión no puede tener el mismo tratamiento que empresas que atienden mercados maduros. El mero hecho de que en el primer caso la expansión de la demanda sigue rezagadamente al ritmo de las inversiones genera diferencias significativas en los costos medios y marginales.

Esto puede, en el caso que nos ocupa, ilustrarse muy bien con un par de puntos:

En el DEA del que resultó el cargo por AOM de la resolución CREG-022 de 2004 se empleó el número de usuarios promedio de mediados de 2002, lo que daba un indicador de 44 usuarios /kilómetro de red. Si empleamos el número de usuarios de un años más tarde, el citado indicador se elevaría a 66 usuarios/ kilómetro de red. A mediados de 2004 estaremos bordeando los 85 usuarios por kilómetro de red. Esto cambiaría significativamente el resultado para Empresas Públicas de Medellín ESP, de tal suerte que la medida de eficiencia carecería de estabilidad.

No creemos que ocurra lo mismo con empresas que atienden mercados más maduros cuyas demandas crecen más lentamente.

El otro punto tiene que ver con el tema de la demanda, ya mencionado, pero que adquiere nueva significación en este contexto. En la comparación de mercados maduros y estabilizados, desde el punto de vista del nivel y composición de la demanda, considerar esta variable solo como número de clientes es plausible. No ocurre lo mismo en un mercado en expansión cuya viabilidad depende en buena medida de la capacidad de la empresa que lo atiende para capturar, inicialmente, los clientes con altos consumos. Esta estrategia, que la dicta la más elemental lógica comercial, resulta castigada al excluir del análisis la demanda en volumen.

De otro lado, por una omisión involuntaria en el reporte de los costos AOM, el valor informado fue inferior al real, tal como se indica a continuación.

Los costos AOM presentados en la siguiente tabla corresponden a la actividad de distribución de gas natural. El año 2003 refleja los costos AOM ejecutados, el año 2004, corresponde a presupuesto de la empresa y a partir del año 2005, se proyectan los costos y gastos de acuerdo con las expectativas de crecimiento de algunos concept os como personal y contratos de operación y mantenimiento, principalmente. Algunos de los rubros presentan crecimiento real igual a cero.

La diferencia entre el VPN de estos costos y los enviados en la solicitud tarifaria ($53.551.326.893 de diciembre de 2002) se debe a la omisión de una parte de los costos de administración.

Para efectos de verificación de este error, los valores reales del año 2003, pueden ser confrontados mediante los registros contables y el sistema de costos oficial de EPM.

Por las razones expuestas solicitamos respetuosamente que se admita la atipicidad del mercado de las Empresas Públicas de Medellín ESP para efectos de fijar el cargo AOM y que en consecuencia se reconozca como remuneración de los costos de AOM, un valor presente neto de 103.288 millones de pesos a precios de diciembre de 2002.

Cabe señalar que de acuerdo con el documento CREG 059 de junio de 1998 - Memorias de Cálculo Dt de Empresas Públicas de Medellín para el período regulatorio 1998-2002, la componente de AOM, a precios de septiembre de 1997 fue de 37,14 $/m3".

2.2.4 Proyecciones de demanda

El ajuste en la demanda lo solicita la empresa con base en los siguientes argumentos "Realizados los análisis de la información presentada a la CREG en agosto de 2003 para la aprobación de los cargos del período regulatorio 2003-2007, se encontró que las proyecciones de demanda para el sector industrial partieron de supuestos demasiado optimistas y hoy se sabe que no se darán, por lo menos en el mediano plazo, es decir, que por las condiciones del mercado y el precio de sustitutos, no se ve posible alcanzar los crecimientos inicialmente previstos en el año 2003.

En las proyecciones presentadas, se contabilizó en la demanda industrial el ingreso de nuevos usuarios así como incrementos de los niveles de consumo de usuarios ya vinculados al sistema que probablemente no se darán. A manera de ilustración, la proyección consideró que a partir del año 2006 se conectarían al sistema de distribución de Empresas Públicas de Medellín ESP tres grandes industrias ubicadas al norte del Valle de Aburrá, con un consumo total esperado de 36 millones de m3 anuales. En las últimas conversaciones sostenidas con estas industrias se ha conocido que optaron por otros energéticos.

Adicionalmente, se realizó un ajuste en el sector Gas Natural Vehicular, GNV, debido a que la respuesta esperada no corresponde a las expectativas iniciales. Es así como para el año 2003 se tenía prevista la entrada en operación de cuatro (4) nuevas estaciones y solamente una de ellas entró a operar.

En cuanto al sector comercial, los estudios de mercado iniciales se basaron en la totalidad de los usuarios de los demás servicios suministrados por Empresas Públicas de Medellín ESP pertenecientes al sector comercial. Sin embargo, al depurar las bases de datos se detectó que un porcentaje significativo de estos usuarios no presentaba consumos potenciales de gas natural apreciables, por tratarse de oficinas, bancos, consultorios y similares.

En síntesis, la demanda inicialmente presentada que se alcanzaba en el año 2022 un valor de quinientos treinta y dos punto cinco (532,5) millones de m3, pasa a un valor de trescientos sesenta y ocho punto ocho (368,8) millones d e m3, presentando una tasa anual de crecimiento constante equivalente del cuatro punto cuatro (4,4%) por ciento durante el horizonte de veinte (20) años.

El sector residencial sufre variaciones mínimas, concretamente la demanda de los municipios de Barbosa y La Estrella no fue incluida en esta proyección. En la Estrella, por restricciones impuestas por la actual administración municipal y en Barbosa, por la no construcción del ramal, el cual ya no se justifica por el retiro de demanda industrial ya mencionada.

Por estas razones, se solicita respetuosamente a la CREG corregir el valor presente neto de la demanda futura, pasando de una cifra del mil ochocientos setenta y siete (1.877) millones de m3 a mil cuatrocientos dieciséis punto cuatro (1.416,4) millones de m3"

2.2.5 Cargo de comercialización

El último punto en relación con las consideraciones técnicas la empresa lo fundamenta en: "La Resolución CREG 011 de 2003 establece en el artículo 23 la metodología para el cálculo del cargo máximo de comercialización, la cual considera el ingreso anual del comercializador como uno de los componentes requeridos para el cálculo.

Según el documento CREG 014 de 2004, cuadro 27, se infiere que el ingreso del comercializador en el año 2002, considerado por la Comisión, fue de $24.049.376.780. Sin embargo, la cifra presentada por Empresas Públicas de Medellín ESP fue de $50.713.780.797, correspondiente al valor facturado para todos los componentes MSM y que fue presentado además en los estados financieros del año 2002 enviados a la CREG y a la SSPD.

De esta manera, los ingresos anuales multiplicados por 1,671% que deben ser considerados en el cálculo del cargo de comercialización, son de $847.427.277 en lugar de $401.865.086 que utilizó la CREG.

Con base en lo anterior, respetuosamente solicitamos a la CREG corregir el cálculo del cargo máximo de comercialización, el cual, de acuerdo con los ingresos anuales indicados, debe ser de dos mil quinientos treinta y seis puntos setenta y tres pesos por factura (2.536,73 $/factura).

Adicionalmente, tal como en la asignación del factor de eficiencia para distribución, consideramos que en la actividad de comercialización debe tenerse en cuenta que a partir del año 2002 el crecimiento de la empresa en número de clientes fue notable, por lo que no se estaría reconociendo la mejora en eficiencia de dichos años. Así solicitamos considerar para Empresas Públicas de Medellín ESP. Los usuarios y redes a final del año 2003, para el caso del cálculo del factor de eficiencia en la actividad de comercialización".

2.3 Consideraciones jurídicas

EEPPM sobre las consideraciones jurídicas expone: "La Ley 142 de 1994 atribuye a la Comisión de Regulación de Energía y Gas, CREG, la facultad de fijar tarifas, con fundamento en los criterios tarifarios que para el efecto se han definido en el artículo 87.

Estas disposiciones obligan a que la CREG, al establecer las metodologías y definir las fórmulas, tenga en cuenta entre otros criterios, los de suficiencia financiera, el cual impone que las fórmulas garanticen la recuperación de los costos y gastos propios de operación, incluyendo la expansión, la reposición y el mantenimiento; así como permitir la remuneración del patrimonio en la forma en que lo remunera una empresa en un sector de riesgo compar able, y el de eficiencia económica por el cual se entiende que el régimen de tarifas procurará que estas se aproximen a lo que serían los precios de un mercado competitivo; y 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 lo demanda este.

Igualmente, la CREG tiene la facultad legal de establecer diferentes opciones tarifarias de conformidad con lo previsto en el artículo 90 inciso final de la Ley 142 de 1994, que literalmente consagra:

Las condiciones de regulación siempre podrán diseñar y hacer públicas diversas opciones tarifarias que tomen en cuenta diseños óptimos de tarifas. Cualquier usuario podrá exigir la aplicación de una de estas opciones, si asume los costos de los equipos de medición necesarios.

Y en virtud de lo previsto en el artículo 126 del mismo texto legal, se le confiere la facultad de acordar una modificación a las fórmulas tarifarias, cuando sea evidente que se cometieron errores en su cálculo, que lesionan injustamente los intereses de los usuarios o de la empresa.

Y precisamente en el caso de las Empresas Públicas de Medellín ESP se cometieron errores que lesionan a la empresa, pues los valores reconocidos para el cargo de distribución, no corresponden a la realidad del negocio, ya que con ellos no se alcanza ni a cubrir los costos operativos en los próximos años.

Entre las razones que condujeron a esta situación, se citan las siguientes:

- Información reportada incorrectamente a la CREG respecto a los activos no operativos existentes, pues se reportó la totalidad de los mismos y no el 6% de los activos operativos como se indicaba en la Resolución 011 de 2003.

- Se reportó el valor contable de los activos operativos existentes al año 2002 y no el de la Resolución 075 de 1998.

- A la fecha de presentación de este recurso, la demanda proyectada es mucho menor a la que sirvió de fundamento para la aprobación del cargo.

- Al reportar el valor de AOM este resultó ser inferior al verificado con posterioridad a tal reporte, debido a que se omitió parte de la componente de administración.

- Porque el centro de control fue reconocido dos veces por la CREG.

- Se infiere que la CREG utilizó en el cálculo del cargo de comercialización un dato de ingresos comerciales diferente e inferior al real.

- Los resultados arrojados por la metodología utilizada para hallar los costos de AOM eficiente no son consistentes.

Debe advertirse que los errores cometidos en el reporte de esta información, de ninguna manera, fueron cometidos de mala fe, pues como puede observarse, al admitirlos en este escrito, se sustenta cada uno de ellos en realidades plenamente comprobables, unas con documentación anterior al reporte de la información realizada en el año 2003 y otra con anterioridad a la expedición de la Resolución CREG 022 de 2004.

Todo esto ha dado lugar a que el valor reconocido sea inferior al real y de mantenerse el nivel de cargos aprobado, además de no cumplirse lo que dice el principio de suficiencia financiera, las Empresas Públicas de Medellín ESP, estarían en el supuesto previsto en el artículo 34.1 de la Ley 142 de 1994, que dice:

-...Se consideraran restricciones indebidas a la competencia, entre otras, las siguientes:

34.1. - El cobro de tarifas que no cubran los gastos de operación de un servicio...

Las peticiones que presentamos, se sustentan en los previsto precisamente, en la Ley 142 de 1994, en el artículo 87.1 o principio de eficiencia, que exige tener presente en la definición de las fórmulas tarifarias: No solo los costos sino también la demanda por el servicio y de manera literal dice: ... En el caso de los servicios públicos sujetos a las 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, lo que necesariamente conduce a atener en cuenta no solo el número de usuarios, sino el volumen promedio por cliente que fue un parámetro excluido de la metodología y que precisamente es el que refleja en mayor medida la realidad del negocio del gas de las Empresas Públicas de Medellín ESP.

Adicionalmente por que el artículo 87.4 o principio de suficiencia financiera exige que se tenga en cuenta en las fórmulas tarifarias, que estas 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 en el presente caso lo reconocido no permite remunerar el patrimonio del propietario del negocio, por cuanto el cargo aprobado lo deja en condiciones de dar pérdidas operacionales en los próximos años, aún en condiciones de eficiencia, es decir, se le está dando un tratamiento igualatorio al de otras empresas del sector, cuando sus condiciones y realidades lo ubican en un plano de desigualdad que debe ser respetado por el regulador, pues de no hacerlo llevaría a la empresa irremediablemente a producir pérdidas operacionales y a que el futuro del negocio se vea ostensiblemente amenazado.

Y frente a este principio de suficiencia financiera, la misma CREG al referirse a consulta presentada por las Empresas ha indicado en comunicación del 25 de marzo de 2004 dirigida al Gerente General doctor Juan Felipe Gaviria Gutiérrez, que al principio de suficiencia financiera le obliga a ella, al referirse en los siguientes términos:

-...Se aclara además que el principio de suficiencia financiera es un principio que rige a la Comisión para la definición del régimen tarifario.

Es entonces en consideración al resultado particular y específico de aplicar la metodología a las Empresas Públicas de Medellín ESP, que debe considerarse un trato diferencial para ella, para lo cual está facultada la Comisión de Regulación de Energía y Gas - CREG, con fundamento en el principio constitucional de igualdad, y por lo tanto, puede dársele un tratamiento no igualatorio al de otras empresas del sector, aceptando por ejemplo el costo real de sus inversiones existentes y de sus AOM, correspondientes a los datos corregidos, para evitar que la empresa irremediablemente se vea avocada a producir pérdidas operacionales y a que el futuro del negocio se vea ostensiblemente amenazado.

Solo resta entonces referirnos al principio de igualdad y como para este caso específico las empresas reclaman su aplicación de manera negativa, es decir, que se les dé el tratamiento diferencial que manda el artículo 13 de la Constitución Política y que para efectos prácticos resumiremos haciendo la siguiente cita del doctor Carlos Bernal Pulido, en artículo denominado El juicio de la igualdad en la jurisprudencia de la Corte Constitucional publicado en la revista de la Secretaría General de las Empresas Públicas de Medellín, Letras jurídicas Vol.8, número 2 septiembre de 2003, páginas 205 y siguientes, expres a:

I. Los mandatos derivados del principio de igualdad

El principio de igualdad representa uno de los pilares de toda sociedad bien organizada y de todo Estado Constitucional. Este principio impone al estado el deber de tratar a los individuos, de tal modo que las cargas y las ventajas sociales se distribuyan equitativamente entre ellos. A su vez, este debe ser concreto en cuatro mandatos: (1) un mandato de trato idéntico a destinatarios que se encuentren en circunstancias idénticas; (2) un mandato de trato enteramente diferenciado a destinatarios cuyas situaciones no compartan ningún común; (3) un mandato de trato paritario a destinatarios cuyas situaciones presenten similitudes y diferencias, pero las similitudes sean más relevantes que las diferencias (trato igual a pesar de la diferencia); (4) un mandato de trato diferenciado a destinatarios que se encuentren también en una posición en parte similar y en parte diversa, pero en cuyo caso las diferencias sean más relevantes que las similitudes (trato diferente a pesar de similitud).

Estos cuatro mandatos tienen una dimensión objetiva, a partir de la cual se define el principio de igualdad, y una dimensión subjetiva: el derecho de la igualdad. Como derecho, la igualdad atribuye al individuo (el sujeto activo) el derecho de exigir del Estado o de los particulares (el sujeto pasivo) el cumplimiento de los mandatos que se derivan del principio de igualdad. En todo caso, el principio y el derecho a la igualdad se proyectan en dos niveles distintos: La igualdad ante la ley y la igualdad en la ley. El primer nivel se refiere a la eficiencia vinculante de los mandatos de la igualdad en la aplicación administrativa y jurisdiccional de la ley y en las relaciones entre particulares. El segundo nivel, en cambio alude el carácter que define a la igualdad como derecho fundamental, es decir, a su eficacia vinculante frente al Legislador....

Por su parte se ha pronunciado la Corte Constitucional y en Sentencia C-337/97 MP doctor Carlos Gaviria Díaz, ha expresado, para fundamentar la posibilidad de trato desigual, lo siguiente:

Si bien el legislador puede establecer distinciones entre las personas para la consecución de un fin determinado, ellas deben tener una justificación objetiva y razonable. La alusión a la razonabilidad implica que en la evaluación de la justificación de un trato desigual, el intérprete debe ejercer una labor de ponderación y verificación de los diferentes elementos que entran en juego, para determinar si estos se adecuan o no a las reglas, principios y valores constitucionales. Para ello cuenta con una guía metodológica, denominada test de igualdad, que le permite separar elementos que usualmente quedarían confundidos en una perspectiva general

...VIII.5.1 El test de razonabilidad como guía para proteger el principio de igualdad

Si bien el legislador puede establecer distinciones entre las personas para la consecución de un fin determinado, ellas deben tener una justificación objetiva y razonable.

La alusión a la razonabilidad implica que en la evaluación de la justificación de un trato desigual, el intérprete debe ejercer una labor de ponderación y verificación de los diferentes elementos que entran en juego, para determinar si estos se adecuan o no a las reglas, principios y valores constitucionales. Para ello cuenta con una guía metodológica, denominada test de igualdad, que le permite separar elementos que usualmente quedarían confundidos en una perspectiva general.

Es entonces en consideración a las particularidades de la actividad de distribución del gas desarrollado por las Empresas, que debe considerarse un trato diferen cial para ella, para lo cual está facultada la Comisión de Regulación de Energía y Gas, con fundamento en las normas que se han citado".

III. Pruebas

a) Por parte de la empresa:

La empresa solicitó se tengan como pruebas, dentro del proceso de solicitud de revisión tarifaria, los siguientes documentos:

1. Auditoría a los archivos de la Subgerencia del Gas de las Empresas, para revisar los procesos contractuales y en especial los contratos celebrados y ejecutados, de donde pueden inferirse los valores reales de las unidades constructivas.

2. Auditoría de los registros contables y al sistema oficial de costos de las Empresas para verificar los valores reales del AOM.

3. Auditoría a los registros contables y al SIVICO, para verificar los ingresos comerciales reales de las Empresas en el año 2002.

4. Documento suscrito por Luis Carlos Ríos, funcionario del Area Transacciones de Gas de las Empresas sobre "Actualización demandas y consumos industriales del municipio de Barbosa";

b) Por parte de la Comisión de Regulación de Energía y Gas:

La Directora Ejecutiva de la Comisión determinó un auto de pruebas en donde se decretó la práctica de una visita técnica a las instalaciones de Empresas Públicas de Medellín ESP con el fin de analizar la información presentada y realizar conjuntamente con la empresa, las simulaciones que se consideren convenientes, sobre el modelo utilizado para la obtención de los resultados de las proyecciones de demanda que forman parte del expediente tarifario. La diligencia se llevó a cabo en las instalaciones de la empresa en la ciudad de Medellín el día 23 de junio de 2004.

De otro lado, en las audiencias celebradas los días 4 de mayo de 2004 y 7 de junio de 2004 EEPPM allegó información al proceso mediante los radicados CREG E-2004-003690 y E-2004-004816.

IV. Análisis del recurso

Dentro de la actuación administrativa que se surtió para la expedición de la presente resolución, la CREG analizó los documentos allegados por la recurrente y sobre su contenido se precisa lo siguiente:

4.1 Consideraciones financieras

Para efectos de resolver el recurso se consideró necesario la obtención de un concepto jurídico externo, Radicado CREG E-2004-005990, el cual en relación con los argumentos planteados por la empresa sobre su situación financiera precisa lo siguiente: En la página 16, numeral 5 "EPM viene arrojando pérdidas operativas en el negocio de gas.

...Se incluyen datos sobre la utilidad operativa que muestran un déficit de $90.000 millones proyectados al año 2006 con el Cargo de Distribución aprobado en la Resolución CREG 022/04; se agrega cómo durante el período tarifario anterior los resultados fueron igualmente negativos resaltando que los nuevos cargos reflejan una ...insuficiencia para el cubrimiento de sus costos operacionales durante un período muy prolongado, es decir, desde 1998 hasta el 2006...

A estos datos y consideraciones se vincula, en el capítulo sobre Razones Jurídicas, el argumento de que uno de los principios tarifarios ordenados por la Ley 142 de 1994 es el de suficiencia financiera.

No hay duda de que el régimen tarifario debe permitir que las empresas cubran sus costos, siempre que estos correspondan al criterio de eficiencia. Así se desprende del artículo 87 de la Ley 142 de 1994; incluso suprimiendo la primacía de ambos criterios sobre los demás, por la declaratoria de inexequibilidad de esa frase(1), el mandato legal sigue siendo claro.

Pero para demostrar que un cargo específico viola el criterio de suficiencia financiera, los datos suministrados no pueden limitarse a que la empresa tenga y proyecte tener pérdidas operativas, puesto que la única causa no radica en la tarifa determinada; pueden haberse sobreestimado las inversiones para la demanda, lo cual es crucial en una actividad sin garantía de mercado como es esta. A diferencia de lo que ocurre en ciertos contratos estatales, como los de obra o construcción, en los que el Estado supone la entrega efectiva de un cierto volumen de unidades o, como en los de carreteras en los que se garantiza un tráfico de vehículos mínimo(2), en la prestación de servicios conforme a la Ley 142 de 1994 el empresario corre los riesgos de mercado, incluso en los excepcionales casos de contratos de concesión con la modalidad de Areas de Servicio Exclusivo.

Otro factor crucial para que una empresa tenga pérdidas son los gastos en que incurre. La idea misma de regular tarifas es -en última instancia- la de no reconocer los gastos realmente incurridos, sino aquellos que el regulador defina como eficientes. EPM argumenta que los criterios de suficiencia financiera y de eficiencia ... obligan a que la CREG, al establecer las metodologías y definir las fórmulas, tengan en cuenta entre otros criterios, los de suficiencia financiera, el cual impone que las fórmulas garanticen la recuperación de los costos y gastos propios de operación,... y el de eficiencia económica, por el cual se entiende que el régimen de tarifas procurará que estas se aproximen a lo que serían los precios de un mercado competitivo....

Es entonces improcedente pretender que la regulación tarifaria garantice la suficiencia financiera por sí misma, puesto que los mandatos constitucionales y los desarrollos legales la imponen pero limitada, en primer lugar por la eficiencia. Una empresa puede demostrar fehacientemente que efectivamente incurre en ciertos costos pero si no cumplen con el criterio de eficiencia la CREG no puede aceptarlos.

Un segundo límite es temporal. Téngase en cuenta que las fórmulas tienen una vigencia de cinco años, conforme el artículo 126 de la Ley 142 de 1994; el cargo específico tiene, por tanto, una vigencia de cinco años contados desde el momento en que la Resolución respectiva quede en firme, excepto que se haya hecho uso del derecho consagrado en el mismo artículo 126(3).

Esto significa que está fuera de lugar esgrimir como argumento que la empresa afronta de tiempo atrás un deterioro financiero causado, a juicio de EPM, porque los Cargos de Distribución aprobados para el período tarifario anterior no permitieron la suficiencia financiera. La oportunidad para estos argumentos terminó y la CREG no podría autorizar unos cargos para el nuevo período que compensaran insuficiencias -aunque llegaran a demostrarse- retroactivas. Entre otras cosas, porque los usuarios tienen un derecho consolidado a que no se les reajusten cobros por consumos ...al cabo de cinco meses de haber entregado las facturas(4) sea cual fuere la razón. Esto significa que aún en los casos en que se utilizaran las vías permitidas por el artículo 126, los eventuales incrementos no podrían aplicarse de manera retr oactiva y esa sería la situación si, para un período tarifario nuevo, se incorporaran costos para suplir insuficiencias de las tarifas que rigieron en el período anterior.

La vigencia quinquenal de las fórmulas es una regla que cierra las oportunidades para cuestionamientos, tanto para las empresas como para los usuarios.

El recurso de reposición alude a las tasas de remuneración al patrimonio, cuando analiza el principio de igualdad en el apartado sobre consideraciones jurídicas, afirmando que ... en el presente caso lo reconocido no permite remunerar el patrimonio del propietario del negocio, por cuanto el cargo aprobado lo deja en condiciones de dar pérdidas operacionales en los próximos años, aun en condiciones de eficiencia, es decir, se le está dando un tratamiento igualatorio al de otras empresas del sector, cuando sus condiciones y realidades lo (sic) ubican en un plano de desigualdad que debe ser respetado por el regulador, pues de no hacerlo llevaría a la empresa irremediablemente a producir pérdidas operacionales y a que el futuro del negocio se vea ostensiblemente amenazado.

Es del caso precisar que, cualquiera que sea la metodología escogida por el Regulador para la tasa de retorno, en ningún caso significa que la empresa forzosamente dará utilidades y menos aun que obtendrá los rendimientos fijados en la decisión específica(5). Es, si se quiere, una oportunidad para alcanzar ese nivel de utilidades, pero si se obtiene o no dependerá de varios otros factores, uno bajo control de cada empresa, otros del mercado, otros del Regulador y otros exógenos al negocio...".

De acuerdo con todo lo anterior, la justificación del deterioro de la situación financiera de la Empresa no es argumento suficiente para efectos de resolver este recurso en los términos planteados por la empresa, sin establecer si efectivamente dicha situación persiste aun en situación de eficiencia.

En todo caso, el análisis de la suficiencia financiera de la empresa para los próximos años deberá revisarse de acuerdo con las decisiones tarifarias que se adopten en este recurso, en caso de evidenciarse la situación de insuficiencia financiera, la empresa, si así lo considera, puede adelantar procesos donde sea posible probar que dicha situación es ocasionada por los cargos aprobados por la CREG, que la empresa opera en situación de eficiencia y que dicha situación no es originada en razones diferentes de las anteriores.

4.2 Consideraciones técnicas

4.2.1 Valoración de la inversión existente

La empresa solicita se modifique la valoración de inversión existente, para hacerla con los precios de costos reales presentados por las empresas a cambio de los precios reportados para el período tarifario anterior, basándose en los argumentos que la empresa estaba en los inicios de la prestación del servicio y en que la valoración de las inversiones entonces proyectadas se hizo con estimaciones que resultaron inferiores a los precios reales surgidos de los procesos licitatorios contractuales que se desarrollaron posteriormente. Es decir, los precios en los que incurrió la empresa para la construcción de la red fueron superiores a los aprobados por la CREG en el período anterior. Asimismo, la empresa fundamenta su solicitud al considerar que los valores obtenidos en cada uno de los procesos contractuales corresponden a precios de mercado, ya que estos procesos de contratación fueron abiertos a nivel nacional, permitiendo la participación d e contratistas de todo el país.

Sobre este punto el concepto jurídico externo que ya hemos mencionado aborda el tema esgrimido, el cual fue puesto en conocimiento a EEPPM mediante oficio radicado CREG S-2004-002140 y el cual fue sujeto de comentarios por parte de la empresa mediante radicado CREG E-2004-008576:

Al respecto, el concepto define:

"...La decisión que la CREG debe tomar al resolver el recurso de reposición por este aspecto es si tiene margen legal para aceptar valores para la inversión existente distintos a los que arrojan los cálculos establecido en la fórmula tarifaria vigente desde la expedición de la Resolución CREG 011/03.

Ese margen legal depende del alcance que tiene la Resolución de alcance general. Las palabras en una norma legal no son ociosas. La Resolución CREG 011/03 dice que:

...La valoración de los activos reportados en el inventario de la inversión base se hará de la siguiente forma:...

...La inversión existente será la suma del valor total de los siguientes activos:...

...Los activos existentes en la última revisión tarifaria, reportados por la empresa, tal como fueron considerados y valorados en dicho momento por la Comisión (negreado y subrayado fuera de texto)...

Ni la CREG, ni ninguna empresa, tienen margen interpretativo para asignar valores a esos activos, porque la resolución emplea una forma definida y clara de cómo valorarlos: El que la Comisión en su momento aprobó.

Distinto sería si las palabras fueran, por ejemplo, los valores que tuvieran o los valores que correspondan a los precios realmente pagados. Pero no fue así.

EPM refuerza de todas maneras su argumento con varios otros, relacionados con la suficiencia financiera principalmente, insistiendo en que los precios pagados por la infraestructura existente surgieron de procesos competitivos y corresponden a la realidad y son, por tanto, eficientes.

Aunque contenidos en el recurso de reposición contra la Resolución CREG 022/04, corresponden en realidad a uno de tres escenarios de discusión:

1. Una solicitud de revisión del cargo de Distribución para el período tarifario anterior, con base en el artículo 126 de la Ley 142 de 1994, cuya oportunidad ya pasó.

2. El debate sobre lo que sería finalmente la Resolución CREG 011/03, que ya terminó, o

3. Una demanda ante el Consejo de Estado contra la Resolución CREG 011 de 2003, siempre posible. Recuérdese que no hay recursos en la vía gubernativa contra este tipo de Resolución por ser de alcance general.

Uno a uno, los argumentos contenidos en el recurso de reposición son los siguientes:

1. La empresa estaba en los inicios de la prestación del servicio de gas

Esta argumentación no es legalmente válida en ninguno de los escenarios y, en todo caso no en un recurso de reposición. Un empresario prudente estudia con el cuidado necesario los costos en que ten drá que incurrir para desarrollar la actividad que piensa emprender. Hace sondeos de mercado para estimar los costos de las redes y demás activos necesarios, calcula las cantidades de obra en función de la demanda estimada para un horizonte de tiempo, etc. Estas reglas de buena gestión son las que todo empresario sigue, independientemente de si la actividad es regulada estatalmente.

Aun para quienes prestan servicios por contrato con una entidad estatal, generosa como son la normatividad y sobre todo la jurisprudencia con los contratistas, difícilmente puede pensarse que la condición de estar emprendiendo una actividad nueva para el empresario, daría derecho a un restablecimiento del equilibrio contractual.

Para el caso de actividades sujetas a regulación de precios, la prudencia exigirá un examen mayor y, en el caso concreto una vez aprobado el cargo de Distribución de la Resolución CREG 075 de 1998, EEPPM tenía elementos de juicio para saber si iban a ser suficientes o no para cubrir los costos en que tendría que incurrir para satisfacer la demanda que había proyectado.

Pero téngase en cuenta, además, que el fundamento de la Resolución 075 de 1998 (Documento CREG 05/98) de manera explícita habla de que los valores para las entonces inversiones futuras se fundamentaban en cotizaciones: Las inversiones en tubería y accesorios de polietileno se revisaron de acuerdo con cotizaciones presentadas por proveedores de material.

En gracia de discusión, el argumento podría haberse esgrimido en una solicitud de revisión usando el artículo 126 durante el período tarifario, lo cual no se hizo. Incluso podría haberse hecho valer durante el debate de los distintos proyectos para lo que fue finalmente la Resolución 011 de 2003, proponiendo lo que ahora se busca y es que a la diferenciación entre empresas con mercados maduros y en desarrollo se agrega una categoría de empresas nuevas en el negocio. En ninguna de la documentación proveniente de Naturgás, sus consultores y la propia EEPPM esta propuesta no aparece.

2. Necesidad de un tratamiento diferencial

El recurso analiza la validez legal de tratamientos diferenciales sin violar el principio constitucional de igualdad, citando importantes sentencias de la Corte Constitucional, solicitando a la CREG un trato no igualatorio. Pero si lo que se quiere que con base en los principios se pretende que la CREG cree ahora una categoría de nuevo en el negocio, cuando la fórmula general está en vigor, no podría hacerlo puesto que esa regla tendría que estar contenida en una Resolución de alcance general y no en las Resoluciones particulares.

Los principios de competencia entre oferentes de un servicio tienen importancia de primer orden en la normatividad aplicable, tanto para efectos tarifarios como para las atribuciones que la CREG recibe directamente de la Ley en relación con otros temas como el de la participación de las empresas en el mercado, la separación de actividades y otros. Tanta importancia asigna la Ley a la competencia, que de manera específica el artículo 74.1, literal a) de la Ley 142 otorga una facultad especial a la CREG, separada de las funciones generales para las tres Comisiones de Regulación contenidas en el artículo 73. El literal citado dice:

a) Regular el ejercicio de las actividades de los sectores de energía y gas combustible para asegurar la disponibilidad de una oferta energética eficiente, propiciar la compete ncia en el sector de minas y energía y proponer la adopción de las medidas necesarias para impedir abusos de posición dominante y buscar la liberación gradual de los mercados hacia la libre competencia. La Comisión podrá adoptar reglas de comportamiento diferencial, según la posición de las empresas en el mercado. (Subrayado fuera de texto).

El marco legal para ejercer un tratamiento regulatorio diferencial es el de la "posición de las empresas en el mercado", vale decir, el grado de competencia en que cada una de ellas tenga.

En materia tarifaria, la ley permite una regulación diferente en cuanto al grado de libertad para que las empresas fijen las tarifas, en los numerales 2 y 3 del artículo 88 de la Ley 142, citado atrás.

Por otra parte, el gas natural tiene sustitutos, en alto grado para la demanda industrial incluso para usuarios ya conectados; para los residenciales, al menos mientras no hayan tomado la decisión de conectarse. Si algo pudiera proponerse como un tratamiento tarifario diferente derivado de la situación de la empresa en el mercado, sería justamente lo contrario a lo solicitado por EEPPM que encarecería la oferta del servicio haciéndolo menos competitivo.

3. Los cargos a otras empresas son superiores

Al menos en lo que hace relación a las inversiones existentes, no hay en el recurso de reposición un análisis que muestre que los Cargos superiores tuvieron por causa un tratamiento distinto sobre la valoración de tales activos para el resto de empresas.

Si la valoración de esos activos se hizo de conformidad con la metodología tantas veces expuesta, no hay fundamento para que en un recurso de reposición contra una Resolución de alcance particular (la 022/04) se aleguen los resultados".

En consecuencia, por las razones señaladas en el concepto mencionado desde el punto de vista jurídico, no se encuentra procedente admitir las pretensiones formuladas por la empresa en relación con la valoración de las inversiones existentes con los costos reales presentados por la empresa, a cambio de los precios reportados para el período tarifario anterior.

Además del análisis jurídico anterior, para verificar si los costos unitarios aprobados a EEPPM eran inferiores a los del mercado, la Comisión llevó a cabo una comparación de los costos que en su momento fueron aprobados a EEPPM frente a los costos unitarios aprobados para las inversiones existentes y para las inversiones proyectadas de las empresas que presentaron solicitud tarifaria en dicha oportunidad. En este ejercicio se observó que los costos aprobados a EEPPM, en la mayoría de los casos, están por encima de los aprobados a las demás empresas distribuidoras, tal como se aprecia en el Cuadro número 1.

CUADRO NUMERO 1.

Comparación costos unitarios reconocidos.

Inversiones existentes millones de $ de diciembre de 2002.

Ahora bien, si se comparan los costos unitarios que solicita la empresa en el presente recurso, presentados y discriminados en la página 62 y 63 del Documento "Cargos de Distribución y Comercialización de Gas Natural por Red -Información Adicional al Auto de Pruebas número 1- Proceso de Reposición de la Resolución CREG 022 de 2004" del 18 de agosto y radicado mediante número E-2004-006624, se encuentra que estos están muy por encima de los ap robados a las demás empresas, tal y como se muestra en la gráfica número 1.

FIGURA NUMERO 1.

Comparación costos unitarios - Inversión existente.

De acuerdo con lo anterior se concluye que reconocer los costos reales incurridos por la empresa para la valoración de las inversiones existentes está por fuera de la metodología de la Resolución 011 de 2003 y que los costos que solicita la empresa están por encima de los costos unitarios de casi la totalidad de las empresas en las diferentes unidades constructivas que componen un Sistema de Distribución.

En este sentido, desde el punto de vista económico no se consideran justificadas las pretensiones de EEPPM de ajustar los costos de la inversión existente a los precios reales incurridos por la empresa.

De otro lado, considerando que la empresa manifiesta que un sistema de control fue reconocido dos veces y una vez verificado por la Comisión, se procede a retirar del monto de inversión existente el valor de $3.122 millones de pesos de diciembre de 2002 correspondiente a esta unidad constructiva especial.

De acuerdo con lo anterior el monto de inversión existente a aprobar será de $96.718 millones de pesos de diciembre 31 de 2002.

4.2.2 Programa de nuevas inversiones

En relación con la proyección de nuevas inversiones la recurrente argumenta que aunque la CREG aceptó la inclusión de la nueva unidad denominada lleno de zanjas con material de préstamo, soportada en las Normas para construcción de pavimentos del Valle de Aburrá, el precio de esta nueva unidad constructiva no fue considerado correctamente. Asimismo, solicita sea actualizado el programa de inversiones de acuerdo con la nueva proyección de demanda solicitada en el recurso.

Al respecto, se verifica que efectivamente hubo un error en la introducción del precio de esta unidad al modelo. En este sentido se acepta la solicitud de la empresa y se procede a corregir dicho costo de la siguiente manera:

CUADRO NUMERO 2.

Costo unitario Unidades Constructivas de EPM.

(Cifras en millones de $ de dic-2002).

De otro lado y de acuerdo con lo definido en el numeral 4.2.4 de esta resolución, se procede a ajustar el programa de inversiones de acuerdo con la nueva proyección de demanda.

4.2.3 Gastos AOM

En relación con los gastos AOM la empresa solicita en primera instancia que se considere a EEPPM como un "outlier" en la metodología DEA y en segunda instancia que se les modifique las proyecciones de AOM presentadas en la solicitud tarifaria por unas nuevas proyecciones presentadas en el recurso.

4.2.3.1 EEPPM como outlier

Los argumentos expuestos por la recurrente, para que Empresas Públicas de Medellín se considere como un outlier en el momento de calificar su eficiencia en el DEA, se resumen principalmente en cinco aspectos:

(i) Los gastos de AOM que fueron aprobados en la Resolución 022 de 2004 son bajos si se comparan con los de otras empresas;

(ii) La variable volumen no fue incluida en el modelo lo cual afecta el resultado de eficiencia a la empresa;

(iii) EEPPM difiere de las otras empresas debido a que es una empresa que aún se encuentra en expansión;

(iv) La metodología DEA incorpora un chequeo de consistencia que no se realizó;

(v) El dato de inversión utilizado no corresponde.

Para iniciar el análisis de cada uno de estos puntos se expone el proceso realizado por la Comisión sobre la consideración de "outliers" en la metodología DEA utilizada para deter minar los factores de eficiencia del gasto de AOM en empresas distribuidoras de gas combustible por redes.

Un paso anterior a la etapa de modelamiento es el análisis de las observaciones, ya sea mediante procedimientos gráficos o a partir de las estadísticas básicas asociadas a las mismas, como se indica a continuación.

A. Qué es un outlier

Un outlier es una observación que muestra un comportamiento anormal en su distancia con respecto a los demás valores de una muestra.

B. Cómo se detecta un outlier

Para detectar outliers existen diferentes metodologías, entre estas están: análisis exploratorio de datos o pruebas tales como la de Grubbs.

El análisis exploratorio de datos consiste en un examen de todas las observaciones y sus características. En este se utilizan técnicas gráficas que permiten analizar las observaciones que están alejadas del conjunto de datos tales como diagramas de dispersión (scatter plots) y diagramas de caja (box plots).

El test de Grubbs permite determinar cuando una observación proveniente de una distribución normal es un outlier. En este test se plantea la hipótesis:

El test de Grubbs se define como:

             

                                                       

donde:

  :      Hace referencia a cada observación.

  :      Hace referencia a la media de la muestra.

  :      Hace referencia a la desviación de la muestra.

La hipótesis de no outliers en la muestra es rechazada si:

donde  es el valor crítico de una distribución t con (N-2) grados de libertad y un nivel de significancia a/N.

C. Verificación de outliers en análisis envolvente de datos

Dentro del análisis envolvente de datos, un aspecto importante consiste en la revisión de las observaciones atípicas, ya que la sola presencia de un error en una de las variables de una de las unida des puede afectar a las estimaciones de eficiencia y puede provocar que la unidad afectada se considere como eficiente a pesar de no serlo o podría elevar o disminuir artificialmente la eficiencia.

D. Aplicación

La Comisión de Regulación de Energía y Gas, a través de la Resolución CREG 011 de 2003, definió la metodología para establecer el costo eficiente de administración, operación y mantenimiento de la actividad de distribución y la metodología para establecer el costo eficiente de la actividad de comercialización de gas combustible. La metodología adoptada para estos propósitos en dicha resolución es la de Análisis Envolvente de Datos (DEA).

Antes de llevar a cabo el análisis DEA en la definición de estos costos eficientes, al interior de la Comisión se llevó a cabo un análisis exploratorio de los datos con el fin de identificar los valores extremos. Este análisis no se efectuó sobre las variables iniciales, sino sobre los diferentes índices calculados a partir de las variables de entrada y salida del modelo utilizado, así: AOM/usuario, AOM/red, Inversión/Usuario e Inversión/Red.

A continuación se presentan las estadísticas básicas(6) calculadas para cada índice así como los diagramas de dispersión realizados y los resultados obtenidos en cada caso:

ESTADISTICAS AOM/USU        AOM/RED            INV/USU           INV/RED

Mínimo               17.041.65        567.894.62          121.819.73         6.630.070.01

Cuartil 25            30.991.53      1.617.786.22         329.047.30       17.554.849.09

Mediana             45.398.36      2.052.665.29          487.527.20       21.577.751.81

Desviación          52.458.90      1.606.571.64          476.319.82      11.742.910.12

Promedio            67.128.02      2.747.681.19          605.383.49      23.418.946.04

Cuartil 75          104.332.10      4.202.605.65          862.245.99      30.214.647.83

Máximo        16.715.740.74    12.629.774.73    396.527.777.78    299.601.231.29

Como se observa en la tabla anterior, se presenta una gran dispersión entre los valores de cada variable por ejemplo, se observa que el valor del máximo está bastante alejado del cuartil 75. Como es muy difícil determinar a partir de este análisis si hay presencia de outliers, se requiere llevar a cabo un análisis más detallado de cada una de las variables y, a partir de este, determinar si hay o no valores extremos.

Para la determinación de los valores extremos, se calculan las estadísticas básicas para los índices normalizados estas estadísticas nos dan los soportes para elaborar el diagrama de caja (BoxPlot) y tomar las decisiones del caso.

Las estadísticas utilizadas en los análisis de outliers se presentan en la siguiente tabla(7):

ESTADISTICAS            AOM/USU     AOM/RED      INV/USU      INV/RED

Mínimo                             -0.1963        -1.0211       -0.1864         -0.5039

Cuartil 25                         -0.1917       -0.5920        -0.1835         -0.2897

Mediana                           -0.1868        -0.4143        -0.1813         -0.2108

Desviación                          1.0000         1.0000         1.0000          1.0000

Promedio                                    -         0.0000           -          0.0000

Cuartil 75                          -0.1676         0.4568       -0.1761         -0.0410

Máximo                               5.3874         3.9083        5.3880          5.2412

Rango intercuartílico            0.0241        1.0488         0.0074          0.2487

Cercano interno superior    -0.1314         2.0300       -0.1649          0.3320

Cercano externo superior    -0.0953         3.6031        -0.1538          0.7051

Cercano interno inferior       -0.2278       -2.1652        -0.1946         -0.6627

Cercano externo inferior      -0.2639        -3.7384       -0.2058         -1.0358

Para el caso del índice normalizado de AOM/Usuario se tiene el siguiente gráfico de dispersión:

Como se observa en el gráfico anterior, Promigás está por encima del Cercano externo superior, por tanto se considera como un outlier extremo. Ahora bien, si se realiza un acercamiento de la gráfica sin tener en cuenta este outlier extremo se tiene:

Se observa que EPM se encuentra muy cerca al percentil 75, esto es está dentro del 75% de la información, por tanto no hay evidencias para considerarlo como outlier.

Para el índice normalizado de AOM/red se obtuvo el siguiente gráfico de dispersión:

Como se observa en el gráfico anterior, Promigás está por encima del Cercano externo superior, por tanto se considera como un outlier extremo. Mientras que EPM se encuentra muy cerca al percentil 75, esto es está dentro del 75% de la información, por tanto no se considera outlier.

- Inversión/Usuario

Como se observa en el gráfico anterior, Promigás está por encima del Cercano externo superior, por tanto se considera como un outlier extremo. Si se realiza un acercamiento de la gráfica sin tener en cuenta este outlier extremo se tiene:

Al revisar el detalle podemos observar que EPM se encuentra muy cerca al cercano interno superior, esto es se considera que es un outlier suave.

- Inversión/Red

Como se observa en el gráfico anterior, Promigás está por encima del Cercano externo superior, por tanto se considera como un outlier extremo. Podemos observar también que EPM se encuentra muy cerca al cercano externo superior, esto es se considera también que es un outlier extremo.

Para corroborar los resultados anteriores, se llevó a cabo la prueba de GRUBBS de la que se obtuvo:

Estadísticas descriptivas:

Número de observaciones              31

Nivel de significancia:                  0.05 (dos colas)

Valor crítico Z                               2.923571106

Cálculo de Grubbs:

De la tabla anterior se observa que la hipótesis nula de no outliers se rechaza para la última observación que corresponde a la información de Promigás.

Debido a que Promigás se clasificó como outlier extremo en todos los análisis hechos, no se incorporó en los análisis DEA. EPM, en los análisis de diagramas de caja, resultó outlier extremo en inversión/Red, pero al efectuar la prueba de Grubbs no hubo evidencia para rechazar la hipótesis; por tanto, no se excluyó de los análisis.

Una vez excluido Promigás para el análisis DEA, se repitió en los análisis exploratorio de datos, con el fin de determinar si existen más anomalías:

- AOM/usuario

EPM se encuentra muy cerca al percentil 75, esto es está dentro del 75% de la información, por tanto no se considera outlier.

- AOM/red

EPM se encuentra muy cerca al percentil 75, esto es esta dentro del 75% de la información, por tanto no se considera outlier.

- Inversión/Usuario

EPM se encuentra muy cerca al cercano interno superior, esto es se considera que es un outlier suave.

- Inversión/Red

EPM se encuentra por encima del cercano externo superior, esto es se considera que es un outlier extremo.

Para corroborar los resultados anteriores, se llevó a cabo la prueba de GRUBBS de la que se obtuvo:

Estadísticas descriptivas:

Número de observaciones 30

Nivel de significancia:                 0.05 (dos colas)

Valor crítico Z                                2.9084

   

- Cálculo de Grubbs:

De la tabla anterior se observa que la hipótesis nula de no outliers se rechaza para los índices AOM/USU y INV/USU para la empresa Caucana de gas y se rechaza para el índice INV/RED para la empresa EPM. Como estas dos empresas no dieron outliers en todos los índices calculados, se tomó la decisión de incluirlas en el análisis DEA(8).

De otra parte analizando cada uno de los demás argumentos presentados por la empresa se tiene lo siguiente:

(i) Bajos gastos de AOM aprobados comparados con los de otras empresas

Sobre este aspecto, en resumen, solicita EEPPM que se la considere como "outlier" porque si se hace la comparación con lo reconocido a otras empresas del país se observa que los gastos reconocidos de AOM para la actividad de distribución son muy bajos. Asimismo, comenta que mientras sus indicadores muestran un aumento notorio de la productividad, los indicadores de las demás distribuidoras permanecen bastante estables en un tiempo de proyección de cinco años.

De otro lado, la empresa muestra que si se aplica el cargo aprobado por la CREG en la Resolución CREG 022 de 2004 (AOM de $7.07/m3) a la demanda del año 2003, el monto resultante para cubrir los costos AOM sería insuficiente para pagar la nómina asociada con la operación y mantenimiento de las redes de gas.

La empresa anota que en el anterior período regulatorio a EEPPM le aprobaron un cargo para remuneración del AOM de $37.14/m3, precios de septiembre de 1997, mientras que para el nuevo período regulatorio, el cargo aprobado por este mismo concepto fue de $7.07/m3, precios de diciembre de 2002, generando una disminución neta del cargo de distribución para EEPPM de 31.4% mientras que a nivel nacional sin incluir EEPPM el cargo se incrementó en un 21.9%.

En relación con este punto se analizó el comportamiento del cargo de EEPPM frente a las demás empresas, encontrando que el AOM reconocido a EEPPM en su tarifa es el menor de todas las empresas del país. Este valor es de $7 pesos por usuario. Asimismo se observa que en el Cargo de Distribución aprobado mediante Resolución CREG-022 de 2004 solo el 8% corresponde a la remuneración del AOM, aspecto en que se diferencia de las demás empresas donde el componente en la tarifa de distribución del AOM va desde un 15% hasta un 67% del cargo aprobado.

Ahora bien si se compara EEPPM con una empresa que se le asemeje en términos de demanda como el caso de Gas Caribe - Promigás, se observa que también existe una gran diferencia tanto en el valor del cargo como en la componente del mismo correspondiente a la remuneración de AOM la cual equivale al 23%.

Lo anterior indica que efectivamente el componente de AOM del cargo aprobado a EEPPM es muy baja en relación con la participación de dicho componente en los cargos aprobados para las demás empresas distribuidoras del país.

Grafica 2.

Comparación de la Remuneración de AOM en la tarifa.

Cuadro No. 2. Comparación porcentual de la participación de la inversión y los gastos AOM para empresas distribuidoras

(ii) La variable volumen no fue considerada en el modelo

Aunque EEPPM, en comunicaciones que comentaban la propuesta para el nuevo régimen regulatorio para las actividades de distribución y comercialización de gas combustible por redes de tubería, señaló que para la estimación de los gastos eficientes AOM con la aplicación de la metodología DEA, la variable consumo debía ser tenida en cuenta para el análisis, la CREG tomó la decisión de excluirla, tal como lo explicó en el Documento CREG 01 de 16 de enero de 2003, publicado mediante Circular 002 de 2003. En dicho documento la Comisión consideró que la variable consumo castigaba injustificadamente aquellos mercados que tenían un menor consumo por usuario frente a aquellos que tenían una alta intensidad energética. Asimismo, se considero que aunque existen algunos costos, como el de odorización de gas, que están relacionados con el volumen distribuido, el principal parámetro que incide en los gastos de AOM para la distribución es la longitud de red.

(iii) EEPPM atiende un mercado en expansión

El comportamiento atípico de los gastos de AOM de EEPPM lo explica la empresa por su mercado en expansión, argumentando que una empresa que atiende un mercado de este tipo no puede tener el mismo tratamiento que empresas que atienden mercados maduros. Si se emplea en el ejercicio DEA el número de usuarios de un año posterior al utilizado en la metodología, se observa que el indicador de usuarios por kilómetro se aumentaría. Asimismo, manifiesta EPM que considerar solo la variable número de clientes en mercados maduros es acertado. Sin embargo, no ocurre lo mismo en un mercado en expansión cuya viabilidad depende en buena medida de la capacidad de la empresa que lo atiende para capturar, inicialmente, los clientes con altos consumos.

Analizando el comportamiento del indicador AOM/usuario en las proyecciones de 5 años de las diferentes empresas, se observa que mientras las empresas existentes mantienen la relación AOM/usuario en el tiempo, EEPPM va disminuyendo esta relación durante los cinco años, presentando un comportamiento similar a las empresas nuevas tal y como lo muestran la siguientes gráficas.

GRAFICA 3.

Comparación indicador AOM/usuario EEPPM con empresas existentes.

GRAFICA 4.

Comparación indicador AOM/usuario EEPPM con empresas nuevas.

                      

De acuerdo con los análisis anteriores aunque no se encuentra justificación en la pretensión de calificar a EEPPM como outlier en la metodología DEA, se observa que la empresa tiene un comportamiento particular en su mercado, el cual se evidencia en los indicadores de AOM/usuario y % de AOM en la tarifa, los cuales muestran que EEPPM, aún en expansión en el presente período tarifario, llega al final de este a compararse con las otras empresas que existen y llevan un mayor número de años operando en el mercado.

Por lo anterior, se considera procedente adoptar para EEPPM que en el período regulado por esta resolución se le de un tratamiento de empresa nueva en el modelo DEA, es decir, introducir las variables obtenidas del promedio para la proyección de los cinco años tal como lo establece la Resolución CREG 011 de 2003, período en el cual se debe alcanzar la eficiencia en sus gastos e inversiones.

Esta decisión permite a EEPPM aumentar su calificación obtenida en el DEA de 24.29% al 100%.

(iv) Chequeos de consistencia

La empresa manifiesta que se omitió la verificación de consistencia de resultados, afirma que este es un requisito para hacer válida la aplicación del DEA y el tratamiento especial para "outliers", de acuerdo con lo expuesto en la literatura técnica

Sobre este aspecto la Comisión precisa que tal y como se evidencia anteriormente, se realizaron los chequeos de consistencia respectivos que dieron como resultado que EEPPM no es un "outlier".

(v) El valor de inversión no corresponde al reportado por la empresa

La empresa manifiesta que mediante Circular 002 de 2003 se estableció que las valoración de las variables de capital, para propósitos del DEA se efectuaría con el costo unitario de reposición a nuevo. Sin embargo, para EEPPM la valoración de la inversión no se realizó con esta base, lo cual introdujo distorsiones importantes en los resultados del modelo.

Al respecto, conviene señalar que tal como se manifiesta en la Circular 02 de 2003, el documento a que hace referencia la recurrente era un documento de trabajo de la Comisión sometido a consulta mediante dicha Circular, por lo tanto lo estipulado en dicho documento no es argumento para justificar las pretensiones de la empresa, relacionadas con el cálculo de los cargos de distribución.

De otro lado, la empresa argumenta que en la tabla 7 del Documento 009 de 2004, se observa que el costo unitario promedio de red para EEPPM de 72.082.343 $/Km es muy superior al resto. Sobre el particular agrega la empresa que los costos promedio unitarios de polietileno asignados a la inversión existente de las otras empresas son mucho menores que los definidos en la Resolución 011 de 2003, mientras que los de EEPPM están más cerca de dichos valores. De esta forma se esta asociando el AOM, no al tipo de red sino a su costo, lo cual no tiene sentido: una unidad constructiva cualquiera requiere un AOM determinado independiente del costo en que se haya incurrido para construirla.

En relación con este punto, vale la pena aclarar que la metodología no paramétrica de Análisis Envolvente de Datos, DEA, permite medir la eficiencia de las unidades en un proceso productivo.

En la distribución de gas existen diferentes variables que son importantes en el desarrollo de la actividad, y que fueron determinadas en la Resolución CREG 011 de 2003. Al definir dicha actividad como un proceso productivo, se consideraron como insumos el AOM y la inversión en redes y como productos los usuarios atendidos y la red tendida por cada empresa, con el objetivo de minimizar los insumos que permitieran mantener los usuarios y la red existentes.

En este sentido, la eficiencia de producción de una empresa, depende de la combinación de insumos y productos que esta presente, en comparación con las demás empresas que se están evaluando.

Es claro que en el nivel de eficiencia obtenido por EEPPM incide el valor de inversión de redes que presenta, así como los gastos de AOM reportados por la misma empresa.

De otro lado es importante precisar que este punto por ser parte de aspectos considerados en la Resolución CREG-011 de 2003, acto administrativo de carácter general, impersonal y abstracto, no es materia del recurso instaurado contra la Resolución CREG-022 de 2003.

4.2.3.2 Modificación de las proyecciones de AOM

De otro lado, la recurrente explica que debido a una omisión involuntaria en el reporte de gastos AOM, el valor informado fue inferior al real, por lo tanto solicita se consideren los nuevos valores de estos gastos, los cuales son reportados en el recurso y mediante oficio CREG- E- 2004-009058.

En relación con la solicitud de reconocer el nuevo AOM total reportado, se observa que las nuevas cifras proyectadas para el año 2003 son muy superiores a las inicialmente reportadas por la empresa y presentan un incremento del 190% con respecto al 2002. Dicho incremento no se explica con una omisión en la componente de administración por parte de la empresa en los gastos AOM, si se tiene en cuenta que durante los años anteriores la empresa operó con niveles de gastos administrativos muy inferiores a los reportados para el año 2003.

Ahora bien el incremento señalado no guarda ninguna relación con respecto al crecimiento de longitud de redes, principal variable explicativa del gastos de AOM en sistemas de Distribución, la cual para el año 2003 es un 25% ni tampoco guarda ninguna relación con el aumento en el número de usuarios o con el crecimiento en demanda.

CUADRO NUMERO 3.

Comparación gastos de AOM históricos con los proyectados solicitud inicial y en el recurso (millones de $ de diciembre de 2002).

Es importante señalar que las proyecciones de AOM su ministradas inicialmente por la empresa y comparadas con los datos históricos de EEPPM, sin factor de eficiencia DEA, ya incluyen un incremento del 34% en el año 2003 con respecto al año 2002, porcentaje que es considerable si se tiene en cuenta el crecimiento en redes.

De otro lado, aceptar la solicitud de EEPPM de considerar sus datos reales de gastos de AOM para la proyección del año 2003, colocaría a la empresa en ventaja frente a las otras empresas que basaron sus proyecciones en datos reales del 2002 y no en los datos correspondientes de 2003.

De acuerdo con lo anterior se encuentra que los nuevos gastos AOM presentados por la empresa en su recurso son injustificados, por lo cual se mantendrán para el cálculo del cargo los gastos proyectados en la solicitud tarifaria inicial.

4.2.4 Proyecciones de demanda

EEPPM argumenta que las proyecciones de demanda que fueron presentadas en su solicitud tarifaria son demasiado optimistas y que requieren ser modificadas por las nuevas cifras remitidas en el recurso.

Al respecto, la Dirección Ejecutiva de la CREG decretó el Auto de Pruebas número 1 notificado a la empresa el 23 de junio de 2004, cuyo objeto fue adelantar una visita técnica a la empresa con el fin de analizar la información presentada y revisar el modelo utilizado para la obtención de los resultados de la proyección de demanda.

En esta visita se pudo observar que para el sector residencial los clientes potenciales industriales del municipio de Barbosa no se conectarán, haciendo poco justificable construir la infraestructura solo para el sector residencial. Asimismo, cambian las condiciones en el municipio de La Estrella debido a que la administración municipal actual estableció un impuesto por el uso del espacio público que se afirma dificulta la viabilidad del negocio en ese municipio.

En el sector comercial y pequeña industria se evidencia una disminución en el volumen de consumo debido a que la empresa en la solicitud inicial consideró como clientes potenciales los usuarios del sector eléctrico. Sin embargo, una gran parte de los usuarios de este sector de consumo no es factible que consuma gas por su misma actividad, aspecto que se reveló a partir de una serie de encuestas realizadas por la empresa a este sector.

En el sector industrial se prevé la reducción en demanda en relación con la proyectada inicialmente principalmente originada por tres industrias que no consumirán gas, debido a que estas optaron por el consumo de carbón.

Finalmente, el sector del gas natural comprimido presenta variaciones en relación con las proyecciones iniciales debido principalmente a tres aspectos que se presentan: Problemas con las estaciones de servicio, las condiciones del terreno y cambios en las decisiones municipales en relación con implementar el transporte público con GNV.

Teniendo en cuenta los argumentos anteriores, el estudio de mercado realizado por EEPPM y los crecimientos aceptables que muestra en sus nuevas proyecciones, se consideran aceptables las proyecciones de demanda presentadas por la empresa en su recurso.

Las demandas a considerar son las presentadas por la empresa mediante radicado E-2004-008155, las cuales presentan una disminución de 434 millones de metros cúbicos en valor presente. En la gráfica se observa la comparación entre la demanda prevista inicialmente y la demanda a aprobar por solicitud del recurso.

CUADRO NUMERO 4.

Comparación proyecciones de demanda solicitud tarifaria vs. Recurso de reposición.

              

GRAFICA 4.

Comparación proyección demanda solicitud tarifaria vs. Proyección de demanda recurso de reposición.

4.2.5 Cargo de comercialización

El cargo de comercialización se calculó como la relación entre el ingreso del año 2002 correspondiente al mercado regulado multiplicado por el factor 1.167 más los costos eficientes de AOM reconocidos y el número de facturas, tal y como lo establece el artículo 23 de la Resolución CREG 011 de 2003.

El valor de ingresos utilizado por la Comisión para dicho cálculo y que dio como resultado los $1.887 de cargo de comercialización, es de $24.049.376.797 correspondiente al valor reportado en el SUI como ingresos del mercado regulado. El valor de $50.713.780.797 que menciona la empresa corresponde a los ingresos de todo su mercado incluyendo los usuarios del mercado regulado y los usuarios del mercado no regulado, razón por la cual no se consideró el ingreso total de la empresa sino el ingreso proveniente del mercado regulado.

Es importante precisar que la Resolución CREG 011 de 2003, en su Capítulo III establece la metodología para el cálculo de los cargos de comercialización de gas combustible por redes a usuarios regulados. En consecuencia, la determinación del cargo por la actividad de comercialización se determina a partir de las variables asignadas a dichos usuarios, teniendo en cuenta que para los usuarios no regulados este cargo no está establecido en la Resolución CREG-011 de 2003.

De otro lado y en relación con la solicitud de considerar para Empresas Públicas de Medellín ESP los usuarios y redes a final del año 2003, para el caso del cálculo del factor de eficiencia en la actividad de comercialización, se precisa lo siguiente:

El Anexo 7 de la Resolución 011 de 2003 advierte claramente el procedimiento para establecer los gastos eficientes que se remuneran mediante el costo base de comercialización de gas combustible a usuarios regulados (Co). En este procedimiento se anota lo siguiente: "...

a) Se depuran los costos de comercialización reportados en los estados financieros para los dos años anteriores al cálculo del cargo;

b) Se toma el universo de empresas Comercializadoras de gas combustible en el país y se aplica el modelo de Análisis Envolvente de Datos a los datos obtenidos para los dos años anteriores;

c) La selección del producto y los insumos, refleja una relación funcional entre los mismos, que permite establecer la eficiencia relativa de cada Comercializador.

El producto estará relacionado con las siguientes variables: usuarios, longitud de red y número de reclamos resueltos a favor de la empresa. Los insumos, con las variables de gastos de AOM y depreciación de equipos asociados a la comercialización;

d) El nivel de eficiencia obtenido del modelo de optimización se aplica al valor de los costos de comercialización del año anterior al cálculo del cargo y este resultado se divide entre el número de facturas de ese mismo año...".

De acuerdo con lo anterior para el cálculo del cargo de EEPPM se consideraron los años 2001 y 2002, que corresponden a los dos años anteriores a la fecha de la solicitud tarifaria, tal como lo establece de manera general la Resolución CREG-011 de 2003.

Dicho procedimiento es parte integral de la Resolución CREG-011 de 2003, acto administrativo que no es objeto del presente recurso.

Por lo tanto, no se encuentra procedente la solicitud de la empresa de considerar para EEPPM los usuarios y redes al final del año 2003, para el caso del cálculo del factor de eficiencia en la actividad de comercialización.

4.3 Consideraciones jurídicas

4.3.1 La metodología para valorar los costos empresariales

Adicional a las consideraciones jurídicas indicadas en el concepto externo contratado por la CREG, el cual fue conocido por la recurrente, es necesario señalar lo siguiente:

Tal como el escrito del recurso lo reconoce, la expedición de metodologías tarifarias es una obligación para la CREG y en el proceso de elaboración de las mismas se tienen en cuenta, entre otros, los criterios tarifarios dispuestos en la Ley 142 de 1994. Uno de estos criterios es el de suficiencia financiera que también menciona el recurso.

Para el diseño de estas metodologías se parte de la información general de las empresas y de criterios legales vinculantes, esto se materializa en la definición de fórmulas y modelos que buscan valorar la situación general del sector. Estas fórmulas y modelos (como el DEA por ejemplo) si bien se nutren de la información general de todos los prestadores de gas por red, no pretenden regular de manera individual las situaciones particulares de las empresas.

No tiene sentido definir metodologías para regular de manera general un sector si la pretensión es que ellas identifiquen y traten individualmente las especificidades de los agentes. Obvio es que las metodologías no cubren la totalidad de hechos que debe afrontar un prestador. Para tratar de mitigar esta situación y aproximar sus disposiciones a los hechos que presentan y afrontan las empresas, las metodologías tienen en cuenta la información que las empresas remiten a la Comisión, y en su proceso de expedición, la ley ordena se sigan unos pasos que tienen como propósito lograr una deliberación que coadyuve en la adopción de la mejor decisión. Esta decisión no solo se orienta a lograr la prevalencia de los derechos empresariales, sino también, los de los usuarios y el sector en general. Luego no es de recibo manifestar que una metodología no está bien diseñada porque no recoge las pretensiones de una empresa.

Opciones tarifarias y errores de cálculo

En relación con la aplicación del artículo 90 de la Ley 142 de 1994, el cual entendemos se pretende se aplique en el sentido de definir opciones tarifarias, es conveniente señalar que independientemente de qué opciones se establezcan, tal como lo consigna el texto legal, estas deben soportarse en "diseños óptimos". Asumimos que un diseño es óptimo cuando cumple los criterios tarifarios previsto en el artículo 87 de la Ley 142, y ese es precisamente el criterio bajo el cual se estableció la metodología dispuesta en la Resolución CREG 11 de 2003.

Precisa la empresa que en el reporte de la información necesaria para fijar el cargo recurrido se cometieron errores que lesionaron los intereses empresariales. Señala la empresa que "en virtud de lo previsto en el artículo 126 del mismo texto legal, se le confiere la facultad de acordar una modificación a las fórmulas tarifarias, cuando sea evidente que se cometieron errores en su cálculo, que lesionan injustamente los intereses de los usuarios o de la empresa". Entendemos que la empresa asume que se genera tal lesión en virtud de que los valores reconocidos, tanto en inversión como en AO&M, no son los reales que ha sufragado la empresa por la inversión y los que se requieren para operarla. Como primera m edida es importante resaltar que la metodología para valorar inversión que la CREG ha adoptado a través de la Resolución CREG 11 de 2003, no pretende reconocer los costos "reales" que la empresa ha hundido en inversión y lo que aspira en AO&M. Por otro lado, si la intención de la CREG fuese reconocer ese valor no se adelantarían metodologías de valoración de inversión y AO&M sino que simplemente se le solicitaría a la empresa un reporte de este valor para incluirlo de manera pura y simple en la Resolución individual. Sin embargo, la ley le ordena a la CREG fijar las tarifas con criterios de eficiencia, pues el propósito de estas Resoluciones, en términos generales, es conjugar los derechos de todos los sectores con interés en los procesos tarifarios, esto es, la empresa y los usuarios. Así las cosas, por un lado se encuentra la aspiración legítima de la empresa para que se le reconozcan sus inversiones y los costos asociados a la misma, y con mayor razón, cuando tales inversiones, según se afirma en los documentos que reposan en el expediente, se realizaron a partir de procesos que buscaban lograr los mejores costos, y por otro lado, se encuentra la posición del usuario que busca que se definan unas tarifas adecuadas. En consecuencia, el objetivo tarifario es lograr que con la eficiencia en la valoración de la inversión y del AO&M se equilibren estas posturas y de esa manera la empresa reciba lo que eficientemente le corresponde por su actividad y el usuario que desee el servicio se vea avocado a sufragarlo.

Nótese como la idea central del proceso tarifario no es reconocer un costo "real" sino uno eficiente para todas las partes. De esta manera, si algunos costos "reales" son calificados como ineficientes no es posible reconocerlos vía tarifas, y en el mismo sentido, la tarifa que resulte debe ser asumida por el usuario aún si la considerada muy alta. Se recuerda que la Ley 142 de 1994, en su artículo 87.1 en virtud de la eficiencia económica prohíbe trasladar vía tarifa los costos de gestión ineficiente.

De igual manera el análisis de valoración de activos debe considerar la racionalidad en la cantidad de la inversión que dispone una empresa. Este aspecto trata de explicar que puede ser posible que una empresa tenga una cantidad considerable de inversión y que ella se haya construido con la mejor intención y a través de los mejores procesos de contratación. Si embargo, las preguntas que el regulador debe plantearse al momento de expedir metodologías de valoración son del siguiente tenor:

- Es necesaria esa inversión para atender el número de usuarios que presenta la empresa Es decir, es eficiente la inversión desde el punto de vista de eficiencia asignativa

- El valor realmente pagado por la construcción de esa infraestructura es eficiente Es decir, es eficiente la inversión desde el punto de vista de eficiencia productiva

Para resolver estos interrogantes se diseñan metodologías que determinan de manera general reglas que permiten valorar la inversión empresarial de manera uniforme.

Visto lo anterior, es claro que no es de recibo afirmar que una empresa está en una situación de eficiencia únicamente porque los valores en que incurrió para construir su infraestructura proceden de mecanismos abiertos de contratación, pues la eficiencia se predica respecto a los valores y metodologías que la CREG adoptó para calificar la eficiencia en la inversión tanto en la presente como en la anterior revisión tarifaria y sobre los resultados que arrojó el modelo para determinar el AO&M.

La empresa arguye un supuesto error en el cálculo que determinó los valores previstos en la Resolución CREG 022 de 2004, nuevamente porque tales resultados no se compadecen con los valores reales. Entendemos que para solucionar este aspecto sugiere la empresa aplicar lo dispuesto en el artículo 126 de la Ley 142 de 1994. Sobre el particular se anota que es necesario diferenciar las reglas matemáticas diseñadas para calcular un valor, del valor que se obtiene cuando se siguen las reglas. En otras palabras, el artículo mencionado opera para cuestionar el resultado fruto de un cálculo, no para cuestionar si los supuestos que se adoptaron para diseñar la metodología de cálculo están ajustados a la normatividad legal.

No se cuestiona en el recurso la existencia de un error en la aplicación de los supuestos metodológicos que permitieron calcular la tarifa prevista en la Resolución CREG 022 de 2004, sino que la empresa no obtuvo el valor esperado, por lo tanto, si la empresa considera que la metodología de cálculo está errada debió manifestarlo en el momento oportuno para ello, esto es, cuando era posible la deliberación de la Resolución CREG 11 de 2003. Lo que no es posible aceptar es que hay un error en un cálculo cuando el valor resultante no es similar a los valores reales que una empresa asumió por su infraestructura.

4.3.2 Prácticas indebidas a la competencia

El recurso también menciona que de mantenerse el nivel de cargos aprobados la empresa estaría en el supuesto previsto en el artículo 34.1 de la Ley 142 de 1994. En relación con este punto, se precisa que tampoco es de recibo argumentar que si la Resolución individual no reconoce los valores "reales" de la empresa esta se vea avocada a cobrar unas tarifas que no cubran de operación, por lo siguiente:

Como se puede evidenciar a lo largo de la Resolución CREG 22 de 2004, la actividad de distribución se regula como un monopolio económico, y en ese sentido, se emiten reglas tendientes a mantener ese monopolio. Como lo indica el artículo citado por la empresa, la disposición se encamina a evitar restricciones indebidas a la competencia. Como ya se indicó, la actividad de distribución se regula como un monopolio excluyendo la competencia en el mercado, por lo tanto, la norma no encaja para el caso en cuestión.

Independientemente de otras interpretaciones que sobre la aplicación de la norma se presenten, las tarifas individuales que la CREG emite pretenden someter la conducta de los prestadores a sus disposiciones, en consecuencia, a la empresa le compete adecuar su proceder a la regulación, y no al contrario, es decir, no puede la empresa condicionar al regulador para que le fije una tarifa según sus particularidades.

Visto de esta manera, nuevamente se precisa que un costo "real" no es sinónimo de un costo "eficiente", por lo cual, cuando la empresa aplica la tarifa recurrida no es que se vea avocada a cobrar por debajo de sus costos. Por el contrario, cuando aplica la tarifa recibe lo que está legitimada para cobrar, y de esta manera, se logra la prevalencia del principio de eficiencia tarifaria.

4.3.3 Conceptos jurídicos allegados por la recurrente

Se informa que los conceptos allegados por la empresa fueron sujetos de un profundo análisis al interior de la CREG y que la argumentación anterior responde los puntos relevantes de los mismos. Sin embargo, es oportuno precisar lo siguiente:

Para la Comisión los tiempos que disponen los agentes para controvertir las metodologías, y en general los tiempos para hacer uso de los derechos empresariales, no son tópicos eminentemente formales. Por el contrario, son aspectos que garantizan la transparencia en la deliberación de las decisiones y pone en pie de igualdad a la totalidad de agentes para efectos de tomar en cuenta las consideraciones que les asisten.

Tanto la resolución metodológica como la resolución individual que fija el cargo están ajustadas a la ley. En el desarrollo de la Resolución CREG-11 de 2003, la Comisión tuvo en cuenta los criterios tarifarios señalados en la ley y las demás disposiciones que conforman el marco jurídico operante para el sector de gas. Así las cosas, si bien en el estudio del cargo individual se analizan los criterios tarifarios, el análisis profundo del tema proviene de la metodología. Es en el momento de definir la metodología donde se instrumentalizan tales criterios. Es por ello que CREG resalta la importancia de que los agentes sean rigurosos en el análisis de las propuestas metodológicas; que comenten cómo afecta esta propuesta en su caso individual, con el propósito de lograr una regla cercana a la realidad empresarial.

Tampoco es de consideración de la CREG que haya una superioridad jerárquica entre las normas de orden general y abstracto y las de contenido individual y concreto. La idea central para resolver este punto, se fundamenta en que la ley trata de manera disímil los mecanismos de controversia sobre su contenido. En ese sentido, cuando se indica que el momento oportuno para controvertir las propuestas de resolución general se consolida previo a su expedición, tiene como sustento que una vez se publique su contenido, tal disposición goza de presunción de legalidad y su fuerza vinculante es plena tanto para el regulador como para sus regulados.

La consecuencia jurídica del punto anterior es que la CREG debe ser cuidadosa de no admitir, a través de los recursos sobre los cargos, argumentaciones que apunten a lograr modificaciones metodológicas, pues esta imposibilidad no proviene de un parecer de la Comisión, sino que por el contrario, es un imperativo legal que no se puede desatender.

En consideración a lo expuesto anteriormente, la Comisión en su sesión 245 de noviembre 26 de 2004,

RESUELVE:

ARTÍCULO 1o. <Ver modificaciones a este artículo directamente en la Resolución 22 de 204> Modificar el artículo 2o "Inversión base"; el artículo 3o "Demandas esperadas de volumen; el artículo 4o "Gastos de Administración, Operación y Mantenimiento, AOM, y el artículo 5o "Cargo promedio de distribución" de la Resolución CREG-022 de 2004, los cuales quedarán así:

"Artículo 2o. Inversión base. La Inversión base para determinar el cargo promedio de distribución para el Mercado Relevante definido en el artículo 1o de esta resolución se indica a continuación:

2.1 Inversión existente. Como inversión existente se reconoce un monto de $96.718.389.674 ($ del 31 de diciembre de 2002), de conformidad con la desagregación de activos presentada en el Anexo 1A de la presente resolución.

2.2 Programa de Nuevas Inversiones. Para el Programa de Nuevas Inversiones se reconocen los siguientes valores, con la descripción presentada en el Anexo 1B   de la presente resolución:

     AÑO 1 AÑO 2        AÑO 3   AÑO 4 AÑO 5

Total

de Inversiones   18.488.161.473 15.902.461.867     15.149.938.781    13.998.466.651      13.434.157.226

Cifras en pesos del 31 de diciembre de 2002.

PARÁGRAFO. Las desviaciones que se presenten en el Programa de Nuevas Inversiones serán consideradas de conformidad con lo establecido en el literal b) del numeral 7.1 de la resolución CREG 011 de 2003.

Artículo 3o. Demandas esperadas de volumen. Para el cálculo tarifario se utilizó la Demanda de volumen para el horizonte de proyección presentada en el Anexo 2 de esta resolución.

Artículo 4o. Gastos de Administración, Operación y Mantenimiento, AOM. Para la determinación de la eficiencia de los gastos de AOM de que trata el Anexo 3 de la Resolución CREG-011 de 2003 se utilizarán los promedios proyectados para los cinco años del próximo período tarifario para los gastos y variables utilizadas en el modelo de "Análisis envolvente de datos". En estas condiciones el nivel de eficiencia obtenido del modelo de frontera de eficiencia es 100%. Aplicando este resultado al valor presente de los gastos de AOM propuestos para el horizonte de proyección, se obtiene el siguiente valor para incorporar al cálculo del cargo que remunera los gastos de AOM. En el Anexo 3 se presentan los gastos de AOM para el horizonte de proyección.

Componente                                                     $ del 31 de dic./2002

Valor presente de los gastos de AOM,

con nivel de eficiencia                                        $53.805.723.083

Artículo 5o. Cargo Promedio de distribución. A partir de la vigencia de la presente resolución, el cargo promedio de distribución aplicable en el Mercado Relevante establecido en el artículo 1o de la presente resolución, para recuperar los costos de inversión y los gastos de AOM para la distribución domiciliaria de gas combustible se fija en $140.01 $/m3 ($ del 31 de diciembre de 2002) desagregados de la siguiente manera:

Componente            $/m3

Cargo de distribución 140.01

Componente de inversión 102.73

Gastos AOM 37.28

Cargo piso de distribución 24.76

NOTA: Cifras en pesos del 31 de diciembre de 2002

PARÁGRAFO 1o. El cargo piso aplicable en el Mercado relevante del artículo 1o se fija en $24,76/m3, expresado en pesos del 31 de diciembre de 2002.

PARÁGRAFO 2o. Estos cargos de distribución se actualizarán de conformidad con lo establecido en el numeral 7.8 de la Resolución CREG-011 de 2003.

ARTÍCULO 2o. Sustituir el Anexo 1 "Inversión base"; el Anexo 2 "Proyección de demandas de volumen y usuarios por municipio" y el Anexo 3 "Proyección de Gastos de Administración, Operación y Mantenimiento, AOM" de la Resolución CREG 022 de 2002, por los Anexos 1, 2 y 3 de la presente resolución.

ARTÍCULO 3o. No acceder a las demás peticiones de Empresas Públicas de Medellín ESP, distintas a las reconocidas en los artículos 1o al 2o de la presente resolución.

ARTÍCULO 4o. Notificar a Empresas Públicas de Medellín ESP el contenido de esta Resolución y hacerle saber que contra lo dispuesto en este acto no procede recurso alguno por encontrarse aprobada la vía gubernativa.

ARTÍCULO 5o. Esta resolución rige desde la fecha de su expedición.

Dada en Bogotá, D. C., a 26 de noviembre de 2004.

Notifíquese, publíquese y cúmplase.

El Viceministro de Minas y Energía

delegado del Ministro de Minas y Energía,

MANUEL MAIGUASHCA OLANO,

Presidente.

La Directora Ejecutiva,

ANA MARÍA BRICEÑO MORALES.

ANEXO 1.

INVERSIÓN BASE.

ANEXO 1A.

INVERSIÓN EXISTENTE.

(Valores expresados en de $ del 31 de diciembre de 2002)

El Viceministro de Minas y Energía

delegado del Ministro de Minas y Energía,

MANUEL MAIGUASHCA OLANO,

Presidente.

La Directora Ejecutiva,

ANA MARÍA BRICEÑO MORALES.

ANEXO 2.

PROYECCIÓN DE DEMANDAS DE VOLUMEN Y USUARIOS POR MUNICIPIO.

ANEXO 2A.

DEMANDAS DE VOLUMEN.

El Viceministro de Minas y Energía

delegado del Ministro de Minas y Energía,

MANUEL MAIGUASHCA OLANO,

Presidente.

La Directora Ejecutiva,

ANA MARÍA BRICEÑO MORALES.

ANEXO 2B.

PROTECCIÓN DE USUARIOS POR MUNICIPIO.

El Viceministro de Minas y Energía

delegado del Ministro de Minas y Energía,

MANUEL MAIGUASHCA OLANO,

Presidente.

La Directora Ejecutiva,

ANA MARÍA BRICEÑO MORALES.

ANEXO 3.

PROYECCIÓN DE GASTOS DE ADMINISTRACIÓN, OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO, AOM.

El Viceministro de Minas y Energía

delegado del Ministro de Minas y Energía,

MANUEL MAIGUASHCA OLANO,

Presidente.

La Directora Ejecutiva,

ANA MARÍA BRICEÑO MORALES.

ANEXO 1B.

PROGRAMA DE NUEVAS INVERSIONES.

(Valores expresados en $ del 31 de diciembre de 2002).

El Viceministro de Minas y Energía

delegado del Ministro de Minas y Energía,

MANUEL MAIGUASHCA OLANO,

Presidente.

La Directora Ejecutiva,

ANA MARÍA BRICEÑO MORALES.

1. Sentencia C-151/03.

2. Tema de por sí objeto de revisión.

3. Para EPM la Resolución CREG 075/98 de manera expresa así lo indicó en el artículo 4o “ vigencia de la Fórmula Tarifaria”

4. Ley 142, artículo 150

5. Resolución CREG 045/02

6. Mínimo: Corresponde al menor valor encontrado para cada índice analizado.

Cuartil 25: Representa el valor por debajo del cual se encuentra el 25% de los datos

Mediana: Representa el valor por debajo del cual se encuentra el 50% de los datos

Cuartil 75: Representa el valor por debajo del cual se encuentra el 75% de los datos

Promedio: Es el valor calculado a partir de la suma de las observaciones dividida por el número de observaciones

Desviación: Es la raíz cuadrada de la varianza.

Varianza: Muestra que tan alejadas están las observaciones de la media.

Máximo: Corresponde al mayor valor encontrado para cada índice analizado.

7. Rango intercuartilico: Se calcula como la diferencia entre el cuartil 75 y el cuartil 25 y se emplea para el cálculo de los cercanos interno y externo.

-Cercano interno superior: Se calcula como la diferencia entre el cuartil 75 y el rango intercuartilico multiplicado por 1.5. Los valores que se encuentren por fuera de este valor pero por debajo del cercano externo superior se considera un outlier suave.

-Cercano externo superior: Se calcula como la diferencia entre el cuartil 75 y el rango intercuartilico multiplicado por 3. Un valor que se encuentre por fuera de este valor se considera un outlier extremo.

8. Bibliografía: Engineering Statistics HandBook. Chap 1 Exploratory Data Analysis. Chap 7 Product and Process Comparisons