RESOLUCIÓN 102 DE 2005

(noviembre 3)

Diario Oficial No. 46.097 de 19 de noviembre de 2005

COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS

Por la cual se decide el recurso de reposición presentado por Electrocosta en contra de la Resolución CREG-075 de 2005.

LA COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS,

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

CONSIDERANDO:

Antecedentes

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

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

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

Mediante escrito dirigido a la Comisión de Regulación de Energía y Gas el 18 de septiembre de 2003, el representante legal de la sociedad Electrificadora de la Costa Atlántica S. A. ESP, solicitó “Revisar los cargos de distribución aprobados a Electricosta mediante la Resolución número 054 de 2003, para el período tarifario 2003-07, con el fin de ajustarlos de tal forma que se cumplan los criterios de eficiencia y suficiencia financiera establecidos por la ley”.

La Comisión de Regulación de Energía y Gas por medio de la Resolución 075 de 2005 decidió sobre la solicitud, presentada por Electricosta, de revisión de los cargos aprobados mediante la Resolución CREG-054 de 2003.

Electricosta interpuso recurso de reposición en contra de la Resolución 075 de 2005, mediante el cual solicitó la revocatoria de los artículos 1o y 4o y la modificación de los artículos 2o y 3o de la citada Resolución, con base en los siguientes argumentos:

“Los fundamentos fácticos de la petición inicial de Electricosta son, a cuál más, categóricos y sencillos. Se trata, simplemente, de que: i) los cargos de distribución que le fueron aprobados a la empresa mediante la Resolución 054 de 2003 son por completo insuficientes para atender su mercado en condiciones de eficiencia, tal como coincidentemente lo acreditan los estudios que, a instancias de mi representada, elaboraron por separado la firma 'Mercados Energéticos' y la doctora Carmenza Chahín, que como anexos se acompañaron a la solicitud de Electricosta; ii) La metodología de la Resolución 082 de 2002, que por definición tiene un carácter general, definitivamente no recogió las muy especiales condiciones y características particulares del mercado de Electrocosta, y por lo tanto simplemente omitió registrarlas para efectos de que pudieran ser tenidas en cuenta a la hora de la aprobación de sus cargos por concepto de distribución.

Por su parte, los fundamentos jurídicos, no menos claros y contundentes, consistieron en que: i) La premisa fundamental en materia de régimen tarifario en el campo de los servicios públicos domiciliarios –por lo demás justa y adecuada– es la de que ellas deben ser financieramente suficientes en condiciones de eficiencia; ii) Uno de los corolarios de esta premisa es el de que la CREG está expresamente facultada por la ley para revisar y modificar, de común acuerdo con la respectiva empresa, las fórmulas tarifarias que se le hayan aprobado a esta para una determinada vigencia, y iii) Si bien es cierto que se trata de una competencia de carácter indiscutiblemente discrecional, bien se sabe, por otro lado, que su ejercicio, como el de cualquier función administrativa de esa índole, debe ser adecuado a los fines de la norma que lo autoriza, y proporcional a los hechos que le sirven de causa”.

Solicitud

“En atención a las consideraciones que han sido expuestas, me permito reiterar y precisar las solicitudes anunciadas en la parte inicial de este escrito, así:

a) La revocación íntegra del artículo 1o, en el que se dispuso 'negar la objeción por error grave formulada respecto del documento 'Análisis del Comi té de Expertos sobre las particularidades expuestas por Electrificadora del Caribe S. A., ESP, a través de la solicitud de revisión de cargos de distribución”.

En su lugar habrá de declararse probada dicha objeción y acogerse los demás elementos de juicio que acreditan los supuestos de hecho en que se fundó la solicitud;

b) La revocación íntegra del artículo 4o en el que se dispuso “no acceder a las demás peticiones” de mi representada.

En su lugar, respetuosamente solicito que se revisen los cargos en la forma solicitada, esto es, de tal manera que se asegure su suficiencia financiera, teniendo en cuenta el punto relativo a su aplicación temporal;

c) La modificación de lo dispuesto en los artículos 2o y 3o, en los que apenas se hizo un muy menor reconocimiento –en todo caso insuficiente– de valores adicionales de gastos AOM por concepto del impacto negativo que la salinidad ambiente produce sobre los costos de la empresa.

En su lugar, y para el evento de que el tema de salinidad no quede íntegramente comprendido en la respuesta que haya de darse al punto inmediatamente anterior, respetuosamente solicito que se reconozcan los mayores valores que resultan de las pruebas aportadas al expediente”.

Mediante el Decreto 3860 de 2005 la Comisión de Regulación de Energía y Gas reconocerá, mediante los mecanismos que estime pertinentes, en las tarifas resultantes de los procesos de revisión tarifaria de que trata el artículo 126 de la Ley 142 de 1994, los efectos económicos causados a partir de la fecha de la respectiva petición de revisión, siempre que sean derivados de las características especiales de prestación del servicio público domiciliario de energía eléctrica o de gas de cada región y que hayan sido reconocidas por la misma Comisión; y para evitar el inmediato y directo impacto en las tarifas, el efecto tarifario que resulte se realizará en forma gradual.

Trámite del recurso

2.1. Publicación del recurso para comentarios de los usuarios

La Comisión consideró oportuno con el fin de garantizar la participación ciudadana, publicar el texto del recurso en su página web para comentarios de los usuarios y publicar el siguiente aviso en un diario el diario El Tiempo, el 22 de octubre de 2005.

“La Comisión de Regulación de Energía y Gas, CREG

HACE SABER:

1. Que la empresas Electrificadora de la Costa S. A., E.S.P. y Electrificadora del Caribe S. A., E.S.P., mediante escritos radicados el día 18 de septiembre de 2003 presentaron a la Comisión de Regulación de Energía y Gas solicitud de revisión del Costo Anual por el uso de los Activos del Nivel de Tensión 4, el Costo Anual de los activos de conexión al STN y los Cargos Máximos de los niveles de tensión 3, 2 y 1, de los Sistemas de Transmisión Regional (STR) y de Distribución Local (SDL) aprobados mediante las Resoluciones 054 y 055 de 2003, respectivamente, invocando la causal de mutuo acuerdo establecida en el artículo 126 de la Ley 142 de 1994, con el fin de ajustarlos de tal forma que se cumplan los criterios de eficiencia económica y suficiencia financiera establecidos por la ley.

2. Que el jueves 27 de noviembre de 2003, las empresas Electrificadora del Caribe S. A., E.S.P. y Electrificadora de la Costa S. A., E.S.P publicaron en un diario de amplia circulación nacional un resumen de sus solicitudes de modificación de los costos y Cargos aprobados por la Comisión de Regulación de Energía Gas, conforme le fue ordenado por la Dirección Ejecutiva de la CREG.

3. Que la Comisión resolvió sobre las solicitudes de revisión presentadas por las empresas Electrificadora del Caribe S. A., E.S.P. y Electrificadora de la Costa S. A., E.S.P., mediante las Resoluciones CREG 074 y 075 de 2005, respectivamente.

4. Que las empresas Electrificadora del Caribe S. A., E.S.P. y Electrificadora de la Costa S. A., E.S.P., mediante escritos radicados el día 25 de agosto de 2005, presentaron recursos de reposición contra las Resoluciones CREG 074 y 075 de 2005, respectivamente. De igual forma, el usuario Christian Fernández, reconocido como parte en la actuación administrativa, interpuso recurso de reposición contra la Resolución CREG 074 de 2005.

5. Que la Comisión de Regulación de Energía y Gas, con el fin de garantizar la efectiva participación de los usuarios de las empresas Electrificadora del Caribe S. A., E.S.P. y Electrificadora de la Costa S. A., E.S.P., antes de decidir los recursos, ha considerado procedente publicar en la página web de la Comisión, cuya dirección es www.creg.gov.co, los recursos de reposición presentados por las empresas, por el término de cinco (5) días hábiles, contados a partir de la fecha de la presente publicación en un diario de amplia circulación, para que quienes tengan interés en pronunciarse sobre el recurso y la decisión que la Comisión debe adoptar, lo hagan durante dicho lapso.

6. Los interesados en intervenir deben demostrar la calidad de usuarios de las empresas sobre cuya actuación se pronuncian”.

Como consecuencia de la anterior los recursos de reposición fueron publicados por el término de cinco días hábiles en la página web de la CREG.

2.2. Comentarios de los usuarios

Una vez vencido el término otorgado para la realización de comentarios, no se presentaron por parte de los usuarios comentarios al escrito de los recursos de reposición interpuestos contra las Resoluciones CREG 074 y 075 de 2005.

3. Consideraciones de la comisión respecto del recurso presentado por Electricosta

3.1. Competencia de la Comisión ad hoc

3.1.1. Argumentos del recurrente

En el escrito del recurso, el recurrente argumenta respecto de la competencia de la Comisión Ad hoc lo siguiente:

“Sin duda, comisión ad hoc solo puede tomar decisiones respecto de la posición formulada por mi representada. Según se indicó atrás, su objeto fue claramente planteado en la solicitud inicial.

No es cierto, sin embargo, que al tomarlas tenga forzosamente que circunscribirse a los argumentos expuestos en la petición como ejemplos de circunstancias particulares que pudieran estar ocasionando la insuficiencia

Aquellos argumentos son apenas las razones de hecho y de derecho que el peticionario invoca en sustento de una solicitud que ha formulado. Pero no constituyen –y por ende no pueden confundirse– con el objeto mismo de la petición. De lo anterior se sigue que la administración tiene claramente limitada su competencia por el objeto de la petición que ante ella se formula, pero no por las razones que el peticionario hubiera expresado en apoyo de la misma.

Y si por argumentos entendió la comisión ad hoc las particularidades que a título enunciativo mencionó mi representada en su petición y más detenidamente analizó en uno de los anexos de la misma –dispersión y ruralidad, panorama socioeconómico y contaminación salina, por ejemplo–, pues ellos tampoco podían confundirse con el objeto de la petición ni constituirse en límite infranqueable para efectos de la decisión que finalmente hubiere de adoptarse.

Tampoco es verdad que Electrocosta hubiera reducido sobre la marcha el ámbito del petitum de su solicitud cuando, en las conclusiones de la diligencia de trámite llevada a cabo en la sede de la comisión el 27 de enero de 2004, los representantes de Electrocosta y Electricaribe manifestaron 'que en síntesis se podría obtener la suficiencia financiera mediante:

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

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

'Revisión de costos de AOM de acuerdo con el estudio de salinidad presentado por Electricaribe y Electrocosta”.

Lo cierto es que tal pretendida reducción del sentido y el alcance del petitum jamás ocurrió. Como claramente se desprende del texto citado, lo dicho por los representantes de las empresas no tenía propósito distinto de plantear, a título enunciativo, diversos parámetros que podrían considerarse para corregir la insuficiencia financiera de los cargos.

Pero si aún luego de que fueran ajustados dichos parámetros la empresa no alcanzaba suficiencia financiera en condiciones de eficiencia –objeto de la petición– los expertos ad hoc no podían terminar su análisis con la revisión de estos parámetros, sino que estaban en el deber de entrar a revisar tantos parámetros como fuera necesario hasta garantizar la suficiencia financiera de la empresa en condiciones de eficiencia”.

3.1.2. Consideraciones de la Comisión

La Comisión designada para decidir sobre las solicitudes de revisión tarifaria presentadas por Electricosta y Electricaribe, se encuentra integrada por cuatro (4) expertos ad hoc, los cuales fueron nombrados como consecuencia de la recusación presentada por las mismas Empresas, y que fue aceptada por la Superintendencia de Servicios Públicos por medio de la Resolución SSPD 1366 del 11 de mayo de 2004.

La mencionada resolución que decidió la recusación estableció en su artículo 2o:

“Designar como Comisionados Expertos ad hoc a los doctores (...). para que participen en la sesiones de discusión y decisión que convoque el Ministerio de Minas y Energía sobre las solicitudes de revisión tarifaria presentadas a la CREG por parte de Electrocosta S. A., E.S.P y Electricaribe S. A., E.S.P.”.

En este contexto, tal como lo dispone la citada resolución, la competencia de los expertos ad hoc está limitada a participar en las sesiones de discusión y decisión sobre las solicitudes de revisión tarifaria presentadas por Electricaribe y Electrocosta.

En la diligencia de trámite que se llevó a cabo el 27 de enero de 2004, cuyo fin era precisar en detalle el alcance de las solicitudes de revisión, los representantes de Electricaribe y Electrocosta manifestaron:

“(…) que las solicitudes de revisión de cargos por uso no pretenden que cambien la metodología general, y asumen que los cargos de distribución no producen suficiencia financiera, y que la razón por la que esto sucede es que no se logra capturar las particularidades de las zonas de la costa. Entonces, con la metodología general, y la revisión de algunos parámetros tenidos en cuenta para el cálculo de los mismos…” (acta de diligencia de trámite).

Posteriormente, en la misma audiencia los representantes de las empresas reiterar on que con las solicitudes de revisión de cargos, no pretendían una modificación de la metodología de la Resolución CREG 082 de 2002 y, en consecuencia, en síntesis la solicitud de revisión se podía resumir en los siguientes elementos:

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

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

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

De esta manera, se puede concluir que la competencia de la Comisión ad hoc se debe circunscribir a estudiar y decidir sobre la solicitud de revisión de cargos, en lo relacionado con las particularidades que afecten directa o indirectamente los costos de la actividad de distribución en los mercados de Electrocosta, y que no se encuentra facultada para modificar la metodología general prevista en la Resolución 082 de 2002.

3.2. Alcance de la facultad de modificar la fórmula tarifaria de común acuerdo, según lo establecido en el artículo 126 de la Ley 142 de 1994

3.2.1. Argumentos de recurrente

Sobre este particular el recurrente argumenta:

“... las fórmulas tarifarias pueden ser modificadas, bien mediante un acuerdo entre la empresa de servicios públicos y la comisión, bien porque se hayan cometido errores en su cálculo que lesionen injustamente los intereses de los usuarios o de la empresa, ora porque existan razones de caso fortuito o fuerza mayor que comprometen en forma grave la capacidad financiera de la empresa para continuar prestando el servicio.

Ahora bien, en las dos últimas opciones, la ley no señala de modo objetivo y preciso la forma como deben definirse y medirse en cada caso los supuestos de hecho de que ella trata, pero por lo menos establece, en forma reglada y general los supuestos de hecho que pueden dar lugar a la modificación. En cambio, en el caso de la primera, ni tan siquiera determina las razones o circunstancias que pueden llevar a un tal acuerdo entre la CREG y la empresa. Por ende, fuerza concluir que en este caso se trata de una típica facultad discrecional.

Discrecional, pero por supuesto no arbitraria, lo que significa decir que cualquier acuerdo al que se llegue con una empresa debe ajustarse a la finalidad de la regulación expresada en las Leyes 142 y 143 de 1994, fundarse sobre hechos debidamente acreditados y tener en cuenta lo dispuesto por los artículos 87 de la Ley 142 y 44 de la Ley 143”.

Por otra parte, establece la Empresa, que como consecuencia de la aplicación del artículo 126 de la Ley 142 la Comisión ad hoc tenía a su disposición, a lo menos tres alternativas, “todas ellas con pleno respaldo legal y todas ellas ya utilizadas en el pasado por ella misma, a saber: (i) establecer una fórmula tarifaria especial para Electrocosta; (ii) Fijar criterios regulatorios de eficiencia o de definición de mercado particulares para Electrocosta, o (iii) Aprobar para esta no los costos medios sino los costos marginales, en la medida en que estos exceden los primeros”.

Por último, respecto de la denominada “intangibilidad de la metodología”, el recurrente manifiesta:

“Por otra parte, entendió la comisión ad hoc, también erróneamente, que, como a su juicio la metodología definida en la Resolución 082 debe serle fatalmente aplicada a todas las empresas, lo único que acaso cabía hacer era c onjugarlos, en lo posible, con las particularidades de Electrocosta en materia de configuración rural-urbana, de particularidades de su mercado y de salinidad.

Como ya se indicó anteriormente, es la regulación la que debe respetar y ajustarse a la ley. Por ende, es totalmente inaceptable pretender que sean los mandatos legales –como el de la suficiencia financiera– los que deban quedar supeditados a los resultados de la aplicación de la metodología.

Y al estimarlo así, de un lado consideró –acertadamente– que no era hora de modificar la metodología que había sido definida de modo general en la Resolución 082, pero del otro concluyó –equivocadamente– que ninguna empresa puede escaparse de su aplicación a rajatabla, con lo cual condenó de hecho a Electrocosta a la petrificación de sus cargos.

Porque, por supuesto, sin la revisión de algunos de los elementos de la metodología nunca podrán ajustarse los cargos para que cumplan con el criterio de suficiencia financiera que debe determinarlos.

Tan particular posición resulta no solo contradictora con lo que la propia comisión ad hoc dispuso ya al reconocer el efecto de la salinidad para el nivel de tensión I –no previsto en la Resolución 082–, sino que contraviene aquellas 'alternativas regulatorias' que la CREG ha seguido en anteriores oportunidades para ajustar cargos ya aprobados para una empresa en particular”.

3.2. Consideraciones de la Comisión

De conformidad con el artículo 126 de la Ley 142 de 1994, las fórmulas tarifarias podrán modificarse por acuerdo entre la empresa de servicios públicos y la comisión o de manera excepcional, de oficio o a petición de parte, antes del vencimiento de su vigencia, cuando sea evidente que se cometieron graves errores en su cálculo, o que lesionan injustamente los intereses de los usuarios o de la empresa, o por razones de caso fortuito o fuerza mayor que comprometen en forma grave la capacidad financiera de la empresa para continuar prestando el servicio en las condiciones tarifarias previstas.

En el caso presente, nos encontramos frente al supuesto contemplado en la norma citada relativo a una modificación de la fórmula tarifaria por mutuo acuerdo entre la empresa de servicios públicos y la comisión de regulación, el cual se enmarca en el ejercicio de una potestad discrecional de la administración toda vez que carece de reglas expresas y definición de criterios precisos para su procedencia y aplicación.

En tal sentido, el legislador colombiano, en la primera parte del artículo 126 de la Ley 142 de 1994, adoptó el mecanismo excepcional de modificación de tarifas por acuerdo entre la empresa y la respectiva comisión antes de la expiración del plazo de 5 años de vigencia de las fórmulas de tarifas. En todo caso, en la medida en que esto se constituye en una excepción al principio general de inmutabilidad de las tarifas aprobadas por la comisión, requiere entonces que la solicitud de revisión tarifaria se base en circunstancias objetivas y justificadas plenamente demostradas con dicha solicitud y, en esta forma, el regulador procederá a determinar si el cambio solicitado se ajusta a las disposiciones de la ley, la regulación y el orden público.

En efecto, para la procedencia de modificación tarifaria por acuerdo entre la empresa y la comisión, será necesario o requisito sine qua non que el solicitante haya demostrado plenamente las particularidades planteadas en su solicitud y que el contenido del acuerdo como tal no vulnere la Constitución Política, la ley, la regulación y el orden público.

En el caso concreto, como se precisará más adelante, en algunos de los puntos planteados por el recurrente necesari amente para acceder a ellos se requeriría cambiar, sustituir y alterar radicalmente los principios, criterios, y bases esenciales de la metodología general establecida en la Resolución CREG 082 de 2002 para la remuneración de la actividad de distribución de energía eléctrica, lo cual vulnera la Constitución Política y la ley pues la comisión ad hoc no se encuentra expresamente facultada y carece de competencia para modificar en lo fundamental los principios y criterios básicos de la metodología general contenida en la Resolución CREG 082 para la fijación de los cargos por uso del STR y SDL.

3.2.1. Bases de la metodología general contenida en la Resolución CREG 082

En este contexto, es importante identificar las bases de la metodología general para la fijación de los precios en la actividad objeto de remuneración, con el propósito de delimitar el alcance de la competencia de la comisión ad hoc:

3.2.1.1. Regulación por precio techo (price cap)

Históricamente han existido, principalmente, dos sistemas de precios de monopolios naturales: (i) regulación por precio techo (price cap) y (ii) regulación por costo de servicio (cost of service).

La regulación denominada costo del servicio (cost of service), parte de la información contable de las empresas y con base en estas cifras se establece una tarifa que cubre los costos de AOM y permita un retorno adecuado al capital. Esta metodología no tiene incentivos para optimizar las decisiones de inversión, con lo cual, se genera ineficiencias para la economía(1). Otra desventaja del cost of service es que impone costos administrativos elevados, porque las decisiones de modificación de cargos se realizan en audiencias públicas y el regulador debe contar con el staff suficiente para revisar todas las cifras de cada uno de sus regulados(2).

Ante las fallas de este tipo de regulación, en el Reino Unido se inició la transición hacia un esquema de tope de precios (price cap), en el cual el regulador, con base en su propia modelación del mercado y la estructura de costos de sus regulados, fija una tarifa suficiente para cubrir los costos, incluido el del capital. Esta nueva metodología, que se extendió rápidamente en un gran número de países, incluido Colombia, contiene los incentivos de eficiencia en la medida en que cualquier reducción de costos, en la operación o en las decisiones de expansión, es capturada por la empresa. Es un sistema que permite algún nivel de rentas a las firmas eficientes.

En Colombia, desde la expedición de la Ley 142 se adoptó el precio techo como modelo regulatorio en telefonía fija y distribución de energía y gas natural. La Resolución CREG 082 de 2002, por su parte, consagra esta metodología regulatoria y establece precios máximos por kilovatio para los niveles 3, 2 y 1 y un ingreso techo (derivado del anterior) para el nivel 4, independientemente de la evolución de los costos observados por las empresas. Es claro, entonces, que cualquier modificación en la tarifa que se base en las cuentas efectivas de las empresas implica un cambio estructural con respecto a la metodología regulatoria adoptada por la Resolución 82.

3.2.1.2. Regulación por costo medio de prestación del servicio

La siguiente gran división en los modelos regulatorios es si la tarifa debe cubrir los costos medios o los costos marginales (en cualquiera de sus manifestaciones: Corto plazo, largo plazo o costos incrementales).

La discusión alrededor de este tema es aún más vieja y se remonta a finales de los años 20, cuando el economista matemático inglés, mo deló los efectos en bienestar de distintos tipos de tarificación de servicios públicos monopólicos(3). Puesto que los monopolios se caracterizan por tener economías de escala, el costo marginal es inferior al costo medio. En estas circunstancias, una tarifa basada en costo marginal, que corresponde al óptimo en términos económicos, implica un déficit para la empresa y, en consecuencia la no sostenibilidad del servicio.

El modelo de Ramsey planteó un conjunto de ecuaciones que permite desviarse del costo marginal en forma óptima, sujeto a las restricciones del presupuesto para subsidiar los servicios. En ausencia de subsidios, la mejor alternativa en términos de bienestar es basar la tarifa en el costo medio.

En el caso de deseconomías de escala, comunes por ejemplo en acueductos, el costo marginal supera al medio y la regulación por costo marginal conduce a acumulación de excedentes de caja que pueden tener manejos no apropiados por parte de las empresas. En estas situaciones es común regular con montos y compromisos anuales de inversión siguiendo un plan óptimo de obras aprobado por el regulador. Las tarifas pueden ser crecientes en el tiempo.

En el caso que nos ocupa, distribución eléctrica, hay fuerzas encontradas a favor y en contra de las economías de escala. Los crecimientos de demanda asociados al crecimiento del PIB, en usuarios residenciales e industriales actualmente conectados, generan economías de escala y costos medios decrecientes, en la medida en que la mayor demanda se puede, en la mayoría de los casos, atender con las redes existentes sin incurrir en mayores inversiones. La expansión de cobertura en zonas urbanas para seguir el crecimiento vegetativo de la población obra en la misma dirección, porque es necesario extender los activos totales en una proporción menor al crecimiento de la demanda. La única fuerza, entonces, que podría generar deseconomías de escala y costos marginales superiores a los medios, está en los requerimientos de ampliación de coberturas en mercados distantes de las redes actuales.

Concluyendo, no es evidente que el negocio de distribución de energía presente deseconomías de escala aún en su etapa de madurez, y si las enfrentara, la respuesta óptima desde el punto de vista teórico y práctico del regulador no necesariamente es acudir a tarifas por costo marginal. Existen otras herramientas como establecer tarifas diferenciales para los nuevos usuarios en zonas apartadas, subsidios a este tipo de expansión o, como se mencionó la aprobación e incorporación de inversiones anuales en la tarifa.

En la Resolución 082, y en su predecesora la 099, los cargos de distribución se estructuraron sobre el costo medio de prestación del servicio. Las tarifas son el resultado de un cociente entre el valor de los activos actuales y la demanda observada de energía. En este sentido, una reforma que permita que ciertas empresas acudan a cargos marginales de largo plazo modifica completamente los fundamentos teóricos en que se basa la Resolución 082.

En ese sentido, cualquier giro de la Comisión ad hoc para estimar cargos, o componentes de los mismos bajo costo marginal, modifica los fundamentos de la Resolución 082 y es inviable desde el punto de vista práctico con la información, recursos y estructura organizacional del regulador.

3.2.1.3. Remuneración de los activos con base en su valor de reposición a nuevo

Otro elemento estructural que diferencia los ambientes regulatorios es la manera como se establece la tasa de remuneración justa y el valor de los activos a remunerar. Estas determinaciones son un elemento central en la determinación de las tarifas pues en ellos se establece la tasa de remuneración justa y el valor de los activos que el regulador reconocerá para efectos de la remuneración.

En otras palabras, el precio techo (que es lo que se utiliza en Colombia) es una manera de remunerar los activos eficientes a una tasa de rentabilidad que reconoce el riesgo propio que asumen los inversionistas al incursionar en la respectiva actividad. En este campo las dos grandes metodologías que dividen los diferentes esquemas regulatorios son: (i) La remuneración con base en el valor de reposición a nuevo de los activos, y (ii) La remuneración con base en el valor real y estado de los activos.

En el primer esquema el regulador establece el de los activos a remunerar con base en valor de reposición de los activos considerados eficientes que se basa en el análisis del valor de mercado de las unidades constructivas que se consideran técnicamente para desarrollar la actividad económica. Bajo esta metodología el regulador no entra a estudiar el estado actual ni el valor real de los activos de los agentes. De esta manera el regulador da la señal de eficiencia para que se realicen inversiones óptimas que deberán tener una vida útil (regulatoria) que refleje el uso y el mantenimiento óptimo de los activos.

Por contraposición, el segundo esquema implica un enfoque regulatorio donde los activos que se reconocen para efectos de remunerar la inversión en capital realizada por el inversionista se valoran con base en un estudio de su estado real de uso, depreciación económica y expectativa de vida productiva. Como debería ser claro el esquema regulatorio implica poder valorar mediante metodologías muy detalladas cada uno de los activos de los agentes verificando su estado real de operación. El procedimiento es claramente mucho más dispendioso y requiere información muy precisa y detallada al igual que sistemas de verificación para poder construir una base de datos del estado real de uso y valor de los diferentes activos.

En Colombia la metodología general prevista en la Resolución 082 explícitamente utiliza como esquema de valoración de activos el modelo de “valor de reposición a nuevo” es decir, reconoce el valor de los activos a remunerar con base en el valor de reposición a nuevo de las unidades constructivas eficientes que se requiere para prestar el servicio. En consecuencia, una modificación del esquema de valorar los activos implicará una alteración sustancial de la metodología general de la Resolución 082.

3.2.1.4. Criterios de eficiencia

Aunque a un nivel jerárquico menor, la modificación de los criterios de eficiencia en el reconocimiento de activos así como del criterio para valorar los mismos también constituye un cambio sustancial de los fundamentos de la Resolución 082, sobre todo si no se cuenta con criterios alternativos de eficiencia.

El regulador está obligado, por ley(4), a exigir eficiencia a los prestadores del servicio y transferir estas ganancias a los usuarios vía reducción de tarifas. En la 082, el regulador estableció criterios de acotamiento que buscan que los usuarios no paguen por inversiones consideradas ineficientes. Estos criterios, como se mencionó, no son perfectos en ningún modelo regulatorio de costos e involucran algún grado de discreción, pero envían señales a la industria en la dirección de optimizar sus redes.

La comisión ad hoc solo puede modificar estos criterios si considera que afectan de manera particular a las empresas de la costa (puesto que no se trata de una revisión general de la Resolución 082). En el caso que nos ocupa, como se mencionó en las Resoluciones 074 y 075, las empresas de la costa son de las menos acotadas del país. En ese sentido si se hace una modificación a los criterios de efici encia esta no estaría dirigida a Electrocosta y Electricaribe, que son de las menos acotadas, sino al mercado de distribución en general, lo que trasciende y excede la facultad de la comisión ad hoc.

3.2.1.4. Conclusión

Los cuatro elementos mencionados, sistema de fijación de precio techo, regulación por costo medio, remuneración de activos con base en el valor de reposición a nuevo y criterios de eficiencia en el reconocimiento de activos son, claramente pilares fundamentales de la metodología vigente para la regulación de precios en la actividad de distribución, y en consecuencia, no pueden ser objeto de modificación por parte de la Comisión ad hoc por carecer de competencia para este efecto teniendo en cuenta lo establecido en el Capítulo 3.1. del presente documento.

¿Qué variables entonces se pueden modificar sin alterar la metodología general de la regulación ni restar consistencia en el tiempo a la institucionalidad regulatoria del país? Claramente aquellos factores en las fórmulas de cálculo que no capturan particularidades de los mercados y pueden estar contribuyendo a la presunta insuficiencia financiera de la actividad, como son los analizados en el Capítulo 5 del presente Documento.

3.2.2. Alcance de la facultad discrecional de la decisión de la Comisión

El ejercicio de las llamadas facultades discrecionales de la Administración Pública encuentra su fundamento normativo en el artículo 36 del Código Contencioso Administrativo. En este sentido, se hace fundamental para resolver el presente recurso entender el alcance de las facultades discrecionales, principalmente en cuanto se refiere a sus condicionamientos normativos de adecuación a los fines de la norma que las autoriza y a la proporcionalidad respecto de los hechos que le sirven de causa, aspectos estos transcendentes para el caso que nos ocupa.

Como insistentemente lo señala la doctrina, la potestad discrecional no nace ante la ausencia de la ley o de derecho; todo lo contrario, para que la administración detente cualquier potestad, sea o no discrecional, es necesario que exista norma atributiva.

En consecuencia, debemos admitir que la potestad discrecional obedece a claras políticas legislativas que otorgan facultad a la administración para realizar juicios de valor, apreciaciones subjetivas y estimaciones, con el fin único de permitirle el cumplimiento de los cometidos estatales, el bien común y el interés general. Por razón de las circunstancias y de la inmediación, es forzoso que la ley se desprenda de su regulación concreta y la atribuya en sus ejecutores, es decir, los funcionarios administrativos, sin que lo anterior signifique que para su ejercicio no se respeten las expresas disposiciones de orden público que le sirven de base al desarrollo de las facultades discrecionales.

La potestad discrecional es, por lo tanto, de evidente y estricta sujeción al bloque de legalidad, siendo su naturaleza de esta misma estirpe, en la medida que se presenta tan sólo en aquellas oportunidades en las que la ley o los reglamentos permiten cierto grado de amplitud en la apreciación de los hechos que motiven su aplicación por los funcionarios administrativos.

En el caso colombiano, los anteriores conceptos de la discrecionalidad tienen ya plena claridad legislativa. El artículo 36 del Código Contencioso Administrativo (norma de carácter general aplicable a todas las actuaciones administrativas), exige de la administración al expedir un Acto Administrativo la plena identificación de la decisión con la norma que le sirva de sustento, principio que la doctrina conoce como el de la razonabilidad, que implica expresar los motivos que llevan a la administración a proporcionar su decisión, partiendo del conteni do de la norma discrecional y llegando a la realidad fáctica.

Indica la disposición lo siguiente: “... En la medida en que el contenido de una decisión, de carácter general o particular, sea discrecional, esta debe ser adecuada a los fines de la norma que la autoriza y proporcional a los hechos que le sirven de causa...”.

La administración debe, por lo tanto, necesariamente expresar las razones, que la llevan a adoptar una determinada decisión dentro del amplio esquema de posibilidades que el ordenamiento le otorga, respetando los criterios de adecuación y proporcionalidad, de manera razonada, esto es, motivada. De lo contrario, la administración estaría actuando de manera arbitraria. Esta relación necesaria, lógica y congruente entre lo decidido, con lo permitido y la realidad de los hechos, que debe quedar expresada en el respectivo acto administrativo, no solamente constituye a la luz de la doctrina contemporánea, una garantía de seguridad jurídica para el ejercicio de competencias discrecionales, sino que proporciona de igual manera, los elementos necesarios para el ejercicio de los controles naturales sobre dichas decisiones, en la medida en que permite visualizar la equivalencia, adecuación y más lógica y justa tipificación entre los presupuestos del ordenamiento jurídico y la realidad fáctica.

En nuestro caso el ejercicio de la facultad discrecional de la comisión en la decisión del recurso interpuesto por Electrocosta, dentro del trámite iniciado por la recurrente, se encuentra evidentemente sometido a la ley, al orden público y al bien común que debe perseguir toda actuación de la administración pública, especialmente, debe cumplir los propósitos de las Leyes 142 y 143 de 1994 y la base de la metodología establecida en la Resolución CREG 082 de 2002, teniendo en cuenta lo dispuesto en el artículo 36 del Código Contencioso Administrativo.

3. 3. ¿A quién le corresponde probar las particularidades?

3.3.1. Argumentos del recurrente

En el escrito del recurso, argumenta la Empresa que:

“Para el análisis de la causa o las causas de la insuficiencia, la comisión ad hoc estaba en el deber examinar, inicialmente y a lo menos, aquellas particularidades propias del mercado de Electrocosta que fueron destacadas y documentadas en su petición. Mi representada consideró que esas particularidades, en tanto no recogidas en la metodología fijada de modo general en la Resolución 082, podrían haber determinado la insuficiencia de los cargos que les fueron originalmente aprobados.

Y si la comisión ad hoc, luego de haber analizado dichas particularidades, hubiere llegado a la conclusión de que ellas no explicaban suficientemente la insuficiencia de los cargos, pues evidentemente tenía la obligación de seguir indagando acerca de las causas de dicha situación a efectos de poder tomar todos los correctivos que fueran del caso para asegurar el cumplimiento del mandato legal en punto de suficiencia financiera. Lo anterior máxime si se tiene en cuenta que es el regulador, y no mi representada, quien dispone de la información de todas y cada una de las empresas y, por tanto, está en capacidad de establecer, de manera clara y precisa, aquellas diferencias o desviaciones en la aplicación de la metodología general que explicarían la insuficiencia resultante de los cargos”.

Posteriormente, sobre este mismo asunto, el recurrente argumenta:

“En consecuencia, no se entiende cómo en algunos de los aspectos centrales del fondo de la presente actuación administrativa –cuyo análisis y decisión eran corolario forzado de la constatación de la insuficiencia de los cargos–llegada la comisión ad hoc a la conclusión de que hacían falta elementos de juicio adicionales, en vez de desplegar oficiosamente la actividad probatoria a la que estaba obligada, hubiera optado por limitarse a lamentar la ausencia de 'evidencia financiera y/o estadística con base en estudios y análisis realizados que permita afirmar que la insuficiencia financiera está específicamente vinculada a las cuatro particularidades (Ruralidad, Salinidad, Subnormalidad y AOM) a que hace referencia la empresa en su solicitud de revisión de los cargos de distribución'.

Lo propio vale decir respecto de la decisión inicial de la propia comisión ad hoc, ya comentada en la parte inicial de este escrito, de no revisar más (sic) aquellas cuatro particularidades como posibles causas de la insuficiencia de los cargos, máxime cuando ella misma ya había advertido que dichas particularidades 'por sí solas serían incapaces de demostrar un déficit financiero... como el observado; lo que permite afirmar desde ya que los problemas financieros de la empresa tiene (sic) probablemente múltiples orígenes y estarían vinculados a factores que incluiría (sic) factores diferentes a los argumentados por la compañía'.

Todo lo anterior parece obedecer al errado planteamiento inicial de la comisión ad hoc, en el sentido de que 'en la medida en que exista un acto de carácter general aplicable a todas las empresas, para no aplicar dichas reglas en su integridad por razón de la existencia de condiciones particulares es necesario que se acrediten plenamente tales características. En virtud de los principios de derecho probatorio que igualmente son aplicables a las actuaciones administrativas, y en particular el de la carga de la prueba, es la empresa que solicita la modificación de los cargos la que debe demostrar las particularidades que justifican un tratamiento particular'”.

3.3.2. Consideraciones de la Comisión

De acuerdo con lo establecido en el artículo 124 de la Ley 142 de 1994:

“Para determinar las fórmulas tarifarias se aplicarán las normas sobre régimen tarifario de las empresas de servicios públicos previstas en esta ley, las normas del Código Contencioso Administrativo, y las siguientes reglas especiales (…)”.

Para el caso concreto nos interesa destacar la regla especial y prevalente establecida en el artículo 124.2 de dicha ley, según la cual en caso de que la actuación para definir la fórmula tarifaria se inicie por petición de una empresa de servicios públicos el solicitante, para demostrar y sustentar su solicitud de modificación de dichas fórmulas, deberá acompañar con su solicitud estudios suficientes que contengan la misma clase y cantidad de información que haya empleado cualquier comisión de regulación para determinar una fórmula tarifaria.

En este sentido, resulta claro que la carga de la prueba en la demostración de las particularidades está en cabeza exclusiva del solicitante y no de la Comisión ad hoc como lo manifiesta de manera errada y equívoca el recurrente.

En efecto si bien las normas generales, que tratan sobre los principios que rigen la actividad probatoria en los procedimientos administrativos y que reglamentan el derecho de petición, establecen un deber para la administración al momento de la presentación de la petición de indicarle al peticionario los documentos o informaciones indispensables y que hicieren falta para resolver y tramitar el derecho de petición, ello no procede ni aplica en los casos de solicitud a petición de parte de modificación de tarifas de que trata la Ley 142 de 1994, tal como ocurre en el presente caso. Lo anterior considerando que existe una norma especial y específica de aplicación prev alente y preferente –artículo 124.2 de la Ley 142– que exige al solicitante de una revisión y modificación tarifaria aportar los documentos necesarios y suficientes para que la comisión pueda evaluar, estudiar y definir el objeto de la solicitud. En este sentido, el artículo 124.2 de dicha ley se constituye como una excepción expresa al principio general establecido en el Código Contencioso Administrativo para el derecho de petición.

No sobra advertir que el artículo 186 de la Ley 142 de 1994 de manera categórica señala que:

“Para efectos del artículo 84 de la Constitución Política, esta ley reglamenta de manera general las actividades relacionadas con los servicios públicos definidos en esta ley; deroga todas las disposiciones que le sean contrarias; y prevalecerá y servirá para complementar e interpretar las leyes especiales que se dicten para algunos de los servicios públicos a los que ella se refiere. En caso de conflicto con otras leyes sobre tales servicios, se preferirá esta, y para efectos de excepciones o derogaciones, no se entenderá que ella resulte contrariada por normas posteriores sobre la materia, sino cuando estas identifiquen de modo preciso la norma de esta ley objeto de excepción, modificación o derogatoria”.

De esta disposición claramente se puede inferir la prevalencia y preferencia de que goza el artículo 124.2 de la Ley 142 sobre las disposiciones generales del Código Contencioso Administrativo que reglamentan la actividad probatoria en los procedimientos administrativos y el derecho de petición, las cuales fueron invocadas por la recurrente en su recurso de reposición.

Así las cosas, la comisión ad hoc legalmente se encuentra impedida para reconocer en los correspondientes cargos de distribución las particularidades que no fueron objeto de demostración por parte de la recurrente, como tampoco lo fue el impacto económico concreto de cada una de dichas particularidades, toda vez que su actuación se encuentra limitada a las particularidades que fueron probadas por la recurrente.

3.4. Alcance del principio de suficiencia financiera

3.4.1. Argumentos de recurrente

De acuerdo con lo expresado por el recurrente: “De resultar demostrada la insuficiencia – como en efecto ocurrió– correspondería analizar y establecer la causa o las causas determinantes de tal situación. De no hacerlo, evidentemente terminaría comprometiendo su responsabilidad, a la hora en que la insuficiencia de los cargos –que ella misma verificó– conduzca a daños mayores para la empresa, sus accionistas y, en últimas, los propios usuarios”.

Posteriormente, afirma que “Aquí sólo queremos recalcar cómo, inexplicablemente, en ese punto la comisión ad hoc detuvo su análisis. Cuando todo indicaba que lo que debía seguir a continuación era la precisión acerca de cuál de los dos géneros de causas incidía en mayor medida en la referida insuficiencia, decidió más bien no seguir adelante con su tarea y abstenerse de efectuar los urgentes correctivos para cumplir con el mandato legal de la suficiencia financiera.

Lo que es también insólito es que la comisión ad hoc hubiera considerado que su deber, frente a la solicitud de, revisión de cargos presentada por Electrocosta. se limitaba sólo a estudiar la validez de unas cuantas particularidades reseñadas, pero hubiera en todo caso acometido la tarea de llevar a cabo el análisis que le permite identificar la situación de insuficiencia financiera; y además, que una vez detectada y habiendo concluido que 'la empresa presenta una situación de insuficiencia financiera que se considera financieramente insostenible en el largo plazo' hubiera resuelto no tomar los correctivos del caso, condenando a la empresa con tal afirmación a un 'ostracismo' financiero que pone en peligro la prestación futura del servicio, precisamente lo opuesto a lo que la Corte Constitucional ha expresado como 'finalidad' de la regulación”.

3.4.2. Consideraciones de la Comisión

De acuerdo con las Leyes 142 y 143 de 1994, aplicables al servicio público domiciliario de energía eléctrica, resulta claro que este servicio es de carácter oneroso. Por lo tanto, los agentes encargados de desarrollar las diferentes actividades: Generación, transmisión, distribución y comercialización de energía eléctrica persiguen un interés de lucro como en cualquier otro sector de la economía.

A partir de la Constitución Política de 1991 y con la adopción de las Leyes 142 y 143 de 1994, la prestación del servicio público domiciliario de energía eléctrica está enmarcado en la aplicación de varios principios, cuya materialización garantiza a favor de los administrados el cumplimiento de los “Fines Sociales del Estado”(5). En este contexto, el principio de “eficiencia” se torna en pilar fundamental de la prestación de los servicios públicos, por cuanto de su aplicación y efectividad depende la adecuada satisfacción de la demanda de energía.

Por su parte, en cuanto a la prestación eficiente de los servicios públicos domiciliarios, la Constitución Política de Colombia en su artículo 365 señala:

“Los servicios públicos son inherentes a la finalidad social del Estado. Es deber del Estado asegurar su prestación eficiente a todos los habitantes del territorio Nacional”.

Ahora bien en la actividad de distribución de energía eléctrica, por tratarse de un monopolio natural al ser una actividad de redes, los cargos por uso del STR y SDL son fijados directamente por la CREG de acuerdo con los procedimientos, metodologías, principios y criterios tarifarios establecidos en las Leyes 142 y 143 de 1994.

Las principales disposiciones legales que se refieren a dichos principios y criterios tarifarios son:

 Ley 143 de 1994:

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

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

b) Asegurar una operación eficiente, segura y confiable en las actividades del sector.

“Artículo 6o. Las actividades relacionadas con el servicio de electricidad se regirán por principios de eficiencia, calidad, continuidad, adaptabilidad, neutralidad, solidaridad y equidad.

El principio de eficiencia obliga a la correcta asignación y utilización de los recursos de tal forma que se garantice la prestación del servicio al menor costo económico...”.

“Artículo 20. En relación con el sector energético la función de regulación por parte del Estado tendrá como objetivo básico asegurar una adecuada prestación del servicio mediante el aprovechamiento eficiente de los diferentes recursos energéticos, en beneficio del usuario en términos de calidad, oportunidad y costo del servicio. Para el logro de este objetivo, promoverá la competencia, creará y preservará las condiciones que la hagan posible”.

En cuanto a los objetivos de la regulación, el artículo 23 de la Ley 143 de 1994, establece:

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

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

El artículo 44 de la Ley 143 de 1994 determina que:

“El régimen tarifario para usuarios finales regulados de una misma empresa estará orientado por los criterios de eficiencia económica, suficiencia financiera (…).

Por eficiencia económica se entiende que el régimen de tarifas procurará que estas se aproximen a lo que serían los precios de un mercado competitivo, garantizándose una asignación eficiente de recursos en la economía (…).

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

El artículo 45 de la Ley 143 de 1994 prevé que:

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

Por su parte, en relación con la utilización de los recursos disponibles para atender la operación del sistema interconectado nacional, el artículo 33 de la Ley 143 de 1994 señala expresamente:

“La operación del sistema interconectado se hará procurando atender la demanda en forma confiable, segura y con calidad del servicio mediante la utilización de los recursos disponibles en forma económica y conveniente para el país”.

 Ley 142 de 1994:

De igual forma, la Ley 142 de 1994 en su artículo 2o, relativo a los fines de la intervención del Estado de la prestación de servicios públicos domiciliarios, dispone:

“Intervención del Estado en los servicios públicos.

El Estado intervendrá en los servicios públicos, conforme a las reglas de competencia de que trata esta ley, en el marco de lo dispuesto en los artículos 334, 336, 365 a 370 de la Constitución Política, para los siguientes fines:

 …2.2. Prestación eficiente.

…3.3. Regulación de la prestación de los servicios públicos teniendo en cuenta las características de cada región; fijación de metas de eficiencia, cobertura y calidad, evaluación de las mismas y definición del régimen tarifario”.

En cuanto a las obligaciones de las empresas de servicios públicos domiciliarios, el artículo 11.1 de la Ley 142 de 1994 señala:

“Para cumplir con la función social de la propied ad, pública o privada, las entidades que prestan servicios públicos tienen las siguientes obligaciones:

11.1. Asegurar que el servicio se preste en forma continua y eficiente, y sin abuso de la posición dominante que la entidad pueda tener frente al usuario o terceros”.

En cuanto a las funciones de las comisiones de regulación, el artículo 73 de la Ley 142 de 1994 dispone expresamente:

“Las comisiones de regulación tienen la función de regular los monopolios en la prestación de los servicios públicos, cuando la competencia no sea, de hecho posible; y en los demás casos, la de promover la competencia entre quienes presten servicios públicos, para que las operaciones de los monopolistas o de los competidores sean económicamente eficientes, no impliquen abuso de la posición dominante y produzcan servicios de calidad”.

En el mismo sentido, el artículo 74.1 de la Ley 142 de 1994 obliga a la CREG 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 competencia 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…”.

El artículo 87 de la Ley 142 de 1994, en cuanto a los criterios para fijar tarifas, dispone:

“Artículo 87. El régimen tarifario estará orientado por los criterios de eficiencia económica, neutralidad, solidaridad, redistribución, suficiencia financiera, simplicidad y transparencia…”.

El artículo 87.1 define el principio de eficiencia económica, el cual se relaciona claramente con la estructura de costos de las empresas, así:

“87.1. Por eficiencia económica se entiende que el régimen de tarifas procurará que estas se aproximen a lo que serían los precios de un mercado competitivo; que las fórmulas tarifarias deben tener en cuenta no solo los costos sino los aumentos de productividad esperados…

En caso de servicios públicos sujetos a fórmulas tarifarias, las tarifas deben reflejar tanto el nivel y la estructura de costos económicos de prestar el servicio, como la demanda por este…”.

En cuanto a la importancia de los principios antes mencionados, la primera parte del artículo 87.7 de la Ley 142 de 1994 establecía:

“…Los criterios de eficiencia y suficiencia financiera tendrán prioridad en la definición del régimen tarifario…”.

Este aparte de dicho artículo citado fue declarado inexequible por parte de la Corte Constitucional mediante Sentencia C-150/03, por considerar que vulneraba el artículo 367 de la Constitución Política el cual ordena al legislador a que en la definición del régimen tarifario se tenga en cuenta además de los criterios de costos, los de solidaridad y redistribución de ingresos.

De igual manera, en este mismo artículo 87.7 de la Ley 142 de 1994, también se establece que si llegare existir contradicción entre el criterio de eficiencia y el de suficiencia financiera, deberá tomarse en cuenta que, para una empresa eficiente, las tarifas económicamente eficientes se definirán tomando en cuenta la suficiencia financiera.

En relación con el principio de suficiencia financiera, el artículo 87.4 de la Ley 142 de 1994 define:

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

“Por suficiencia financiera se busca que las taifas permitan al empresario recuperar todos los costos y gastos propios de operación, remunerar a los accionistas y utilizar tecnologías que procuren calidad, continuidad y seguridad a los usuarios”.

Teniendo en cuenta lo anterior, la prestación del servicio público de electricidad con calidad, continuidad, oportunidad, seguridad y a bajos precios se garantiza en la medida en que la CREG y los diferentes agentes apliquen el principio de eficiencia en los diferentes procesos que desarrollan, pues la adopción de procesos ineficientes en los distintos aspectos operativos y económicos del sector generan una menor productividad y hacen que los recursos de distribución de energía sean utilizados de manera sub-óptima, disminuyéndose las garantías del usuario a recibir un mejor servicio y trasladándosele a este los costos de una gestión ineficiente.

De esta forma, la Comisión ad hoc debe prestar especial atención y cuidado respecto de las consecuencias originadas en los actos de carácter particular expedidos con base en sus potestades regulatorias, por cuanto no puede reconocer a los agentes la adopción de procesos ineficientes que vulneran el ordenamiento constitucional y legal de carácter superior, poniéndose en peligro la prestación del servicio de energía eléctrica de acuerdo con los principios y criterios establecidos en la ley.

En este caso concreto, la CREG ad hoc deberá tener en cuenta en su decisión la aplicación del principio de eficiencia de acuerdo con los criterios constitucionales, legales y técnicos a los cuales está sometida para la fijación de los costos y cargos por uso del STR y SDL. Al respecto, como se ha explicado en esta resolución, si bien se deben reconocer las particularidades y características especiales de la zona atendida por el recurrente y previamente demostradas por este, también es cierto que no es dable reconocer y aceptar la sustitución y modificación radical de los criterios básicos de eficiencia establecidos en la metodología general de la Resolución CREG 082, lo cual implicaría en última instancia reconocer aquellos costos que resultan ineficientes para la prestación del servicio de distribución de energía eléctrica.

En el caso concreto objeto del recurso, argumenta el recurrente que la Comisión ad -hoc no dio cumplimiento al principio legal de suficiencia financiera, no obstante haber advertido la situación de insuficiencia financiera de la empresa.

En primer lugar, es importante aclarar que el principio de suficiencia financiera se predica es de la actividad en particular y no de la empresa. Es decir, que la ley obliga a establecer fórmulas de tarifas que garanticen la recuperación de los costos y gastos propios de la operación de la actividad en particular, incluyendo la expansión, reposición y el mantenimiento de las redes. Por tal razón, por no haber probado el solicitante dicha insuficiencia financiera, la comisión ad hoc se encuentra impedida para determinar si la insuficiencia se origina en la actividad de distribución o en la actividad de comercialización de electricidad. Además, es de advertir que la Comisión ad hoc sólo está facultada para pronunciarse respecto a la actividad de distribución y según la información que tuvo disponible no encontró probada la insuficiencia financiera en dicha actividad.

De otro lado, como se anotó, se debe precisar que, en los términos de la Sentencia C-150 de 2003, los criterios de eficiencia y suficiencia financiera no tienen prioridad en la definición del régimen tarifario, es decir que los mismos sólo constituyen algunos de los criterios que se deben tener en cuenta para la determinación del régimen, junto con los de costos, solidaridad y retribución de ingresos.

3.5. Rechazo de la objeción por error grave del documento del comité expertos

Respecto de la objeción por grave error, que nuevamente le imputa el recurrente al Informe técnico de Comité de Expertos, la Comisión ad hoc no encuentra mérito alguno para modificar su posición, y en consecuencia rechaza dicha objeción por razones que se explican a continuación.

En primer lugar, el recurrente fundamenta sus objeciones, en que la metodología utilizada por Mercados Energéticos refleja mejor las particularidades de los distintos sistemas y mercados de Electrocosta que la metodología definida por la CREG.

Sobre este particular establece “Una metodología que no diferencia el ámbito de acción de empresas tan dispares, difícilmente capturará las particularidades de una empresa como Electrocosta, con un mercado disperso, con rezagos de inversión, con desactualización tecnológica y con gastos de AOM 'subóptimos'”.

Como puede observarse la objeción no se refiere al Estudio Técnico sino a la metodología definida por la CREG en la Resolución 082, aspecto sobre el cual –como ya se indicó en este documento–, la Comisión ad hoc no es competente para referirse. No obstante, tampoco podría considerarse que este asunto constituye un error grave, porque el estudio elaborado por Mercados Energéticos utiliza una metodología diferente a la establecida en la regulación y por eso mismo no constituye prueba para acreditar un error grave en la regulación. Sobre este particular, la jurisprudencia ha señalado en reiteradas ocasiones que la utilización de diferentes metodologías o criterios por parte de los peritos, no configura un error grave en el dictamen, veamos:

“Lo que, empero, no significa que exista error grave en las conclusiones periciales; sábese sobre ese particular, que para que el desatino alcance configuración, es necesario, según reiterada jurisprudencia, que vaya 'contra la naturaleza de las cosas, o la esencia de sus atributos, como cuando se afirma que un objeto o persona tiene determinada peculiaridad. Y resulta que tal cualidad no existe, o en tener por blanco lo que es negro o rosado (...) El emplear el perito uno u otro criterio o sistema de apreciación no constituye por sí solo grave error. Según el artículo 720 del C. J. se puede objetar el dictamen, es decir, la opinión escrita mirada objetivamente' (Auto de 31 de marzo de 1948).”(6)

En segundo lugar, el recurrente manifiesta que existe un error grave en las conclusiones al Comité de Expertos al asumir que las nuevas inversiones no tendrían un impacto sustancial sobre el nivel de costos medios de la compañía como para que el rezago de su remuneración conduzca a la suficiencia financiera de la empresa.

Sobre este particular, nuevamente reitera la Comisión, que en esta materia lo que existe es una discusión sobre criterios de política regulatoria, asunto que como ya se estableció no es la Comisión de ad hoc competente para discutir o decidir; pero adicionalmente, se trata de oponer al criterio de un experto, el criterio de otro experto lo cual no es propio de la objeción por error grave, como lo ha señalado la Corte Suprema de Justicia de manera reiterada.

Por último los asuntos relacionados con salinidad y los efectos de los costos de administrac ión, operación y mantenimiento serán tratados en el Capítulo 4 de estos considerandos.

3.6. Firmeza del peritazgo de la Universidad de Antioquia

3.6.1. El Desarrollo de la Práctica de la Prueba.

Electrocosta solicitó, como parte de las objeciones al estudio técnico del comité de expertos denominado “Análisis del Comité de Expertos sobre las particularidades expuestas por Electrocosta S. A., E.S.P. a través de la solicitud de revisión de cargos de distribución”, que se designaran peritos para que se pronunciaran sobre:

“a) La pertinencia y solidez del Estudio elaborado por Mercados Energéticos para determinar los cargos por uso que serían suficientes para atender la demanda de Electrocosta para el período 2003-2007;

b) La pertinencia y validez del estudio elaborado por la experta Carmenza Chaín para concluir la insuficiencia de los cargos por uso aprobados para Electrocosta para el período 2003-2007;

c) La existencia de condiciones de salinidad en el área servida por Electrocosta y el impacto de (sic) tiene en los costos de AOM y vida útil de los activos de distribución;

d) La existencia de condiciones particulares de ruralidad y dispersión en la empresa, que afectan las pérdidas de energía y los costos de AOM;

e) La configuración de las circunstancias que, de acuerdo con lo expuesto en el anexo 1, constituyen el error grave alegado en el informe técnico de los Expertos Comisionados”.

En la audiencia de la comisión ad hoc llevada a cabo el día 1o de diciembre de 2004, se pidió a Electrocosta que precisara el alcance de una solicitud radicada en la CREG el día anterior, en la cual señalaban que no tenían interés en la prueba pericial acerca de salinidad. Sobre el particular, el representante de la empresa manifestó que mantenía el interés en que el tema de salinidad se revisara y fuera modificado, pero que en su opinión, en el expediente existía suficiente información para decidir acerca de este tema, razón por la cual retiraba la exigencia de practicar la prueba pericial y dejaban a discreción de los expertos de la Comisión si consideraban necesaria la práctica de tal prueba.

Por no existir un conocimiento especializado en el tema dentro de los expertos ad hoc, la Comisión de Regulación de Energía y Gas, en la sesión 251 del 3 de marzo de 2005, decidió decretar la práctica de una prueba pericial con el fin de determinar si con la información científica y técnica disponible sobre los efectos de la corrosión en la infraestructura y equipos de los sistemas de distribución de energía eléctrica, es posible obtener un resultado más adecuado que el presentado por el Comité de Expertos de la CREG y en caso afirmativo cuál habría sido el procedimiento para llegar a ese resultado. En desarrollo de esta decisión, fue expedida la Resolución número 13 de 2005, por medio de la cual la CREG decidió:

“Artículo 1o. Decretar la práctica de una prueba pericial con el fin de determinar, con base en los documentos que obran en el expediente de revisión tarifaria de Electrocosta S. A., E.S.P, si con la información científica y técnica disponible sobre los efectos de la corrosión en la infraestructura y equipos de los sistemas de distribución de energía eléctrica es posible obtener un resultado más adecuado que el presentado por el Comité de Expertos de la CREG, y en caso afirmativo cuál habría sido el procedimiento para llegar a ese resultado”.

La Universidad de Antioquia fue designada como perito y remitió el documento denominado “Peritaje sobre el efecto de la salinidad d entro de la actuación administrativa para resolver la solicitud de revisión de los cargos por uso aprobados mediante las Resoluciones CREG 054 y 055 de 2003”.

Se dio traslado de dicho informe pericial, por el término de tres (3) días, a la empresa Electrocosta y a los usuarios reconocidos como parte interesada. En comunicación del 17 de junio de 2005 la empresa Electrocosta descorrió el traslado del informe pericial y señaló que el dictamen presentado por la Universidad de Antioquia confirma que sus planteamientos son válidos.

En la Resolución 075 de 2005 –objeto del recurso que se desata–, la Comisión concluyó, con base en el dictamen pericial, que es razonable reconocer los valores adicionales de gastos AOM en el nivel I, correspondientes a las actividades de Operaciones de Lavado y Pintado de Transformadores.

3.6.2. La Apreciación del Dictamen Pericial de la Universidad de Antioquia

El Decreto 2461 de 1999 – “Por el cual se aprueban los estatutos y el reglamento interno de la Comisión de Regulación de Energía y Gas, CREG”– señala:

“Artículo 23. Normas aplicables en materia de procedimientos, notificaciones y recursos. En sus actuaciones administrativas, la comisión se sujetará a lo dispuesto en las Leyes 142 y 143 de 1994, el Código Contencioso Administrativo, las demás normas que regulen sus funciones y el presente reglamento interno”.

Con respecto a la práctica de pruebas, la mencionada norma dispone:

“Artículo 26. Pruebas. Corresponde al director ejecutivo decretar la práctica de pruebas necesarias dentro de los procedimientos que adelante la comisión en ejercicio de sus funciones”.

A su turno, la Ley 142 de 1994 señala:

“Artículo 124. Actuación administrativa. Para determinar las fórmulas tarifarias se aplicarán las normas sobre régimen tarifario de las empresas de servicios públicos previstas en esta ley, las normas del Código Contencioso administrativo, y las siguientes reglas especiales:

124.1. La coordinación ejecutiva de la comisión de regulación respectiva impulsará toda la actuación; sin embargo, cuando corresponda a la comisión como autoridad nombrar peritos, el nombramiento corresponderá a la comisión misma.

124.2. Si la actuación se inicia de oficio, la comisión debe disponer de estudios suficientes para definir la fórmula de que se trate; si se inicia por petición de una empresa de servicios públicos, el solicitante debe acompañar tales estudios. Son estudios suficientes, los que tengan la misma clase y cantidad de información que haya empleado cualquier comisión de regulación para determinar una fórmula tarifaria”.

De acuerdo con las normas citadas, es preciso examinar las disposiciones del Código Contencioso Administrativo en materia probatoria, veamos:

“Artículo 34. Durante la actuación administrativa se podrán pedir y decretar pruebas y allegar informaciones, sin requisitos ni términos especiales, de oficio o a petición del interesado.

(…)

Artículo 57. Serán admisibles todos los medios de prueba señalados en el Código de Procedimiento Civil. (…)”.

Así, por remisión expresa del Código Contencioso Administrativo, en materia probatoria son aplicables las normas y principios contenidos en el Código de Procedimiento Civil. Para el caso sub exámine, es preciso referirse a los siguientes:

“Artículo 174. Necesidad de la prueba. Toda decisión judicial debe fundarse en las pruebas regular y oportunamente allegadas al proceso.

Artículo 175. Medios de prueba. Sirven como pruebas, la declaración de parte, el juramento, el testimonio de terceros, el dictamen pericial, la inspección judicial, los documentos, los indicios y cualesquiera otros medios que sean útiles para la formación del convencimiento del juez.

El juez practicará las pruebas no previstas en este código de acuerdo con las disposiciones que regulen medios semejantes o según su prudente juicio”.

De acuerdo con lo anterior, para resolver la solicitud de revisión de cargos de distribución elevada por Electrocosta, es menester para la Comisión ad hoc basarse en las pruebas recaudadas, siendo particularmente relevantes, por la naturaleza técnica del asunto a resolver, aquellas pruebas de carácter técnico o científico, como es el caso de los informes de expertos y del dictamen pericial rendido. Existe abundante jurisprudencia acerca de la necesidad de fundar el análisis probatorio en criterios objetivos, racionales, serios y responsables, entre la que se puede citar la siguiente:

“Evidentemente, si bien el juzgador goza de un gran poder discrecional para valorar el material probatorio en el cual debe fundar su decisión y formar libremente su convencimiento, inspirándose en los principios científicos de la sana crítica (C. P. C., art. 187 y C. P. L., art. 61), dicho poder jamás puede ser arbitrario; su actividad evaluativa probatoria supone necesariamente la adopción de criterios objetivos, racionales, serios y responsables. No se adecua a este desideratum, la negación o valoración arbitraria, irracional y caprichosa de la prueba, que se presenta cuando el juez simplemente ignora la prueba u omite su valoración o sin razón valedera alguna no da por probado el hecho o la circunstancia que de la misma emerge clara y objetivamente(7)“.

Además de emplear criterios objetivos y racionales en la valoración probatoria, para el juzgador es obligatorio tomar en consideración la totalidad de las pruebas válidamente puestas a su disposición y apreciarlas en conjunto, sin que sea jurídicamente posible prescindir del análisis de determinada prueba. En este sentido el Código de Procedimiento Civil dispone:

“Artículo 187. Apreciación de las pruebas. Las pruebas deberán ser apreciadas en conjunto, de acuerdo con todas las reglas de la sana crítica, sin perjuicio de las solemnidades prescritas en la ley sustancial para la existencia o validez de ciertos actos.

El juez expondrá siempre razonadamente el mérito que le asigne a cada prueba”.

La jurisprudencia ha establecido el alcance del artículo citado en los siguientes términos:

“En Colombia, según el principio de la apreciación racional de la prueba, implantado en este país por claro mandato del artículo 187 del Código de Procedimiento Civil, es deber del juez y no mera facultad suya, evaluar en conjunto las pruebas para obtener de todos los elementos aducidos un resultado homogéneo o único, sobre el cual habrá de fundar su decisión final.

Tal obligación legal, que impide la desarticulación del acervo probatorio, ha sido la causa de que los falladores de instancia frecuentemente acudan a ese expediente de la apreciación en conjunto para formar su criterio, sin atender de modo especial o preferente a ninguna de las diversas pruebas practicadas. Con tal procedimiento resulta que su convicción se forma no por el examen aislado de cada probanza, sino por la estimación conjunta de todas las articuladas, examinadas todas como un supuesto integrado por elementos disímiles.

Y ello está bien si, como lo agrega el artículo 187 citado, en el examen conjunto del juez este expresa 'razonadamente el mérito que le asigna a cada prueba', pues si así no actúa, su análisis resulta no solamente ilegal sino peligroso, porque arbitrariamente saca una deducción, o por lo menos oculta los fundamentos o razones que le sirvieron para establecer como válida esa conclusión”(8).

Este mismo criterio ha sido reiterado por la Corte Suprema de Justicia en los siguientes términos:

“El principio de la apreciación en conjunto de las pruebas instituido en el artículo 187 del Código de Procedimiento Civil, halla su origen en el de la comunidad de las mismas. Por virtud de este último, una vez practicadas, las pruebas pertenecen al proceso y no a quien las solicitó. De modo que al pasar a corresponder al proceso, y, por ende, a servirle a todas las partes que en él intervienen, aparece como lógico señalar que su apreciación no se puede cumplir de manera aislada; que, por el contrario, esa labor, para que sea cabal, tiene que realizarse a partir de la comparación recíproca de los distintos medios, con el propósito fundamental de averiguar por sus puntos de convergencia o de divergencia respecto de las varias hipótesis que en torno a lo que es materia del debate puedan suscitarse”(9).

Ahora bien, con respecto a las reglas para apreciar específicamente el dictamen pericial, el Código de Procedimiento Civil dispone:

“Artículo 241. Apreciación del dictamen. Al apreciar el dictamen se tendrá en cuenta la firmeza, precisión y calidad de sus fundamentos, la competencia de los peritos y los demás elementos probatorios que obren en el proceso.

Si se hubiere practicado un segundo dictamen, este no sustituirá al primero pero se estimará conjuntamente con él, excepto cuando prospere objeción por error grave”.

Por lo anterior, es menester para la Comisión apreciar el dictamen pericial elaborado por la Universidad de Antioquia de conformidad con los criterios enunciados, en conjunto con las demás pruebas recaudadas y según las reglas de la sana crítica, empleando para tal efecto criterios racionales y objetivos, sin que sea dable para la Comisión prescindir de la valoración de dicha prueba, la cual, por demás, fue debidamente trasladada para su contradicción a todos los interesados en esta actuación, habiendo manifestado Electrocosta en esa oportunidad, que los resultados de dicho dictamen confirmaban la validez de sus propios planteamientos, sin que para ese entonces, el recurrente encontrara reparo alguno en el dictamen, convirtiéndose por lo tanto el mismo, en plena prueba dentro de esta actuación.

Es así como para la Comisión es claro que el dictamen pericial rendido por la Universidad de Antioquia, no solamente constituye un importante instrumento para la decisión que ha de adoptarse, sino que además, al valorarlo conjuntamente con los demás medios probatorios, empleando para ello los criterios anotados, que como se observa tienen pleno asidero legal y jurisprudencial, no cabe duda que lo procedente es confirmar, con respecto al dictamen pericial, las conclusiones a las que llegó la Comisión en la Resolución número 075 de 2005, pues no existe dentro del acervo probatorio recaudado, prueba alguna que desvirtúe el mencionado dictamen, ni razón alguna para modificar las conclusiones a las que el mismo condujo.

5. Consideraciones técnicas sobre las particularidades señaladas por el recurrente relacionadas con los gastos AOM

5.1. Ruralidad

En el documento preparado por las empresas Electrocosta y Electricaribe para sustentar el recurso de reposición en el tema rural, se evidencia falta de comprensión de la metodología empleada por la CREG ad hoc para validar el mayor grado de ruralidad de las empresas. Se citan a continuación dos párrafos que indican la incomprensión:

“Los análisis de la comisión ad hoc se orientan… a demostrar que los cargos de nivel de tensión 1 están bien calculados lo cual es improcedente y no está relacionado con la solicitud de las empresas… al utilizar la metodología de la resolución 82 para demostrar la existencia o no de mayor dispersión necesariamente se llega al mismo resultado”.

“Si se analiza el argumento con detenimiento, no se identifica que las empresas hayan acudido al análisis de los cargos como argumento para la discusión sobre el parámetro PDR, ya que se entraría en un razonamiento circular al estar este cargo determinado por el parámetro PDR, argumento en que falla la Comisión ad hoc, como se explica posteriormente”.

En primer lugar, la Comisión ad hoc no se orientó a demostrar que los cargos de nivel 1 están bien calculados. De hecho se muestra que una simple ponderación utilizando los parámetros PDR y PDU, tal y como lo hace la Resolución 082, solo captura parcialmente las diversas tipologías de red de nivel 1. Esta aproximación, no obstante, refleja con relativa precisión la estructura de costos de inversión en el nivel 1 de tensión en el caso particular de las distribuidoras recurrentes.

En segundo lugar no es cierto que la Comisión ad hoc haya utilizado la metodología de la Resolución 082 para demostrar la existencia o no de mayor dispersión. Precisamente se siguió un procedimiento metodológico nuevo en el cual no se consideran los parámetros PDR y PDU, con el fin de validar la hipótesis de mayor ruralidad y su reflejo en los costos del servicio bajo una aproximación alternativa. Aún cuando la metodología de la Comisión ad hoc se expuso con claridad en el documento de soporte de las Resoluciones 074 y 075 de 2005, se preparó la siguiente gráfica para facilitar la comprensión del ejercicio por parte de las empresas.

La parte superior del gráfico ilustra el procedimiento utilizado por la CREG en la elaboración de la Resolución 082 para estimar los cargos promedio de inversión y AOM de los circuitos de nivel 1. A partir de una muestra de circuitos del nivel 1, se conformaron dos submuestras: Circuitos urbanos y circuitos rurales. Estos últimos corresponden a circuitos localizados en áreas diferentes a los cascos urbanos según la clasificación del DANE. A cada submuestra se le aplicaron los algoritmos de dimensionamiento y costeo definidos por el regulador, con el objeto de traducir la descripción técnica de los circuitos en un estimativo de costo de eficiencia. Se obtuvo, de esta forma, un cargo promedio urbano y uno rural para nivel 1 de tensión en áreas urbanas y uno en áreas rurales.

La parte inferior del gráfico muestra el procedimiento para estimar el cargo de nivel 1 de tensión de cada empresa a partir de los promedios urbanos y rurales de costos. De acuerdo con la Resolución 082, el cargo único para baja tensión será la ponderación de la tarifa urbana y rural, utilizando como ponderadores la capacidad de transformación urbana (PDU) y rural (PDR) de cada empresa. De esta forma se llega a una tarifa única para todo el mercado atendido por la empresa en el nivel 1 de tensión.

Las empresas manifestaron en su solicitud de revisión tarifaria que el factor PDR, que guarda estrecha relación con la tarifa en nivel uno, no recoge las condiciones de ruralidad de los mercados de la costa. Precisamente por esta solicitud, la Comisión ad hoc siguió un procedimiento alternativo al utilizado por la CREG en la elaboración de la Resolución 082 que no utiliza el ponderador PDR. En efecto, tal como se expuso en el documento de soporte de las Resoluciones 074 y 075 del 2005, la comisión ad hoc aplicó los algoritmos de dimensionamiento y costeo sin distinguir entre circuitos urbanos y rurales, con lo cual el costo medio no depende de ninguna definición de ruralidad. Depende sí, de la relación entre la extensión de los circuitos y la demanda expresada en usuarios y consumo. A mayor dispersión de las redes de nivel 1, mayor será el cargo asociado al circuito, independientemente de si se cataloga como urbano o como rural. De igual forma entre menos usuarios y menor consumo soporte el circuito, mayor será el cargo estimado por esta vía. De esta forma se obtiene una relación directa entre el estimativo de costo del circuito y sus características de ruralidad y dispersión en las redes de baja tensión.

No se entiende por qué las empresas en su solicitud inicial buscan la revisión del PDR, e incluso proponen una nueva forma de cálculo para el parámetro, y en el recurso de reposición de las Resoluciones 074 y 075 manifiestan que el análisis solicitado no era por la dispersión de la red en nivel uno y ni la determinación del PDR.(10)

Las empresas también malinterpretaron un pie de página del documento de soporte de las Resoluciones 074 y 075. El pie de página explica que en los algoritmos de costeo se presentan algunas diferencias para los circuitos urbanos y los rurales. Por lo anterior se replicó el ejercicio con la muestra de circuitos catalogando como rurales aún los del grupo de calidad 3, lo que se considera una prueba aún más exigente que la propuesta por las empresas (solicitaban grupo 3 pero con poblaciones inferiores a 15.000 habitantes), y los resultados se sostuvieron. Es decir, en nivel de tensión 1, las empresas de la costa no son más dispersas de lo que la regulación les reconoce, independientemente de si los algoritmos de costeo utilizan los parámetros rurales para los grupos 3 y 4 de calidad. De hecho, para una serie de activos los costos de las redes rurales son inferiores a los de las urbanas(11).

Lo importante en este punto es que el gran diferencial entre el cargo nivel 1 para circuitos urbanos y rurales no está dado por los costos de los componentes de red sino por las características de dispersión y de demanda que caracterizan a los circuitos rurales en el nivel 1 de tensión. Con la metodología aplicada por la Comisión ad hoc se incorporan estas variables sin depender de la definición de ruralidad.

5.2. Dispersión de la red

5.2.1. Incidencia de los activos de nivel 2 sobre los gastos de AOM en el nivel 1 de tensión, atribuibles a mayores costos de transporte para realizar las intervenciones en la red

En el recurso, las empresas señalan un punto que es necesario verificar mediante análisis específico. La dispersión de la red 2 de tensión, se puede traducir en mayores gastos de mantenimiento en el nivel 1 de tensión. El argumento es que las mayores distancias entre los mercados atendidos exigen mayores gastos de transporte y tiempos destinados por equipos y recursos humanos para mantener las redes del nivel 1.

En el siguiente diagrama se trata de esquematizar el punto señalado por las empresas. En los cuadros (a) y (b) no se considera el nivel 2 de tensión. El cuadro (a) representa un mercado denso a nivel 1 y en el (b) un mercado más disperso. Se observa que la dispersión en este nivel impone mayores costos de red de nivel 1 (línea roja) y por lo tanto se debe traducir en un mayor cargo. Este tipo de dispersión, como se mostró en desarrollo de las resoluciones 074 y 075 no es particularmente severo en los mercados atendidos por las distribuidoras Electrocosta y Electricaribe.

Representación gráfica de la dispersión en los niveles 1 y 2 de tensión

En los cuadros (c) y (d), se consideran mercados igualmente concentrados al nivel de tensión 1, pero con una mayor dispersión en el nivel de tensión 2 en la figura de la derecha (d). Como se observa, este tipo de dispersión genera mayores costos de mantenimiento porque es necesario realizar mayores recorridos sobre la línea de media tensión (línea verde) en el escenario (d) que en el (c), para intervenir las líneas de tensión 1.

Este argumento se había considerado en la preparación de las Resoluciones 074 y 075 del 2005. No obstante, una gráfica construida por la CREG, mostraba que las distancias de estas empresas, entre los centros de mantenimiento y la localización de sus usuarios no era particularmente grande. La Comisión ad hoc reconstruyó el ejercicio cambiando el método de promediar las distancias medias y obtuvo los resultados que se consignan en la siguiente gráfica.

Como se observa, Electrocosta excede la distancia promedio nacional en un 32%. Las distancias se miden, a partir de las coordenadas geográficas de los distintos municipios atendidos por cada empresa, con respecto al municipio en que se localiza el centro de mantenimiento más cercano. Para obtener el promedio de cada empresa se utiliza la siguiente expresión:

 Dónde,

- ui,j corresponde a los usuarios de la empresa i en el municipio j.

- di,j es la distancia del municipio j, atendido por la empresa i, con respecto

al centro más cercano de mantenimiento.

- Di es la distancia promedio al c entro de mantenimiento ponderada por

usuarios para la empresa i.

En el ejercicio el parámetro de distancia para aquellos municipios que cuentan con un centro de mantenimiento se asume en cero. El dato de usuarios corresponde a los reportes del 2004. Se excluyeron del análisis las empresas de distribución eléctrica de Pereira, Cartago, Arauca, Emcali y Popayán porque no atienden municipios que carezcan de centros de mantenimiento; y, Cundinamarca, Putumayo, Ruitoque por falta de información en términos de usuarios por municipio.

5.2.2. Mecanismo de inclusión a la fórmula tarifaria y cálculo de la nueva tarifa de AOM en nivel 1 por concepto de mayores distancias a los centros de mantenimiento.

A continuación se explica el procedimiento para calcular el ajuste en el cargo de AOM a nivel 1 de tensión inducido por las mayores distancias que enfrentan las empresas de la costa a los centros de mantenimiento.

El ajuste parte de la estructura de costos de AOM a nivel 1 utilizada para estimar los cargos en la resolución 082. La estructura de costos está consignada en la Resolución 113 y se sintetiza en el siguiente gráfico.

Como se observa, los costos de transporte representan un 23% y los de personal un 67% de los costos de AOM a nivel 1 de tensión. Utilizando estas proporciones se estima el ajuste en el cargo que refleje los mayores costos asociados a los viajes para intervenir las redes de nivel 1.

i) Costos de transporte:

Los pasos para incorporar a la tarifa los mayores costos de transporte son:

Se estima, (RDi) la relación entre el recorrido promedio de la muestra a los centros de mantenimiento (Dprom) y la distancia promedio de la empresa i (Di).

Se estima, (Taom1), el porcentaje en los costos de transporte dentro de la estructura de costos global empleada por la CREG en la elaboración de la Resolución 82. Como se mencionó este parámetro corresponde a 23%, bajo la regulación vigente.

Se calcula un factor multiplicador que captura el efecto combinado de mayor distancia relativa y el componente de participación de los costos de transporte.

ii) Ajuste por mayores costos del personal involucrado en labores de mantenimiento en el nivel 1 de tensión

Las mayores distancias relativas a los centros de mantenimiento ocasionan un incremento en los gastos de personal, en la medida en que los operarios deben destinar más tiempo a los desplazamientos entre el centro de mantenimiento y l os lugares de intervención. Para calcular este efecto se siguió el siguiente procedimiento.

– Se asume una velocidad media de 40 km/h para los desplazamientos entre el centro de mantenimiento y la localización de las intervenciones.

– Se estima el tiempo diferencial para la empresa i, con respecto al promedio nacional (13.04 kmt), para acudir al mantenimiento (TDi),

– Se estima un factor multiplicador del tiempo de desplazamiento como el producto entre la participación del costo de mano de obra en los costos de AOM (67%) y la relación entre TDi y las horas laboradas al día (HL). HL, bajo la metodología de cálculo de la Resolución 82, se estima en 9. Este factor se multiplica por dos para considerar los viajes de ida y vuelta al centro de operaciones.

– Se aplica este factor a los cargos aprobados para obtener el nuevo cargo.

– La diferencia se multiplica por la energía a nivel 1 de cada empresa y de esta forma se obtiene el valor, en pesos de diciembre del 2001, del ajuste tarifario por concepto de mayor dedicación del personal a los recorridos del mantenimiento de las redes de nivel 1 de tensión.

5.3. Subremuneración de los cargos de AOM en los niveles de tensión media particular para Electrocosta.

En el documento que acompaña el recurso de reposición, la empresa sostiene el argumento según el cual los cargos de AOM de los niveles de tensión media son insuficientes para cubrir las actividades de mantenimiento de acuerdo con los gastos actuales de la empresa y con estimativos de gastos óptimos obtenidos de modelos de áreas típicas de distribución bajo un ejercicio de modelación contratado por las empresas a un consultor externo.

En efecto, en el texto del recurso la Empresa manifiesta: “Ahora bien: aun cuando la inversión se remunera considerando el valor de reposición a nuevo los activos que se remuneran son los existentes (acotados en caso de que su valor exceda el máximo a reconocer). En consecuencia, no se realiza ningún ajuste para eventos en los que esos activos existentes presenten deficiencias o en que se presente diferencia tecnológica.

Electrocosta, por ejemplo, utiliza líneas monofásicas de nivel de tensión 2 sin neutro que son remuneradas al 40% del valor establecida en la unidad constructiva. Los gastos de AOM reconocidos para estas líneas se reduce al 40% del valor reconocido para las líneas con neutro pero las actividades de administración, operación y mantenimiento que deben realizarse no son inferiores ni menos costosas”.

Para validar esta hipótesis, se realizó un comparativo de los cargos de distribución del nivel 2 de tensión de Electrocosta con los promedios del sector. Se planteó una relación econométrica en la cual los cargos de distribución se expresan como función de los metros de red por usuario. A mayor extensión de la red de nivel 2 por usuario se espera un mayor cargo por unidad de energía para cubrir tanto el mayor valor de los activos como las mayores exigencias en gastos de mantenimiento. Se incluyó también en el modelo la energía movilizada, puesto que a mayor energía se debe esperar un cargo menor en la medida en que esta variable constituye el denominador de las fórmulas de cálculo del cargo. Dos redes con la misma extensión por usuario tendrán cargos diferentes en función de la demanda de energía. Una red con mayor demanda puede recuperar sus costos con base en un cargo menor.

Se corrió, entonces, una regresión en la cual la variable dependiente es el cargo de distribución a nivel dos y las variables independientes son la energía útil a este nivel de tensión y los metros de red por usuario en tensión 2. A continuación se presentan los resultados.

Como se observa el modelo recoge el 46% de la dispersión de los cargos de distribución en el nivel 2 de tensión para una muestra de 27 distribuidoras del país. Los metros de red por usuario son significativos al 99% de confianza estadística pero la energía útil está apenas al borde de un nivel del 90% de significancia(12). En la siguiente gráfica se presenta la relación entre los cargos aprobados (puntos azules) y los estimados con la ecuación anterior (puntos verdes). La línea recoge la tendencia del modelo en función de los metros por usuario en red de nivel 2 de tensión.

La gráfica muestra dos características de estas empresas que contribuyen al análisis de la formación de cargos de distribución.

– Los estimativos del cargo a nivel 2 de tensión se encuentran por debajo de la tendencia considerando únicamente la extensión de red por usuario (relación entre los puntos verdes y la línea verde de tendencia). Esta localización se explica por los consumos relativamente elevados por usuario en las distribuidoras de la Costa. En efecto, mientras los consumos promedios en el país se encuentran en niveles ligeramente inferiores a 300 Kwh/mes, en las empresas de la Costa este parámetro se ubica alrededor de 500 Kwh/mes. Esta característica hace que el cargo de nivel 2 estimado sea inferior a la tendencia nacional.

– Los cargos aprobados (puntos azules) son considerablemente inferiores a los estimados de acuerdo con el modelo (puntos verdes). En el caso de Electrocosta el estimado es de 53 $/Kwh y el reconocido por la Resolución 082 es de 36 $/Kwh, lo que representa un 69% de las previsiones del modelo.

Obviamente, una ecuación sencilla como la presentada, que considera únicamente dos variables, no puede sustituir el tratamiento metodológico de la Resolución 82, que incorpora todos los activos reportados por las empresas en el nivel 2 de tensión. No obstante, el ejercicio aporta algunos indicios en la dirección señalada por las empresas en el sentido que la metodología de la Resolución 82 no captura adecuadamente los costos de AOM del nivel 2, y en general en media tensión, para las empresas de la Costa.

Se analizó el proceso de cálculo de los cargos siguiendo la metodología de la Resolución 082 y se encontró un rasgo de estas empresas que está incidiendo en los bajos niveles de la remuneración tarifaria por AOM. Se trata de la subinversión y/o subespecificación en las redes de media tensión, que se refleja en bajos valores por kilómetro de red y, en consecuencia, en cargos bajos para cubrir los gastos de AOM. Históricamente, en estas empresas, muchas de las inversiones de extensión de red se hicieron con muy bajas especificaciones, por debajo de los diseños y especificaciones óptimas, debido a restricciones presupuestales o interferencia política en los planes de expansión. Esta es una de las razones por las cuales los activos de niveles 2 y 3 de tensión no fueron acotados en la aplicación de la Resolución 082. El valor de los activos no solo era inferior al índice establecido de acotamiento sino inferior a los promedios del sector a nivel nacional.(13)

En el caso del cargo de inversión tiene cierta justificación que el regulador cubra con tarifa únicamente el valor efectivo de los activos instalados y reportados. De otra forma, las empresas tendrían un incentivo a reducir especificaciones, solicitar tarifas con base en activos correctamente dimensionados y, de esta forma, capturar rentas.

No ocurre así con el componente de la tarifa dirigido a cubrir los gastos de AOM. Si el cargo de AOM se asocia a los menores valores del activo, como lo hace la Resolución 082 (14), los recursos generados pueden ser insuficientes para cubrir los gastos de la actividad, en la medida en que el gasto e intensidad de los mantenimientos no guarda una relación directa con las especificaciones de la red. De hecho, puede existir una relación inversa, en la cual entre más bajas sean las especificaciones de los circuitos, mayor la probabilidad de daños y las exigencias de incurrir en gastos de mantenimiento. Bajo estas circunstancias, los cargos actuales de AOM pueden estar creando una insuficiencia para cubrir el mantenimiento en aquellas empresas con un valor de los activos N2 y N3 por kilómetro inferior a los promedios nacionales.

La Comisión ad hoc considera necesario elevar el reconocimiento de estos gastos, expresados por kilómetro de red, hasta los promedios nacionales, con el fin de subsanar la insuficiencia financiera en el componente del gasto de AOM. Con esta corrección se asegura que estas empresas contarán con los recursos medios del sector para atender el mantenimiento por cada kilómetro de red de media tensión. El presente ajuste a la metodología de la Resolución 082 sólo aplica a empresas caracterizadas por insuficiencia financiera y parámetros de PDR y cargos de AOM por kilómetro, a niveles 2 y 3, inferiores a las medias del país.

5.3.1. Ajuste del cargo medio para AOM en nivel 2 de tensión.

La metodología de ajuste propuesta sigue el siguiente procedimiento:

– Se toma el valor de los activos de nivel 2 de tensión reportados por la empresa i a la CREG y se divide por el número de kilómetros de extensión de su red en este nivel. (VAKm, 2, i)

– Se calcula el parámetro de dimensionamiento de la red por kilómetro para la empresa i (DIM2,i) como la relación de (VAKm, 2, i) con el promedio nacional para el valor de activos por kilómetro (VAkm, 2)

– Si DIM2,i es mayor a 1, la red no se considera subespecificada y no procede ningún ajuste sobre la metodología de la Resolución 082. Si DIM2,i es menor a 1 se procede a equiparar la remuneración por kilómetro con los promedios nacionales como se indica a continuación.

– Se estima el nuevo cargo (NCDAM, 2,i) como el cargo implícito aprobado con base en la Resolución 82 (CDAM, 2, i) dividido por DIM2,i.

– La diferencia entre el nuevo cargo y el cargo implícito vigente corresponde al ajuste tarifario asociado a cargo de AOM en nivel 2 de tensión, expresado en pesos de diciembre de 2001.

5.3.2. Ajuste del cargo medio para AOM en nivel 3 de tensión

La metodología de ajuste propuesta para el nivel 3 sigue el mismo procedimiento utilizado para estimar el ajuste que se describió en el nivel 2:

– Se toma el valor de los activos de nivel 3 de tensión reportados por la empresa i a la CREG y se divide por el número de kilómetros de extensión de su red en este nivel. (VAKm, 3, i)

– Se calcula el parámetro de dimensionamiento de la red por kilómetro para la empresa i (DIM3,i) como la relación de (VAKm, 3, i) con el promedio nacional para el valor de activos por kilómetro (VAkm, 3)

– Si DIM3,i es mayor a uno, la red no se considera subespecificada y no procede ningún ajuste sobre la metodología de la Resolución 082. Si DIM3,i es menor a uno se procede a equiparar la remuneración por kilómetro con los promedios nacionales como se indica a continuación.

– Se estima el nuevo cargo (NCDAM3,i) como el cargo implícito aprobado con base en la Resolución 82 (CDAM3, i) dividido por DIM3,i.

– La diferencia entre el nuevo cargo y el cargo vigente corresponde al ajuste tarifario asociado a cargo de AOM en nivel 3 de tensión, expresado en pesos de diciembre del 2001.

5.4. Salinidad

En el recurso de reposición la Empresa insiste en su solicitud de que sean reconocidos en el AOM:

(i) El impacto de salinidad en el nivel 1, mediante el reconocimiento de los costos de las actividades de pintura y lavado d e transformadores, lavado de redes y aisladores y revisión y reposición de postes.

(ii) El impacto de salinidad en las unidades constructivas de niveles 4, 3 y 2 ubicadas en los demás departamentos de la Costa Atlántica diferentes de Bolívar.

(iii) El impacto de salinidad en el AOM de las unidades constructivas en un radio de 100 km.

5.4.1. Salinidad en el nivel de tensión 1

En la solicitud de revisión de cargos, la empresa solicita, con base en el informe elaborado por la empresa Consultoría Colombiana para la CREG, la inclusión de las siguientes actividades en la estimación de los costos de AOM en ese nivel de tensión. De acu erdo con la solicitud, estas deben ser ejecutadas por el Operador de Red con el propósito de reducir los efectos que pueda causar la contaminación salina en la vida útil de los activos:

– Lavado de transformadores.

– Lavado de aisladores de red secundaria.

– Pintura de transformadores.

– Revisión de postes.

Para estos efectos, la empresa solicita que utilizando los costos índices del estudio de Consultoría Colombiana y los costos presentados de manera desagregada en los rubros anteriormente mencionados, le sean reconocidos costos adicionales por concepto de operación y mantenimiento en activos expuestos a condiciones salinas.

El modelo de costos utilizado como referencia de la Resolución 082, para estimar los gastos de administración, operación y mantenimiento en el nivel de tensión 1 no consideró actividades relacionadas con el mantenimiento de activos expuestos a altos niveles de contaminación salina.

Estos gastos son particularidades de las empresas que se encuentran expuestas a altos niveles de contaminación salina y que no fueron incluidos en la fórmula prevista en la Resolución 082 y que, en consecuencia, considera la Comisión ad hoc deben ser reconocidas a través del AOM.

Aunque en el nivel I no se tenían consideradas las actividades de mantenimiento preventivo para mitigar los efectos de la contaminación salina, al momento de expedir la Resolución 082 la CREG contaba con valores de referencia adoptados para estimaciones de AOM en el mismo nivel de tensión. Esos valores, en particular los referentes al rendimiento de las cuadrillas de trabajo, fueron utilizados en las estimaciones de las Resoluciones CREG 74 y 75 de 2005. Electrocosta solicitó en el recurso de reposición que se consideraran en la estimación de los valores a reconocer por mayores AOM en el nivel I los cálculos realizados por Consultoría Colombiana; estos últimos implican rendimientos menores de las cuadrillas, por lo que los valores de AOM adicionales a reconocer serían mayores. La CREG ad hoc considera válida la observación de la empresa al encontrar que los valores de Consultoría Colombiana tenían un mayor soporte técnico (con base en mejores prácticas de ingeniería y la experiencia práctica de proyectos donde las actividades en cuestión eran valoradas) y procede entonces a tomar en consideración los valores estimados por Consultoría Colombiana.

De igual manera, se hizo una revisión a los argumentos de las empresas en cuanto a incluir como tarea a reconocer dentro de los gastos AOM lo correspondiente al lavado de líneas de baja tensión, porque aparentemente dicho gasto está incluido en el estudio mencionado de Consultoría Colombiana. Consultada esta última al respecto, manifestó que no es la mejor práctica de ingeniería ni es su práctica como empres a considerar el lavado de líneas de baja tensión, lo cual es recomendable en líneas de nivel IV donde pueden presentarse efectos indeseables por causa de contaminación que puede adherirse a las líneas; la recomendación para esto último está expresada en el informe a la CREG (página 46, párrafo 3o). Por lo anterior, la actividad de lavado de redes de baja tensión no se considera en esta revisión.

La adopción de los valores estimados por Consultoría Colombiana (rendimientos de cuadrillas) en lugar de aquellos asumidos por la CREG para otras valoraciones conduce al incremento de los valores de AOM adicionales a reconocer a Electrocosta en el nivel de tensión I, por las actividades de mantenimiento preventivo para mitigar los efectos de la contaminación salina.

Al respecto, el estudio de costos de AOM para el nivel de tensión 1 efectuado por Consultoría Colombiana concluyó que para el caso particular de la zona costera se debía incrementar el costo de AOM por efecto del lavado y pintura de transformadores y estructuras, que se requería realizar, en épocas de verano, debido a la atmósfera salina. En este informe se estimó un valor de $349.610 de costo anual por transformador por efecto de lavado de las redes del Nivel de Tensión 1 con frecuencia de cuatro veces al mes durante tres meses con ocho personas, y un rendimiento de 3 km diarios, valor al cual se deberían adicionar $120.000 por transformador para pintar; y adicionalmente, $78.405 por km de red de nivel de tensión 1, debido a la reposición temprana de postes de concreto que se encontraban expuestos a salinidad y por este motivo se veían más rápidamente deteriorados que el promedio.

En cuanto a la pintura de transformadores, se verificó que la Norma Técnica Colombiana NTC 3396 de 1999 establece una diferenciación entre la pintura de transformadores para dos tipos de ambientes de utilización. Dada esta condición técnica, se considera pertinente reconocer un rubro de mantenimiento para pintura en los transformadores expuestos a condición salina. Aunque la norma recomienda aplicar la pintura a los transformadores cada cinco años, el dictamen pericial recomienda que se adopte una periodicidad de tres años para esta tarea (igual período tomó Consultoría Colombiana para su estudio a la CREG).

La siguiente tabla muestra los rendimientos y costos equivalentes tanto para las actividades a reconocer como al pintado de transformadores de baja tensión.

El valor de pintura de transformadores se obtiene con base en los costos estimados por Consultoría Colombiana para dicha actividad asociada con el mantenimiento de activos en áreas con altos niveles de contaminación salina ($120.000/transformador cada 3 años). Para la estimación de los costos anuales por este concepto, se asume una periodicidad de tres años, de acuerdo con la recomendación pericial.

Con los valores anteriores se establecen los valores de AOM a reconocer por efecto de la contaminación salina para las dos empresas.

Los valores a reconocer a la empresa Electrocosta, según el cálculo anterior, están expresados en pesos de diciembre de 2001.

5.4.2. Salinidad en los Niveles de Tensión 2, 3 y 4

Electrocosta en el recurso presentado reitera su solicitud de ajuste en la componente de los cargos aprobados que remunera los gastos de AOM, por mantenimientos adicionales requeridos en los activos expuestos a los efectos de altos niveles de contaminación salina.

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

En relación con la salinidad y sus efectos, se señala, en primer lugar, que el procedimiento inicialmente previsto en la Resolución CREG 073 de 2002, de consulta de la metodología de remuneración de la actividad de distribución, para reconocer sobre una Unidad Constructiva el porcentaje adicional de AOM por contaminación salina, era clasificarla en el Nivel de Contaminación “IV Muy Alto” de conformidad con la Guía Técnica Colombiana-GTC 56, que es similar al criterio utilizado en la metodología de remuneración de la actividad de transmisión eléctrica.

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

Posteriormente Electrocosta envió, junto con la solicitud de aprobación de cargos de distribución, información sobre los activos afectados por la salinidad, siguiendo algunos de los procedimientos de la norma arriba mencionada. Sin embargo, esta información no fue incluida por la CREG en la estimación de cargos, por considerar que no se cumplían los requisitos para aplicar la norma técnica señalada, y que la información puesta a consideración de la Comisión continuaba siendo insuficiente.

No obstante, con posterioridad, y con el propósito de verificar las actividades adicionales de Administración, Operación y Mantenimiento relacionadas con la posible condición de contaminación salina a la cual se encuentran expuestas algunas unidades constructivas operadas por la empresa solicitante, además del cumplimiento de la guía GTC 56, la CREG solicitó pruebas adicionales para complementar el informe inicialmente presentado en febrero de 2003.

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

Con base en la información suministrada por la empresa a la CREG, que corresponde en esencia a los resultados arrojados de la ejecución de las pruebas previstas en la Guía Técnica Colombiana-GTC 56, la Comisión ad hoc considera que cuenta con información suficiente para reconocer el efecto de la salinidad sobre Unidades Constructivas existentes en los Niveles de Tensión 4, 3 y 2 no reconocidas hasta ahora por la CREG, sobre las cuales se hará un ajuste en los costos de AOM en los términos previstos en la Resolución CREG 082 de 2002.

En consecuencia, se revisará dicho reconocimiento para incluir en esta categoría los activos de uso operados por la empresa, discriminados en el Anexo 1.

5.4.3. Radio de impacto de salinidad para el nivel 1

En la regulación colombiana se encuentran especificadas en forma clara las metodologías adoptadas para el reconocimiento de AOM adicionales por efecto de contaminación salina correspondientes a activos de transmisión y de distribución de los niveles de tensión 2, 3 y 4. No obstante, no establece nada en particular para el nivel de tensión I de distribución. Desde luego, los efectos sobre los diferentes niveles de tensión de distribución y de la transmisión (que puede ser mirado como otro nivel de tensión) no son iguales.

Ante la necesidad de establecer una metodología de estimación de reconocimiento de AOM adicionales en el nivel de tensión I por los efectos de contaminación salina, la CREG ad hoc consideró apropiado solicitar el concepto de un perito en el tema de contaminación. Su concepto al respecto de hasta qué distancia del litoral deben tenerse en cuenta los efectos de la contaminación salina es el siguiente:

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

Por ello, la CREG ad hoc consideró, para la estimación de los AOM adicionales por salinidad, los activos de nivel I de Electrocosta localizados en una franja de 30 km desde el litoral.

5.5. Subnormalidad

El recurrente solicita que nuevamente la Comisión reconsidere los efectos de la subnormalidad teniendo en cuenta que es una particularidad de los mercados de la Costa Atlántica que afecta la actividad de distribución.

En relación con este aspecto, considera la Comisión ad hoc que existe una mayor probabilidad de tener niveles de pérdidas más elevados, en la medida en que las condiciones económicas o de normalidad son más precarias en los mercados atendidos por la recurrente. Adicionalmente, entre mayor sea el área afectada mayor deberá ser el esfuerzo o gestión de la empresa, pero en todo caso deberá tenerse en cuenta la existencia de límites en la operación de planes de control de dichas pérdidas por razones económicas o de imposibilidad física de ejecución.

En este sentido, el porcentaje de pérdidas no técnicas reconocido afecta el valor de AOM a reconocer, al modificar la cantidad de energía qu e se tiene en cuenta para el cálculo. Esto es, entre mayor es el porcentaje de pérdidas que se acepta en el nivel de tensión I mayor es el valor de AOM que debe ser aceptado, de tal manera que con la energía efectivamente considerada el agente pueda recuperar los costos incurridos en la prestación del servicio.

5.5.3. Particularidades del mercado de Electrocosta

En análisis de las particularidades de los mercados de los Operadores de Red que pueden incidir en su gestión para obtener los resultados que ha puesto como meta el regulador, parte de una evaluación de promedio. Sin embargo, las empresas objeto de análisis han manifestado que su situación es diferente del promedio.

Teniendo en cuenta lo anterior, se indagó en el sector sobre información que sirviera de base para evaluar lo solicitado. Al respecto, se encontró que de acuerdo con lo definido en el Decreto 160 de 2004 mediante el cual se reglamentó el Fondo Especial de Energía Social, FOES, en el sector tiene conformada una base de datos, administrada por la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, SSPD, en la que se tienen registradas las áreas especiales que son en su conjunto: Areas Rurales de Menor Desarrollo, ARMD, Zonas de Difícil Gestión, ZDG, y Zonas Subnormales Urbanas, BS, lo que es utilizado por el Ministerio de Minas y Energía, MME, para la expedición de las resoluciones de asignación de recursos a las empresas.

Para calcular la Frecuencia-Energía por Empresa se tomó como base la información existente sobre áreas especiales correspondiente a los años 2004 y 2005; se utilizó para el análisis la correspondiente al año 2005 por considerar que la información del 2004, por ser el año en que inició el registro, no era para ese momento un mecanismo ampliamente manejado.

Con la información del 2005 reportada en las resoluciones, se hizo una agrupación en términos de energía mes por empresa y tipo de área especial. Con la misma se hicieron evaluaciones de promedio, mediana, máximo y mínimo.

Agrupando los resultados por frecuencia, para el caso del mes 7, se presenta la siguiente gráfica, donde las empresas objeto de análisis son las de la parte derecha.

Ahora, con el fin de evaluar el efecto de la empresa en el análisis, se hicieron los cálculos con y sin ella, para establecer las relaciones que se darían entre estas dos situaciones. Los resultados que se obtuvieron fueron:

De los resultados obtenidos se pudo encontrar que la situación de las empresas en evaluación representa mayores niveles de riesgo, por tener áreas de difícil gestión de mayor tamaño al promedio del mercado.

En el caso de lo que la regulación denominó “Zonas Rojas”, que se puede asimilar en este caso a las Zonas de Difícil Gestión, ZDG, la relación con y sin la empresa es de 2,8 veces. Esto lleva a considerar un reconocimiento adicional del porcentaje de pérdidas no técnicas reconocidas por este concepto.

Para lo que son “conexiones ilegales” y “fraudes”, que son fenómenos de difícil identificación en forma separada y que tienen mayor tendencia en áreas de subnormalidad y menor desarrollo, la relación con y sin la empresa es de 1,3 veces. Por ser el valor tan cercano a la unidad, no se considera necesario hacer ajuste alguno al porcentaje de pérdidas no técnicas reconocidas por este concepto.

En el siguiente cuadro se encuentra la asignación de responsabilidad de las Pérdidas No Técnicas, PNT, para Electrocosta, de acuerdo con los parámetros dados anteriormente.

6. Consideraciones sobre otros aspectos incluidos en el recurso presentado por Electrocosta

El recurso el recurrente nuevamente solicita que la Comisión ad hoc que examine y se pronuncie sobre el documento titulado “Estimación de los Cargos por Uso de Electrocosta y Electricaribe en el Contexto de la Suficiencia Financiera”, en el que se calcula tanto el costo incremental promedio de mediano plazo como el costo medio de largo plazo, concluyendo –a juicio del recurrente– que el costo incremental de largo plazo sí garantizaría suficiencia financiera en condiciones de eficiencia para Electrocosta.

Adicionalmente, se solicita a la Comisión ad hoc que se tengan en cuenta los argumentos que se han consignado en el documento titulado “Comentarios sobre la Resolución CREG-075 de 2005” respecto de los siguientes aspectos: (i) Acotamiento en la base de los activos de los niveles 2, 3 y 4 de tensión (Capítulo 5 del Documento), y (ii) Remuneración por costos de AOM (Capítulo 2 del Documento).

Sobre este particular la Comisión ad hoc reitera la posición asumida en la Resolución 075 de 2005, según la cual la regulación por costo medio de largo plazo, el acotamiento de los activos de niveles 2, 3 y 4 y la remuneración AOM calculados como un porcentaje del valor de reposición de los activos, son las bases de la regulación vigente y en consecuencia, una modificación de cualquiera de estos asuntos implicaría una reforma profunda y estructural del esquema actual de regulación del sector eléctrico en Colombia.

Así mismo, la Comisión ad hoc considera que una modificación sobre estos aspectos sobrepasaría el marco en el que puede actuar, en la medida en que la solicitud presentada por la Empresa, la cual constituye el ámbito de competencia de esta Comisión, no estaba dirigida a modificar las bases regulatorias sobre las que se fundamenta la regulación vigente sino que buscaba adecuar el marco para capturar las particularidades de los mercados atendidos por la Empresa.

Por último, la Empresa reitera su solicitud relacionada con el reconocimiento de activos de distribución que no fueron incluidos en la base por diferentes causas. Tal como se expresó en la Resolución 075, esta solicitud deberá ser tramitada frente a la CREG dado que la Comisión ad hoc carece de competencia para pronunciarse sobre esta petición.

7. Reconocimiento de los efectos económicos de las particularidades

El Decreto 3860 de 2005 dispone en su artículo 1o que la Comisión de Regulación de Energía reconocerá en las tarifas resultantes de los procesos de revisión tarifaria de que trata el artículo 126 de la Ley 142 de 1994, los efectos económicos causados a partir de la fecha de la respectiva petición, siempre que sean derivados de las características especiales de prestación del servicio público domiciliario de energía eléctrica o de gas de cada región y que hayan sido reconocidas por la misma Comisión.

Por otra parte, el artículo 2o del mismo decreto ordena que el efecto tarifario que resulte de la aplicación del artículo 1o debe aplicarse en forma gradual, comenzando en el mes siguiente a aquel en que quede en firme la resolución que modifique las tarifas, y hasta el vencimiento del período de vigencia de las fórmulas o el que determine la comisión.

En aplicación de estos preceptos, la Comisión ad hoc considera pertinente definir los siguientes mecanismos para dar aplicación al Decreto 3860 de 2005:

7.1. Efectos económicos de las particularidades reconocidas en la presente resolución

La comisión ad hoc, reconoce con base en los argumentos técnicos y jurídicos de que se ha ocupado la presente Resolución, y en el marco legal y regulatorio que enmarca su actuación, que algunas de las particularidades de los mercados de las áreas de distribución atendidas por Electrocosta deben ser reconocidas vía una modificación (incremento) de los cargos de distribución aprobados originalmente en la Resolución 054 de 2003.

La necesidad de la revisión de los cargos de distribución en el caso particular y específico de la empresa Electrocosta se apoya en la evidencia financiera, técnica y regulatoria que permite concluir que efectivamente en algunas de las particularidades argumentadas por la empresa se encontró evidencia probatoria suficiente para concluir: i) La poca capacidad de la metodología estándar de la Resolución 082 para capturar adecuadamente particularidades muy precisas de los mercados atendidos por la empresa Electrocosta y, ii) De los efectos económicos que pueden afectar parcialmente la suficiencia financiera a que se ha hecho alusión en la presente resolución.

7.2. Aplicación gradual de las modificaciones tarifarias previstas en la presente resolución

En cumplimiento del Decreto 3860 de 2005, y teniendo en cuenta que el actual período regulatorio finaliza el 31 de diciembre de 2007 (es decir le quedan solo dos años completos), la comisión ad hoc considera que los incrementos necesarios en la tarifa del cargo de distribución que se desprendan del reconocimiento de las particularidades de los mercados atendidos por la empresa, aceptados y probados en los términos en que esta resolución.

Para estos efectos, la Comisión aprobará una senda consistente en Cargos Máximos transitorios para los niveles de tensión 3, 2 y 1; un Costo Anual por el uso de los activos del Nivel de Tensión 4, transitorio; y un Costo Anual de los Activos de Conexión al STN operados por la Electrificadora de la Costa Atlántica S. A., E.S.P. transitorio, cuya suma de efectos se aplicarán en dos escalones: uno, a partir del 1o de enero de 2006 y hasta el 31 de diciembre del mismo año; y otro, a partir del 1o de enero de 2007 y hasta el 31 de diciembre del mismo año, con el objeto de reconocer los efectos económicos causados a partir de la respectiva fecha de petición de revisión.

7.3 Cálculo de cargos

Aplicadas las metodologías anteriormente expuestas, se calcularon para los sistemas operados por la Electrificadora de la Costa Atlántica S. A., E.S.P., las siguientes variables principales:

a)  Costo anual para remunerar los activos de conexión al STN y de los Niveles de Tensión 4, 3 y 2, sin aplicar los criterios de eficiencia de que trata el Anexo No 8 de la Resolución CREG 082 de 2002:

b) Costo anual para remunerar los activos de conexión al STN y de los Niveles de Tensión 4, 3 y 2, aplicando los criterios de eficiencia de que trata el Anexo No 8 de la Resolución CREG 082 de 2002 y los aprobados mediante Resolución CREG 030 de 2003:

c)  Los niveles de pérdidas en cada Nivel de Tensión que se reconocen, en cada año del período tarifario:

Con fundamento en lo anterior, la Comisión ad hoc, en sesión 276 de 3 de noviembre de 2005,

RESUELVE:

ARTÍCULO 1o. Acceder parcialmente a la solicitud de Electrificadora de la Costa Atlántica S. A., E.S.P, en lo relacionado con las particularidades que afecten directa o indirectamente los costos de la actividad de distribución en los mercados de Electrocosta, en los términos y con el alcance previsto en la parte motiva de la presente resolución.

ARTÍCULO 2o. Modificar el artículo 1o de la Resolución CREG 054 de 2003, el cual queda así:

“Artículo 1o. Costo Anual por el uso de los activos del Nivel de Tensión 4. El Costo Anual por el uso de los activos del Nivel de Tensión 4 operados por la Electrificadora de la Costa Atlántica S. A., E.S.P. será el siguiente:

Costo Anual	Pesos colombianos de diciembre de 2001
	48.975.510.662

ARTÍCULO 3o. Modificar el artículo 2o de la Resolución CREG 054 de 2003, el cual queda así:

“Artículo 2o. Costo Anual de los Activos de Conexión al Sistema de Transmisión Nacional, STN. El Costo Anual de los Activos de Conexión al STN operados por la Electrificadora de la Costa Atlántica S. A., E.S.P. será el siguiente:

Costo Anual	Pesos colombianos de diciembre de 2001
	12.324.351.840

ARTÍCULO 4o. Modificar el artículo 3o de la Resolución CREG 054 de 2003, el cual queda así:

“Artículo 3o. Cargos Máximos de los niveles de tensión 3 y 2. Los Cargos Máximos de los niveles de tensión 3 y 2, en valores monomios, del sistema operado por la Electrificadora de la Costa Atlántica S. A., E.S.P., en cada año del período tarifario, serán los siguientes, en pesos colombianos de diciembre de 2001:

PARÁGRAFO. De conformidad con lo establecido en el numeral 2 del Anexo No 4 de la Resolución CREG 082 de 2002, los Cargos Máximos de que trata el presente artículo serán liquidados y facturados por el OR a cada uno de los Comercializadores que atienden Usuarios Finales conectados a su sistema en los niveles de tensión 3 y 2, y a los OR que tomen energía de su sistema en los mismos niveles de tensión. Estos cargos serán igualmente liquidados y facturados respecto de la demanda de los usuarios de Nivel de Tensión 1 referida al Nivel de Tensión 3 ó 2, según el caso, como se deriva de lo establecido en el literal d) numeral 4 del Anexo No 4 de la Resolución CREG 082 de 2002.

ARTÍCULO 5o. Modificar el artículo 4o de la Resolución CREG 054 de 2003, el cual queda así:

“Artículo 4o. Cargos Máximos del Nivel de Tensión 1. Los Cargos Máximos del Nivel de Tensión 1 del sistema operado por la Electrificadora de la Costa Atlántica S. A., E.S.P., en cada año del período tarifario, serán los siguientes, en pesos colombianos de diciembre de 2001:

ARTÍCULO 6o. Modificar el artículo 7o de la Resolución CREG 054 de 2003, el cual queda así:

“Artículo 7o. Factores de Pérdidas. Los factores para referir las medidas de energía al STN y los usados para referir las medidas de energía en el Nivel de Tensión 1 a los niveles de tensión 3 y 2, de que trata el Anexo No 10 de la Resolución CREG 082 de 2002 y que aplican en el sistema operado por Electrificadora de la Costa Atlántica S.A. E.S.P. son:

a)  Factores para referir las medidas de energía al STN:

b) Factores para referir las medidas en el Nivel de Tensión 1 a los niveles de tensión 2 y 3:

PARÁGRAFO. Los factores de que trata el presente artículo se aplicarán de acuerdo con la siguiente expresión:

donde:

Ereferida: Energía referida al STN o a los niveles de tensión 3 ó 2, según

sea el caso.

Emedida: Energía registrada en el equipo de medida.

PR: Factor para referir las medidas de energía al STN o a los niveles

de tensión 3 ó 2, según sea el caso, y que se presentan en este

artículo”.

ARTÍCULO 7o. En desarrollo del artículo 1o del Decreto 3860 de 2005, y de conformidad con lo establecido en el numeral 7.1 de la parte motiva de la presente resolución, se reconocen los efectos económicos causados por las particularidades de que trata el artículo 1o de la presente resolución, a partir de la fecha de la petición de revisión.

En desarrollo del artículo 2o del Decreto 3860 de 2005, los efectos tarifarios que resulten de la aplicación del inciso anterior se aplicarán en forma gradual.

Para estos efectos:

1.  Establézcase Cargos Máximos transitorios que recogen el efecto económico adicional sobre los Cargos Máximos de los niveles de tensión 3, 2 y 1, en valores monomios, en pesos colombianos de 2001, que se aplicarán en las vigencias respectivas, conforme se define en las siguientes tablas:

2.  Reconózcase, transitoriamente, un Costo Anual por el uso de los activos del Nivel de Tensión 4 operados por la Electrificadora de la Costa Atlántica S. A., E.S.P., conforme se define a continuación:

Estos costos deberán ser aplicados por el LAC, para efectos de la liquidación de los cargos del Nivel de Tensión 4, durante los años 2006 y 2007.

3.  Reconózcase, transitoriamente, un Costo Anual de los Activos de Conexión al STN operados por la Electrificadora de la Costa Atlántica S. A., E.S.P., conforme se define a continuación:

Estos costos deberán ser aplicados por el LAC, para efectos de la liquidación de los cargos del Nivel de Tensión 4, durante los años 2006 y 2007.

PARÁGRAFO. Los costos anuales y cargos máximos de que trata este artículo se aplicarán máximo hasta el 31 de diciembre de 2007 o antes, en caso que se logre la recuperación de los ingresos dejados de percibir entre la fecha de presentación de la reclamación y la fecha en que entren en vigencia los nuevos cargos. Para tal efecto, el Operador de Red deberá reportar mensualmente a la CREG el balance producido por estos efectos. De considerar que la senda no es suficiente para cubrir los ingresos resultantes de la aplicación de la presente resolución, la empresa deberá solicitar una nueva senda con un mínimo de tres meses antes que finalice la misma.

ARTÍCULO 8o. No acceder a las demás peticiones de Electrificadora de la Costa Atlántica S. A., E.S.P.

ARTÍCULO 9o. Notificar al Representante Legal de Electrificadora de la Costa Atlántica S. A., E.S.P., el contenido de esta resolución y hacerle saber que contra lo dispuesto en este acto no procede recurso alguno por la vía gubernativa.

ARTÍCULO 10. Esta resolución rige desde la fecha de su notificación.

Notifíquese, publíquese y cúmplase.

Dada en Bogotá, D. C., a 3 de noviembre de 2005.

Viceministro de Minas y Energía

delegado del Ministro de Minas y Energía.

MANUEL MAIGUASHCA OLANO,

El Presidente,

El Director Ejecutivo Ad hoc,

JULIO VILLARREAL NAVARRO.

1. Averch, H. and L Jonson, 1962, “Behavior of the Firm Ander Regulatory Constraint”. American Economic Review, Vol 52, No 5, pp. 1053-1069.

2. Ver por ejemplo, Laffont, J and J Tirole, 1986, “Using Cost Observations to Regulated Firms”, Journal of Political Economy, Vol 94, pp 614-641.

3. Ramsey, F, 1927 “A Contribution to the Theory of Taxation” Economic Journal, Vol 37, No 1, pp 47-61.

4. Ley 142 de 1994.

5. Artículo 2o de la C. P.

6. Corte Suprema de Justicia, Sala de Casación Civil. Sentencia del 6 de septiembre de 2004. M. P. Manuel Isidro Ardila Velásquez.

7. C. Const., Sent. T-442, oct. 11/94. M. P. Antonio Barrera Carbonell.

8. CSJ, Sent. jun. 14/82. M. P. Humberto Murcia Ballén.

9. CSJ, Cas. Civil, Sent. mar. 4/91.

10. En el documento PARTICULARIDADES DE LAS ZONAS ATENDIDAS POR ELECTROCOSTA Y ELECTRICARIBE presentado a la CREG por Unión FENOSA en septiembre de 2003, en la página 26 sintetizan: Estos parámetros (PDR y PDU) se utilizan para la determinación de las siguientes variables en la metodología de la Resolución 082 de 2002:

– Cargo máximo de nivel de tensión 1, por concepto de inversión, para redes aéreas (CDAIj,1)

– Cargo máximo de nivel de tensión 1, por concepto de gastos de administración, operación y mantenimiento, para redes aéreas (CDAMj,1)

– Nivel de pérdidas reconocidas en los niveles de tensión 1 y 2, aplicables en cada año del período tarifario.

Estos conceptos están todos ligados al impacto del PDR en el cargo de nivel 1 (y pérdidas en 2) y por lo tanto no se entiende porque en el recurso de reposición las empresas mani.estan que este no era el argumento de la solicitud.

11. Por ejemplo los transformadores de 60 KVA para áreas urbanas se costean como de pedestal; en áeras rurales la metodología asume transformadores de aceite. El costo del primero es casi el doble que el segundo.

12. Se ensayaron otras especi.caciones del modelo como incluir la energía por usuario y el número de municipios atendidos y variables de escala como el número de usuarios. El modelo presentado presenta el mayor R2 ajustado.

13. Incide en este resultado, entre otras razones, la ausencia de líneas monofásicas tal y como lo exponen las empresas.

14. La Resolución 082 establece el cargo de AOM como un 2% del valor de los activos para las redes de nivel de tensión 3 y un 4% para las de tensión 2. Además del 0.5% por contaminación salina.

ANEXO 1.

ACTIVOS SOBRE LOS CUALES SE RECONOCE AOM ADICIONAL POR SALINIDAD.

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

Viceministro de Minas y Energía

delegado del Ministro de Minas y Energía.

MANUEL MAIGUASHCA OLANO,

El Presidente,

El Director Ejecutivo,

JULIO VILLARREAL NAVARRO.

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

Viceministro de Minas y Energía

delegado del Ministro de Minas y Energía.

MANUEL MAIGUASHCA OLANO,

El Presidente,

El Director Ejecutivo Ad hoc,

JULIO VILLARREAL NAVARRO.