RESOLUCIÓN 118 DE 2001
(septiembre 17)
Diario Oficial No. 44.572 de octubre 4 de 2001

COMISION DE REGULACION DE ENERGIA Y GAS

Por la cual se decide sobre la solicitud de revisión de Cargos por Uso del sistema de transmisión regional y distribución local de ELECTROCOSTA.

LA COMISION DE REGULACION DE ENERGIA 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:

I. ANTECEDENTES

1. Que la Comisión de Regulación de Energía y Gas mediante Resolución CREG-099 de 1997, adoptó la metodología para el cálculo de los cargos por uso de los Sistemas de Transmisión Regional y Distribución Local;

2. Que mediante las Resoluciones CREG-162; CREG-163; CREG-180 y CREG-249; y CREG-184 y CREG-253 de 1997 se aprobaron los cargos por uso del Sistema de Transmisión Regional y Distribución Local de la Electrificadora de Córdoba S.A. E.S.P., Electrificadora de Bolívar S.A. E.S.P., Empresa de Energía de Magangué S.A. E.S.P. y la Electrificadora de Sucre S.A. E.S.P., respectivamente;

3. Que a través de la Resolución CREG-068 de 1998, la Comisión dictó disposiciones relativas a la integración de mercados de comercialización y distribución de electricidad;

4. Que con la comunicación radicada internamente bajo el No. 5135 de 1998, la Electrificadora de la Costa Atlántica S.A. E.S.P., en adelante ELECTROCOSTA, manifestó a la CREG, de acuerdo con la Resolución CREG-068 de 1998, su intención de integrar, a partir del 1o de noviembre de 1998, los mercados que eran atendidos por la Electrificadora de Bolívar S.A. E.S.P., Electrificadora de Sucre S.A. E.S.P., Empresa de Energía de Magangué S.A. E.S.P. y Electrificadora de Córdoba S.A. E.S.P., en adelante las Electrificadoras;

5. Que mediante la Resolución CREG-114 de 1998, se fijaron los costos de distribución (cargos por uso del STR y SDL) y comercialización para el mercado unificado de la Electrificadora de la Costa Atlántica S.A. E.S.P., estableciéndose en su Artículo 4o. que esta Resolución rige hasta el 31 de diciembre del año 2002;

6. Que la empresa ELECTROCOSTA, mediante comunicación PLANCORP-026-00, con número interno de radicación CREG-5149 del 30 de Junio de 2000, solicitó la revisión de los cargos vigentes por uso del sistema de transmisión regional y distribución local operado por esta empresa, con base en lo dispuesto en el Artículo 126 de la Ley 142 de 1994 y en las Resoluciones CREG-094 de 1996, CREG-099 de 1996 y CREG-099 de 1997. La solicitud formulada por ELECTROCOSTA consiste en recalcular los cargos por uso del STR y SDL dado que, según la empresa, existen activos que no fueron tomados en cuenta para el cálculo y la fijación del Cargo por Uso. Según la solicitud, el grupo de estos activos se descompone así:

- Activos que estaban en servicio al momento de fijación de la tarifa, que hacían parte del sistema eléctrico y del flujo de energía operativo al momento del cálculo de la tarifa (Diciembre/1996) y que no fueron incluidos, porque no fueron reportados por las Electrificadoras.

- Activos nuevos (adicionales y de sustitución) que entraron en operación con posterioridad a la fijación del Cargo por Uso. Estos activos están constituidos principalmente por las inversiones relacionadas con el proyecto PLANIEP y otras inversiones complementarias requeridas para mejorar la calidad del suministro de energía.

- Mayor valor de los contratos de conexión con Transelca e ISA, los cuales vencieron en Julio 31 de 1999 y su renegociación implicó aumentos con respecto a sus valores anteriores.

- Mayor valor en los contratos de conexión originados en inversiones para eliminar restricciones regionales.

ELECTROCOSTA invoca el Artículo 126 de la Ley 142 de 1994, bajo la figura del error grave. De acuerdo con la solicitud, las Electrificadoras cometieron errores en el envió de información a la CREG para la fijación de las tarifas, lo cual repercutió en la fijación de tarifas muy bajas a dichas Electrificadoras.

Adicionalmente, ELECTROCOSTA invoca el Artículo 126 de la ley 142 de 1994, bajo la figura del acuerdo mutuo, para la incorporación anticipada en los cargos de las Inversiones del PLANIEP y complementarias y los cargos por Conexión.

Con respecto a los aumentos en los contratos de conexión originados en Inversiones para eliminar o reducir restricciones, ELECTROCOSTA invoca el Artículo 6o. de la Resolución CREG-099 de 1996.

Adicionalmente, la solicitud de ELECTROCOSTA contiene listados de algunos activos y análisis financieros de la compañía.

7. Que mediante comunicación MMECREG-2044 del 20 de septiembre de 2000, la Dirección Ejecutiva solicitó complementar y ampliar la información enviada en el oficio mencionado en el punto anterior. La información solicitada incluía:

a) “Flujo de Caja desde el año 1996 (discriminando, en los años que resulte pertinente, para las empresas que operaban los sistemas de transmisión regional y de distribución local que hoy operan ELECTROCOSTA y ELECTRICARIBE)

b) Discriminación de los activos existentes a 31 de diciembre de 1996 y los que han entrado en operación con posterioridad a esa fecha. Se deben presentar el inventario detallado de activos por Operador de Red utilizando los formatos de costos unitarios y de unidades constructivas establecidos por la Resolución CREG-099 de 1997. La información deberá ser certificada por el Revisor Fiscal de cada empresa

Para el nivel de tensión I, el inventario se debe estimar a partir de una muestra representativa de dicho nivel, para lo cual, cada empresa deberá presentar el diseño de metodología de muestreo utilizada según las disposiciones de la Resolución CREG-099 de 1997

c) Copia de los contratos de conexión al STN de ELECTROCOSTA y ELECTRICARIBE

d) Listado de los puntos de conexión, de los sistemas operados por ELECTROCOSTA y ELECTRICARIBE, a los sistemas de otros Operadores de Red. En cada caso se debe discriminar: Fecha de entrada en operación comercial de la conexión, nivel de tensión del punto de conexión y energía anual que se ha intercambiado hacia el sistema de ELECTROCOSTA y hacia el sistema de ELECTRICARIBE desde 1996 y hasta 1999

e) Detalle de las obras de infraestructura que se han realizado con posterioridad al 31 de diciembre de 1996 con la finalidad de disminuir o eliminar restricciones eléctricas. Se deben presentar el inventario detallado de dichos activos para cada Operador de Red utilizando los formatos de costos unitarios y de unidades constructivas establecidos por la Resolución CREG-099 de 1997. La información deberá ser certificada por el Revisor Fiscal de cada empresa

f) Modelo detallado de los Sistemas de Transmisión Regional y Distribución Local para cada nivel de tensión. Para este modelaje se deberán utilizar los flujos de energía correspondientes al año 1996, con las inyecciones reales a la red en los diferentes niveles de tensión y las ventas reales en los niveles IV, III, y II. El modelaje de los flujos se completará asumiendo los porcentajes de pérdidas acumulados establecidos por la Resolución CREG-099 de 1997, referidos a la energía disponible total

g) Inversiones proyectadas durante el período analizado por ELECTROCOSTA y ELECTRICARIBE (1999 – 2010), y la justificación de cada una de ellas. Se deben presentar el inventario detallado de los activos asociados con dichas inversiones, utilizando los formatos de costos unitarios y de unidades constructivas establecidos por la Resolución CREG-099 de 1997

h) Para el flujo de caja presentado en el anexo 4 del Radicado CREG No. 5149 de 2000, explicar a que corresponde el ítem: “Otros y Transmisión” ” (Subrayado fuera de texto)

8. Que ELECTROCOSTA, a través de oficio con número interno de radicación CREG-8337 del 10 de noviembre de 2000 entregó a la CREG, con la certificación del revisor fiscal, un documento que contiene: el inventario de activos eléctricos, copia de los contratos de conexión, un listado de los puntos de conexión de ELECTROCOSTA con otros Operadores de Red, diagramas de flujos de energía a 1996 y plan de expansión de ELECTROCOSTA para el período 2000-2010;

9. Que durante el mes de diciembre de 2000, la CREG solicitó a ELECTROCOSTA completar la información requerida en comunicación MMECREG-2044 del 20 de septiembre de 2000. ELECTROCOSTA envió 4 mensajes electrónicos a través de los cuales entregó el detalle de los modelos utilizados para los análisis financieros incluidos en su solicitud inicial y, adicionalmente, entregó un diagrama unifilar de su sistema mediante comunicación con radicado CREG-9307 del 21 de diciembre de 2000;

10. Que Mediante la Resolución CREG-112 de diciembre 26 de 2000, corregida mediante Resolución CREG-003 del 24 de enero de 2001, se procedió a designar peritos para verificar, de acuerdo con la metodología prevista en la Resolución CREG-099 de 1997, el inventario de los activos eléctricos de transmisión regional y distribución local para los Niveles de Tensión II, III y IV presentado por la ELECTROCOSTA; compararlo con la base implícita de activos utilizada por la CREG para el cálculo y fijación de los Cargos por Uso correspondientes, con el fin de determinar si existían activos en operación a diciembre de 1996 que no fueron tomados en cuenta en dicho cálculo, y valorarlos de acuerdo con la metodología establecida por la CREG;

La designación de peritos estuvo motivada en las siguientes circunstancias:

- Uno de los fundamentos de la solicitud presentada por ELECTROCOSTA consiste en que:

“Se ha realizado un inventario detallado de los activos eléctricos de ELECTROCOSTA. Al comparar este inventario con la base de activos utilizada por la CREG para el cálculo y fijación del Cargo por Uso, se encontró que existe una muy importante cantidad de activos que por diversas circunstancias, [….] no fueron tomados en cuenta.”

- De acuerdo con lo dispuesto por el Artículo 108 de la ley 142 de 1994, cuando existan diferencias de información o de apreciación sobre aspectos que requieran conocimientos especializados, la autoridad decretará las pruebas a que haya lugar;

- Por la magnitud de los activos que, según la solicitud, no fueron incluidos en la base de activos reportada a la CREG para el cálculo y fijación del Cargo por Uso del STR y SDL de ELECTROCOSTA, se hizo necesario verificar los hechos expuestos por la empresa solicitante en esta materia;

11. Que mediante comunicación MMECREG-029 de enero 10 de 2001, la CREG informó al Perito el alcance de la prueba pericial ordenada en la Resolución CREG-112 de 2001;

12. Que mediante Comunicación MMECREG-0154 de 2001, la CREG solicitó a ELECTROCOSTA publicar en un diario de circulación nacional la solicitud de revisión de cargos por uso del STR y SDL;

13. Que mediante radicado CREG-0859 del 8 de febrero de 2001, ELECTROCOSTA envió copia de la publicación ordenada en el Diario la República, el 7 de febrero del presente año;

14. Que mediante documento con radicado CREG-2264 de Marzo 20 de 2001, el Perito entregó el informe CREG-IF-001 que contiene el resultado de la prueba pericial decretada;

15. Que el día 23 de marzo de 2001 ELECTROCOSTA presentó el documento con radicado CREG-2413 de 2001, con el cual entregó a la Comisión la información para soportar su estimación de kilómetros de líneas de Nivel de Tensión I;

16. Que mediante documento con radicado CREG-2481 de Marzo 26 de 2001, el Perito entregó mapas, disquetes y planos como soporte de su informe CREG-IF-01;

17. Que mediante comunicación MMECREG-915 del 27 de marzo se informó a ELECTROCOSTA del traslado del dictamen presentado por el Perito;

18. Que mediante radicado CREG-2744 del 2 de abril de 2001, ELECTROCOSTA solicitó aclaraciones y complementaciones al dictamen presentado;

19. Que mediante Auto del 25 de mayo de 2001, la CREG a solicitud de ELECTROCOSTA, ordenó al Perito realizar unas adiciones y aclaraciones al Informe presentado, negó otras y dispuso la realización de una Evaluación Técnica sobre la estimación de kilómetros de líneas de Nivel de Tensión I, a cargo de un funcionario técnico de la CREG;

20. Que mediante comunicación con radicado CREG-4761 de mayo 29 de 2001, el Perito presentó el informe CREG-IF-02 mediante el cual dio respuesta a las aclaraciones y complementaciones solicitadas;

21. Que mediante comunicación con radicación CREG-4860 del 31 de mayo del año en curso, ELECTROCOSTA presentó recurso de reposición y subsidiario de apelación contra el auto de mayo 25 de 2001, específicamente, en cuanto excluyó de las aclaraciones y adiciones ordenadas al dictamen, lo solicitado en los literales a) y b) de la solicitud de aclaración y adición;

22. Que el 11 de Junio con radicado CREG-5186, el funcionario designado para la Evaluación Técnica presentó su Dictamen Técnico sobre la estimación de los activos del Nivel de Tensión I;

23. Que el día 13 de junio de 2001, mediante comunicación con radicado CREG-5255, el Perito entregó el informe CREG-IF-03 mediante el cual aclara las observaciones formuladas sobre su informe CREG-IF-02;

24. Que el día 27 de junio de 2001, mediante fijación en lista, se dio traslado del informe CREG-IF-03 a ELECTROCOSTA;

25. Que el día 3 de julio de 2001, mediante comunicación con radicado CREG-5751, ELECTROCOSTA solicitó la aclaración y complementación de la Evaluación Técnica sobre la estimación de los activos de Nivel de Tensión I;

26. Que mediante memorial con radicación CREG-5905 del 6 de julio de 2001, el apoderado de ELECTROCOSTA presentó la valoración de los activos eléctricos que no fueron incluidos en el Auto del 25 de mayo de 2001 ni en la solicitud inicial de esta empresa y solicitó, si la CREG lo considera necesario, se ordene la revisión de esta valoración por parte de peritos designados por la CREG;

27. Que mediante el Auto del día 18 de Julio de 2001 se ordenó al funcionario designado para la Evaluación Técnica, responder las solicitudes de aclaración y complementación a su dictamen técnico respecto de la estimación de kilómetros de línea de Nivel de Tensión I presentado por ELECTROCOSTA;

28. Que mediante Resolución CREG-107 del 25 de julio de 2001 se decretó la práctica de una nueva prueba pericial con el fin de verificar la valoración realizada por ELECTROCOSTA de los activos adicionales que mediante el informe CREG-IF-03 de junio 11 de 2001, con radicación CREG-5225 de 2001, reportó en su dictamen pericial la firma ASESORÍA CONSULTORÍA E INTERVENTORÍA LTDA. ACI LTDA., como activos existentes a 1996 y que no fueron reportados en el inventario de los activos de transmisión regional y distribución local para los Niveles de Tensión II, III y IV presentado por la ELECTROCOSTA en su solicitud inicial;

29. Que mediante radicado CREG-6848 de agosto 3 de 2001 el funcionario designado presentó las aclaraciones a su Evaluación Técnica sobre la estimación de los activos del Nivel de Tensión I;

30. Que el día 17 de agosto de 2001, mediante fijación en lista, se dio traslado a ELECTROCOSTA, de las complementaciones y aclaraciones a la evaluación técnica sobre activos de Nivel de Tensión I;

31. Que mediante memorial con radicación CREG-7337 del 22 de agosto del año en curso, el apoderado de ELECTROCOSTA presentó renuncia al recurso de reposición interpuesto el día 31 de mayo de 2001 contra el auto de fecha 25 de mayo de 2001, con fundamento en que la CREG mediante Resolución CREG-107 de 2001, accedió a decretar la prueba solicitada en escrito del 6 de julio de 2001;

32. Que mediante radicado CREG-7391 de agosto 23 de 2001 ELECTROCOSTA presentó objeciones a la Evaluación Técnica sobre la estimación de la estimación de kilómetros de línea de Nivel de Tensión I;

33. Que mediante radicado CREG-7518 de agosto 29 de 2001 el Perito designado presentó el informe CREG-IF-01, mediante el cual presenta su dictamen sobre la valoración de los nuevos activos de Nivel de Tensión IV, III y II que no fueron incluidos por ELECTROCOSTA en su solicitud original;

34. Que mediante radicado CREG-7903 de Septiembre 7 de 2001 ELECTROCOSTA manifestó su conformidad con el peritaje relacionado con los activos de Nivel II, III y IV, referente al dictamen sobre la valoración de los nuevos activos de Nivel de Tensión VI, III y II que no fueron incluidos por ELECTROCOSTA en su solicitud original y que fue fijado en lista el día 4 de septiembre de 2001. Así mismo, este documento incluye lo que denomina “Alegatos de Conclusión”, mediante los cuales reitera y complementa las argumentaciones de ELECTROCOSTA para la revisión de los Cargos por Uso del STR y SDL;

II. ANÁLISIS DE LOS FUNDAMENTOS DE LA SOLICITUD

A continuación se analiza cada uno de los elementos de la solicitud para la revisión de cargos por STR y SDL.

1. Activos nuevos (Adicionales y de sustitución) que entraron en operación con posterioridad a la fijación de los Cargos por Uso

La Resolución CREG-099 de 1997 en su Anexo 1o. Numeral 1o. señala que los cargos por uso de los STR y SDL remuneran sólo los siguientes activos:

 “Los cargos se deben calcular para el sistema existente que guarde relación con los flujos de energía anuales utilizados para realizar el estudio. Los activos que estén construidos pero que no se hubieran puesto en operación, o activos que estén próximos a entrar en operación, y por los cuales las empresas hubieran pagado, se considerarán como parte del sistema existente, para efectos de calcular los cargos.” (subrayado nuestro)

Como se puede observar, la Resolución sólo remunera los activos existentes al momento de aprobar los cargos, es decir, los que estaban construidos o pagados en diciembre de 1996. La metodología adoptada por la CREG para la remuneración de la distribución, corresponde a una metodología de precio máximo basado en costo medio histórico, la cual tiene como característica principal la fijación de un precio tope (“PRICE CAP”) por un período determinado. Dicha metodología permite a la empresa apropiarse de posibles beneficios derivados de una mayor eficiencia, lo cual favorece a la empresa. Sin embargo, la metodología le garantiza al usuario, que los precios no subirán por encima del tope durante el periodo tarifario, y que los riesgos derivados de eventuales incrementos en los costos no podrán ser trasladados al usuario por la empresa.

Así, la tarifa en distribución se fundamenta en el reconocimiento del costo medio histórico, el cual es estimado con base en la inversión existente en el momento de la aprobación de la tarifa. Por lo tanto, las revisiones del cargo durante el período tarifario debido a nuevas inversiones, contrarían los principios regulatorios incorporados en la metodología, dado que dichas inversiones sólo deben ser tomadas en cuenta para los períodos tarifarios subsiguientes.

Con respecto a los activos de sustitución, es decir aquellos que reemplazan activos existentes, es importante anotar que la metodología utilizada para fijación de los cargos utiliza costos unitarios de reposición a nuevo, por lo que no se requiere reconocimiento de costos adicionales por reemplazos de activos. Los gastos necesarios para mantener en operación la red existente, corresponden al proceso normal de mantenimiento al que debe ser sometida la red durante el período tarifario.

Con respecto a las inversiones nuevas que se pretende haberlas hecho para cumplir indicadores de calidad es importante anotar que los indicadores de calidad se fijaron acorde con la tarifa vigente, es decir, la tarifa vigente tiene implícito un nivel de inversión suficiente para cumplir adecuadamente con los indicadores de calidad establecidos.

En conclusión, dada la metodología tarifaria vigente para el actual periodo en la actividad de distribución, no pueden incluirse en la base de activos, aquellos que se construyeron con posterioridad a la aprobación del cargo.

2. Aumentos en el costo de los contratos de conexión

2.1. Por renegociaciones

Al igual que en el punto anterior, la metodología incorporada en la Resolución CREG-099 de 1997 remunera el valor de los contratos de conexión existentes al momento de la fijación de los cargos, los cuales son el resultado de negociaciones bilaterales, y el precio es el acordado libremente entre las partes.

El valor de los contratos de conexión, que se tomó para el cálculo de los cargos vigentes, para el caso particular de las Electrificadoras cuyos activos posteriormente pasaron a ser de propiedad de ELECTROCOSTA y el transportador respectivo, fue referenciado por las partes a los costos indicativos fijados por la CREG, en la Resolución CREG-002 de 1994.

La metodología fijada para los cargos por distribución no contempla revisiones de tales cargos por aumentos en contratos de conexión o realización de nuevos contratos.

2.2. Por nuevas inversiones para eliminar restricciones

ELECTROCOSTA solicita incorporar los incrementos en contratos de conexión debidos a inversiones contratadas por dicha empresa con TRANSELCA para reducir restricciones regionales.

En apoyo de su solicitud, ELECTROCOSTA invoca la Resolución CREG-094 de 1996, en la cual se señaló lo siguiente:

“ARTICULO 1o.: Cualquier empresa que preste el servicio público de energía eléctrica podrá instalar equipos que remuevan las restricciones existentes en las redes de transporte, sean estas de su propiedad o no.

ARTICULO 2o.: La empresa que haga la instalación correspondiente, suministrará a la CREG toda la información relevante para la fijación de los cargos pertinentes, que podrá aplicar por concepto del uso del activo o activos instalados.”

Adicionalmente, ELECTROCOSTA invoca el Artículo 6o. de la Resolución CREG-099 de 1996, que dispuso:

“ARTICULO 6o. Las empresas operadoras de Sistemas de Transmisión Regional y Distribución Local en donde sea necesario efectuar inversiones para eliminar o reducir restricciones regionales, podrán solicitar a la Comisión de Regulación de Energía una modificación de los cargos por uso de esos sistemas actualmente vigentes, con el fin de remunerar adecuadamente tales inversiones, de acuerdo con la metodología establecida en la Resolución CREG-004 de 1994. “ (Subrayado fuera de texto)

Al respecto se advierte que la Resolución CREG-099 de 1997 derogó expresamente la Resolución CREG-004 de 1994, así:

“Artículo 12o. Vigencia de la presente resolución. La presente resolución rige a partir de la fecha de su publicación en el Diario Oficial, con excepción de lo dispuesto en los artículos 2o al 7o, los cuales regirán a partir del 1o de enero de 1998. A partir de la publicación de esta Resolución en el Diario Oficial, derogase la metodología para el establecimiento de cargos por uso de los Sistemas de Transmisión Regional y Distribución Local contenida en la Resolución CREG-004 de 1994. A partir del 1o de enero de 1998, deroganse las demás disposiciones contenidas en la resolución CREG-004 de 1994.” (Subrayado fuera de texto)

En razón de la derogatoria expresa de la Resolución CREG-004 de 1994 por lo ordenado en la Resolución CREG-099 de 1997, el Artículo 6o. de la Resolución CREG-099 de 1996 ha perdido vigencia.

Con respecto a la Resolución CREG-094 de 1996, es importante anotar que:

Las Resoluciones CREG-099 de 1997, CREG-070 de 1998, CREG-051 de 1998, CREG-004 de 1999 y la CREG-022 del 2001, regulan de manera general la metodología para el establecimiento de cargos por uso de los Sistemas de Distribución Regional y Local, y Sistemas de Transmisión, los criterios de remuneración de activos de uso y conexión de terceros conectados a redes de distribución regional o local y el esquema regulatorio de la expansión en el sistema de transmisión nacional y la fijación de cargos por uso de activos de transmisión y, como consecuencia, derogaron tácitamente la Resolución CREG-094 de 1996.

Así mismo, el tratamiento de las restricciones fue modificado por la Resolución CREG-062 de 2000, la cual deroga todas las Resoluciones que le sean contrarias. Dicha Resolución establece la forma de identificar las restricciones y generaciones de seguridad y su pago.

De otro lado, de acuerdo con la información remitida por ELECTROCOSTA, los activos para eliminar restricciones regionales en Bolívar (Contrato de Conexión No. 070-00) fueron acometidos por TRANSELCA y pagados por ELECTROCOSTA a través de contratos de conexión. Retomando lo expuesto en el Numeral anterior, dichos incrementos en los contratos de conexión o la realización de nuevos contratos de conexión durante el período de vigencia de cargos, de acuerdo con la metodología establecida, no deben ser causa de revisión de los cargos.

3. Activos que estaban en servicio al momento de fijación de la tarifa (DIC/96), pero que no fueron reportados por las Electrificadoras.

La Resolución CREG-099 de 1997 define que los cargos se deben calcular para el Sistema existente en el momento de su aprobación, teniendo en cuenta las siguientes reglas:

- Para el caso del Nivel de Tensión I, el inventario se debió estimar a partir de una muestra representativa de dicho Nivel. Las empresas debieron diseñar la metodología de muestreo conforme al marco muestral constituido para efectos de estimar los costos de la red secundaria. El tamaño de la muestra debió garantizar globalmente una confiabilidad mayor del 90% y un error relativo de muestreo menor del 5%.

- Para los Niveles de Tensión II, III y IV debió reportarse el inventario de los activos para cada Nivel de Tensión.

ELECTROCOSTA presentó en su solicitud de revisión tarifaria, información de sus activos, la cual difiere sustancialmente de la reportada por las Electrificadoras y utilizada por la CREG para la fijación de cargos a las Electrificadoras de Bolívar, Córdoba, Sucre y la Empresa de Energía de Magangué en 1997.

De acuerdo con lo dispuesto por el Artículo 108 de la Ley 142 de 1994, que dispone que cuando existan diferencias de información o de apreciación sobre aspectos que requieran conocimientos especializados, la autoridad decretará las pruebas a que haya lugar, la CREG decretó como prueba un dictamen pericial para verificar los inventarios presentados por ELECTROCOSTA para los Niveles de Tensión II, III y IV, y una Evaluación Técnica de Funcionario Público, para que verificara la información presentada por ELECTROCOSTA sobre el Nivel de Tensión I.

3.1. Resultados del Dictamen para Activos Eléctricos del Nivel I

Para el caso del Nivel de Tensión I y de conformidad con la Resolución CREG-099 de 1997, el inventario se debió estimar a partir de una muestra representativa de activos de dicho nivel. Como se mencionó, de acuerdo con esta Resolución las empresas debieron diseñar la metodología de muestreo conforme al marco muestral constituido para efectos de estimar los costos de la red secundaria. El tamaño de la muestra debía garantizar globalmente una confiabilidad mayor del 90% y un error relativo de muestreo menor del 5%.

De las comunicaciones de ELECTROCOSTA, no es posible determinar con claridad cuál fue el procedimiento seguido por dicha empresa para la estimación de los activos de Nivel I.

Inicialmente se presentó una relación de activos del Nivel de Tensión I (Radicación 8337 de Noviembre 14 de 2000), que reportó un total de 21.494 transformadores y 11.245 kilómetros de líneas de Nivel I. La metodología utilizada, de acuerdo al documento, fue la siguiente:

- Se calculó una relación del número de transformadores de Nivel I por kilómetro de red de tensión II para algunas zonas rurales y poblaciones intermedias en las cuales se estimó la totalidad de los transformadores y las longitudes de las líneas de Nivel de Tensión II.

- El resultado anterior fue aplicado a las longitudes totales estimadas para el Nivel II según planos cartográficos e información recibida de los Distritos para así obtener el total de transformadores de Nivel I.

- Para calcular la longitud total de las redes de distribución de nivel I se calculó una relación de la longitud red de Nivel I a red del Nivel II para algunas zonas rurales y poblaciones intermedias que se multiplicó por la longitud total de las líneas de Nivel de Tensión II estimada con base en la cartografía.

- Para las redes de distribución del Nivel II para las cuales no se efectuó toma física se utilizaron unos reportes de los jefes de las áreas de mantenimiento de cada Distrito

Cabe señalar que el Nivel II que fue la base para estimar los activos de Nivel I, en este procedimiento corresponde a una estimación y no a un inventario como lo establece la metodología. Adicionalmente, el procedimiento utilizado para estimar los activos de Nivel I no corresponde al método establecido en la Resolución CREG-099 de 1997.

La segunda información entregada por ELECTROCOSTA respecto a los activos del Nivel de Tensión I, fue su comunicación con radicado CREG-2413 del 23 de Marzo de 2001. En dicha comunicación, ELECTROCOSTA presentó “La Estimación de la Longitud de las líneas de Nivel I”, informe en el cual se relacionan 193 circuitos, 23.446 transformadores y 10.621 km de red de baja tensión.

En este segundo informe la metodología utilizada por la Empresa varió sustancialmente. De cálculos a partir de planos cartográficos para activos de Nivel II y de una relación del número de transformadores de Nivel I por kilómetro de red de tensión II, se cambió a una metodología donde se parte de un número total dado de transformadores y con una muestra de 850 transformadores se midió la longitud promedio de red secundaria para luego inferir, con este promedio y el número total de transformadores, la totalidad de dicha red.

La comparación entre los transformadores reportados en estos dos informes se presenta a continuación:

RAD 8337-NOV-2000

 TRANSFORMADORES

DISTRITO	Monofásicos	Trifásicos	Total
BOLIVAR	5,248	1,962	7,210
CORDOBA	7,521	1,439	8,960
SUCRE	3,575	811	4,386
MAGANGUE	751	187	938
TOTAL	17,095	4,399	21,494

RAD-2413 MAR-2001

 TRANSFORMADORES

DISTRITO	Monofásicos	Trifásicos	Total
BOLIVAR	8,021
CORDOBA	8,610
SUCRE	4,101
MAGANGUE	2,714
TOTAL		23,446
DISTRITO	DIFERENCIAS EN NUMERO DE TRANSFORMADORES (%)
BOLIVAR	11.25%
CORDOBA	-3.91%
SUCRE	-6.50%
MAGANGUE	189.34%
TOTAL	9.08%

Como se puede observar, existen diferencias importantes entre el número de transformadores reportado por ELECTROCOSTA en los dos informes. De igual manera, al comparar con los demás informes presentados por ELECTROCOSTA, aparecen nuevos datos para el número de transformadores de Nivel I, no coincidentes entre sí. Se resalta el caso de la información entregada por ELECTROCOSTA a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios y a la CREG a través de la aplicación para reporte de indicadores de calidad, en enero de 2001, en la cual reportaron en total 11.843 transformadores de Nivel I, lo cual presenta una diferencia de 49.49% con los 23.446 transformadores presentados para efectos de la revisión de cargos, en marzo 23 de 2001.

En consecuencia, el número de kilómetros de red de baja tensión presentado en el documento con radicado CREG-8337 del 14 de noviembre de 2000 de 11.245, difiere de los 10.621 km presentados en el documento con radicado CREG-2413 del 23 de marzo de 2001.

De otro lado, las diferencias encontradas por el Perito para los Niveles II, III y IV, respecto del inventario presentado por ELECTROCOSTA, afectarían los resultados para Nivel de Tensión I conforme a la metodología presentada en el informe inicial, dado que en esta metodología la información de Nivel I se estimó a partir de los datos de Nivel II.

Es importante advertir que las Empresas estaban en la obligación de realizar un muestreo en las condiciones establecidas por la Resolución CREG-099 de 1997. Un estudio que cumpliese con estas características mínimas debió ser presentado por ELECTROCOSTA en su solicitud. Sometido el segundo informe al dictamen del funcionario designado, presentó las siguientes conclusiones:

“

- No es posible inferir del documento que la muestra cumpla con las características señaladas en la resolución CREG-099 de 1997 en relación a la precisión y confiabilidad. Esto en virtud de que se violan reglas de asignación eficiente de la muestra y de otro lado no se presento el calculo de los errores muestrales.

- Aun cumpliendo con los requerimientos, en relación con la muestra, exigidos en la resolución CREG-099 de 1997, el universo muestral presenta enormes diferencias con la información reportada a CREG por la misma empresa: por ello no son justificables las pretensiones de la empresa en el sentido que se le reconozcan 10621 kms., de red.

- Aceptando la estimación de la longitud promedio de circuitos, proveniente de la muestra, la cantidad de km que deberían reconocerse serian de 5365 km.”

Adicionalmente, debe sumarse la dificultad de extrapolar los resultados obtenidos de un muestreo realizado con el fin de determinar el número actual de transformadores y kilómetros de líneas de Nivel I en la actualidad, a las condiciones de 1997, que fue la fecha en la cual se debieron reportar los activos existentes para la fijación del cargo. Lo cual se hace aún más complejo, cuando no existe ni siquiera un estimativo claro de dichos activos para el presente año.

Además, la información que deben entregar las Empresas no puede ser diferente según el propósito para el cual será utilizada, lo cual motiva la remisión de copias de la presente Resolución a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios para la correspondiente averiguación.

Objeciones a la Evaluación Técnica

Mediante radicado CREG-7391 de Agosto 23 de 2001, el apoderado de ELECTROCOSTA presenta objeciones a la “[...]Evaluación técnica contenida en el documento con radicación CREG-5186 del 11 de junio de 2001, complementado y aclarado mediante documento con radicación CREG No. 006848 del 3 de agosto del año en curso [...]”. Para la definición del asunto, se presenta punto a punto respuesta a las objeciones elevadas por el apoderado de ELECTROCOSTA.

- Numerales 1 y 2

Señala el apoderado de ELECTROCOSTA, en el Numeral 1 de su escrito de objeciones:

 “[...] la principal objeción del perito al documento 'Estimación de la Longitud de Líneas de Distribución Nivel 1 de Electrocosta' hace referencia al Universo Muestral, constituido por el número de transformadores pues el número de transformadores utilizado (23.446) presenta diferencias con la información reportada por la empresa a la CREG para efectos de la aplicación de los indicadores de calidad (11.843).”

Y continua el apoderado en el Numeral 2, citando parcialmente el dictamen del Perito y destacando en negrillas lo siguiente:

“De allí que, como concluye el perito, si el universo muestral estuviese constituido por 11843 transformadores, la cantidad de km. a reconocer sería de 5365; por el contrario, 'la cantidad de Km que deberían reconocerse serían lo 10615 Km, si el marco muestral estuviese constituido por 23446 transformadores en lugar de 11843'.”

No obstante, el funcionario designado para la Evaluación Técnica señala en la página 13 del documento de aclaraciones, lo siguiente:

“Una vez más, “aceptando la estimación de la longitud promedio de circuitos”, y suponiendo que no existen errores en los procedimientos que involucran este cálculo, la cantidad de Km que deberían reconocerse serían lo 10615 Km, (sic) si el marco muestral estuviese constituido por 23446 transformadores en lugar de 11843.” (Destacamos lo que el apoderado de Electrocosta ha excluido).

Nótese que a tal afirmación precede el supuesto de que no existen errores en los procedimientos que involucran la estimación. No obstante el funcionario designado para la Evaluación Técnica ha destacado varios errores que contiene el procedimiento utilizado por ELECTROCOSTA y, en particular, ha llamado la atención en las fallas de la metodología:

“En consecuencia, la Alternativa 2 descrita como aparece en la página 2 del citado documento de ELECTROCOSTA, no constituye un enfoque estadístico válido, para estimar los costos de la red secundaria, a la luz de los dispuesto en la Resolución CREG-099 de 1997, toda vez que carece del marco muestral señalado en la resolución.”

Por lo tanto, son infundadas las afirmaciones de los Numerales 1 y 2 del escrito de objeciones.

- Numeral 3

El apoderado de ELECTROCOSTA señala en el Numeral 3, frente al número de transformadores:

“La empresa ratifica lo expresado en nuestra anterior solicitud respecto que desconoce haber remitido a la CREG documentación o información alguna en enero de 2001, reportando el número de 11843 transformadores. Es consciente sin embargo, de haber presentado a la Superintendencia de Servicios Públicos vía Internet, haciendo uso de una herramienta computacional instalada en el Home Page de la SSPD, información sobre indicadores de calidad, correspondiente al período julio de 1999-mayo de 2000, en la que relaciona 11843 transformadores. Esta cifra resulta de la información que constaba en los archivos de las electrificadoras de Córdoba, Bolívar, Sucre y Magangue y transferidos a Electrocosta en agosto de 1998. Así mismo, presentó información relacionando 224 circuitos nivel II, a enero de 2001 pero no presentó relación de transformadores”

ELECTROCOSTA insiste en desconocer que reportó información relacionada con los activos en cuestión a la CREG. No obstante, en el denominado “Instructivo para el Reporte de Información de Calidad del Servicio de Energía Eléctrica” que es el manual de operación de la aplicación a la que se refiere el apoderado de ELECTROCOSTA como la “herramienta computacional instalada en el Home Page de la SSPD” se indica expresamente que:

“la SSPD y la CREG han unido esfuerzos con el fin de desarrollar un sistema de información para el sector de energía eléctrica que permita dar cumplimiento a las disposiciones regulatorias en materia de calidad del servicio en los STRs y SDLs, y además que esté a tono con las nuevas realidades de la industria y proporcione información confiable y oportuna para todos los agentes del sector”

Y, más adelante, continua el mismo documento:

“la SSPD y la CREG, podrán preparar y publicar informes, con aquella información no confidencial, que será colocada a disposición de los agentes de este proceso, y que además estará disponible para aquellas entidades o personas que lo requieran como un elemento de trabajo dentro del sector.”

Y en la definición de los formatos se indica:

“Los formatos se han estandarizado llevándolos a una aplicación en Internet, la cual permitirá obtener la información desde las empresas hasta la base de datos SSPD-CREG en tiempo real.”

Como es evidente, las empresas conocían que esta información de indicadores de calidad era reportada a través de estas herramientas a bases de datos conjuntas imprimiendo eficiencia al eliminar la duplicidad de envío de información.

Por lo demás, aunque esta información no hubiese sido reportada a la CREG, ésta entidad está obligada a acudir a información con asientos veraces para adoptar sus decisiones y, en particular, en el decreto de la prueba, ordenó al funcionario designado para la Evaluación Técnica “[...] confrontar la información consignada en dicho informe con otras fuentes de información disponibles que permitan determinar la validez de la información y resultados contenidos en el informe presentado por Electrocosta” pues ya esta empresa había presentado información contradictoria, como se explicó en el cuadro comparativo del Numeral 3.1.

Adicionalmente, en comunicación CREG-7296 de Agosto 21 de 2001, se anuncia el reporte de 14.225 transformadores, que el apoderado de ELECTROCOSTA refiere en el Numeral 3, señalando que es información parcial. No obstante, en los archivos magnéticos anexos en dicha comunicación se encontró información de 14.442 Transformadores distribuidos así:

	TRANSFORMADORES
	Total
BOLIVAR	6,454
CORDOBA	3,533
SUCRE	3,822
MAGANGUE	633
Total	14,442

De otro lado, la certificación expedida por la firma ElectroSoftware, da cuenta de un inventario físico de 14.225 Transformadores, y luego indica un número estimado con base en las Resoluciones CREG-099 de 1997 y CREG-155 de 1997, en 24.019 transformadores. Dicha certificación, así como el informe del revisor fiscal que supone un número de 21.494 transformadores, están basados en la estimación de los transformadores que según ELECTROCOSTA pudieron ser tomados físicamente y que corresponden a zonas donde las condiciones climáticas o las de orden público lo permitieron. Justamente estas zonas corresponden a las más densamente pobladas y las que en consecuencia tienen un mayor número de transformadores por circuito.

Por otro lado, en comunicación radicada en la CREG bajo el No. 5751 de 2001, donde ELECTROCOSTA adjunta certificación de la firma ElectroSoftware, la Empresa pregunta al funcionario designado para la Evaluación Técnica:

“Así mismo, si la diferencia entre la cantidad de Circuitos Nivel II (193) utilizada para la muestra a junio de 2000 y la cantidad de Circuitos Nivel II (224) utilizada en el reporte de indicadores de enero de 2001, puede explicarse porque en la muestra sólo se utilizaron los activos existentes en el año de 1996 y en el reporte de indicadores de calidad los existentes a enero de 2001, periodo durante el cual el sistema eléctrico ha tenido algunas reconfiguraciones topológicas como las producidas por el proyecto Planiep”.

A lo cual el funcionario respondió así:

“En este punto quizás la diferencia de nivel II entre 193 alimentadores reportados en el estudio de análisis y los 224 disponibles en enero de 2001 en las bases de datos de la CREG sean explicables (16%) por reconfiguraciones, en el sistema entre 1996 y 2001”

No obstante, la firma ElectroSoftware expide su certificación según las Resoluciones CREG-099 de 1997 y CREG-155 de 1997, basada en los 224 circuitos que se dicen inventariados por la firma, y no en los 193 reportados en el documento radicado bajo el No. CREG-2413 de 2001. (un 16% menos).

Lo anterior es prueba inequívoca de los errores metodológicos en los que incurre ELECTROCOSTA al tratar de estimar los activos de Nivel de Tensión I, además de que no ha logrado sustentar con claridad la cantidad de transformadores sobre la cual se basan las estimaciones de red secundaria.

En consecuencia, son infundadas las afirmaciones del Numeral 3 del escrito de objeciones presentado por el apoderado de ELECTROCOSTA.

- Numeral 4

En relación con el cumplimiento de la Resolución CREG-099 de 1997, el apoderado de ELECTROCOSTA, refiriéndose a la aclaración solicitada por la empresa en el literal E Numeral 1o literal a) de su escrito con radicación CREG-5751 del 3 de julio de 2001, donde se pedía al funcionario designado para la evaluación técnica:

“aclarar si cuando indica que se 'violan reglas de asignación eficiente de la muestra' se refiere a no 'realizar una afijación óptima por varianza'”.

Cita parcialmente al funcionario designado para la Evaluación Técnica, quien señaló en sus aclaraciones:

“La afirmación no se limita a la apreciación señalada en la Evaluación Técnica al documento de Análisis sobre la ausencia de una afijación óptima proporcional a la varianza. Hace referencia además a las unidades que no se asignaron adecuadamente por problemas de “trabajo de campo”, y que terminaron en otras “zonas geográficas” como el 22% de la muestra de Sucre.

Aquí es importante señalar que en el procedimiento de asignación de cargos, es necesario determinar para cada una de las zonas geográficas los cargos asociados a ellas. En el procedimiento que se esta evaluando es más importante la adecuada estimación de longitud de la red de distribución de nivel de tensión I por zona geográfica que por los estratos definidos en el documento de análisis.”

En negrilla se ha resaltado la conclusión del funcionario, que el apoderado de ELECTROCOSTA ha omitido en el sustento de sus objeciones.

El Perito llamó la atención acerca del hecho de que a la luz del procedimiento de asignación de cargos (Resolución CREG-099 de 1997) se redujo el 22% de la información de una zona geográfica (de un Distrito), lo que a todas luces reduce la confiabilidad de la muestra.

Ahora bien, frente a las observaciones de la asignación de las muestras por problemas de campo, el apoderado de ELECTROCOSTA concluye en el tercer punto:

“En efecto, expresa el perito que en este caso: 'la precisión y la confiabilidad de los resultados se afectarían de una manera mínima, toda vez que la distribución de la muestra por esos estratos, se conserva idéntica' ”.

No sobra recordarle al apoderado, que con anterioridad en el mismo punto el mismo afirma, citando el caso hipotético que ELECTROCOSTA le plantea al Perito:

“Si el objeto de la investigación fuera calcular el kilometraje a la baja en los estratos Urbana, Urbana-Rural, Rural y no por zona geográfica, el que las muestras no tomadas por problemas de 'trabajo de campo' fueran repartidas proporcionalmente en zonas del mismo estrato, afectaba en forma mínima los resultados”.

No obstante a la luz de la Resolución CREG-099 de 1997, la muestra debería haber garantizado la confiabilidad exigida, para cada uno de los distritos (zonas geográficas), pues los cargos se calcularon para cada uno de ellos, para luego ponderar con base en la metodología adoptada por la Resolución CREG-068 de 1998, al unificar el mercado a petición de ELECTROCOSTA.

En su informe técnico el funcionario, señala los problemas de la reasignación determinística de la muestra:

“Nótese como por ejemplo en el caso de Sucre la muestra se redujo por razón de ese procedimiento en un 22%.

Ya aquí se evidencia que la muestra no fue aleatoria, y que además, aún sin presentar los errores calculados, es fácil deducir que no se pudo dar cumplimiento a los niveles de confianza y de precisión de la muestra.”

En su último punto el apoderado de ELECTROCOSTA señala:

“que lo cierto es que, en la metodología planteada, el error muestral fue utilizado para determinar el tamaño de la muestra, con lo que se cumple con lo estipulado en la norma CREG 099 de 1997”

Desconoce quizás el apoderado que en el documento radicado bajo el No. CREG-2413 de 2001, dicho error muestral definió el tamaño general de la muestra para los cuatro Distritos, pero como lo señaló el funcionario en su dictamen técnico, la simple pérdida del 22% de la muestra para Sucre, no hace posible dar cumplimiento a los niveles de confianza y de precisión de la muestra exigidos por la Resolución CREG-099 de 1997.

Por lo anterior, carecen de fundamento las afirmaciones del Numeral 4 presentadas por el apoderado de ELECTROCOSTA.

En síntesis, son infundadas las objeciones formuladas por el apoderado de ELECTROCOSTA; en cambio, con observancia al dictamen técnico elaborado por el funcionario público, radicado CREG-5186 de 2001, y a las aclaraciones y complementaciones del mismo (radicado CREG-6848 de 2001), se concluye que la estimación de la longitud de las líneas de distribución Nivel I de ELECTROCOSTA no cumple a cabalidad con los preceptos metodológicos definidos en la Resolución CREG-099 de 1997 para dichos fines.

Por lo anteriormente señalado, la CREG considera que no tiene la información consistente y sólida que le permita modificar los cargos de Nivel de Tensión I fijados para las Electrificadoras en 1997. En consecuencia, la CREG se abstiene de revisar el valor del Cargo para Nivel I de ELECTROCOSTA y declarará infundada la objeción por error grave sobre el dictamen presentado sobre este Nivel de Tensión.

3.2. Resultados Dictamen Pericial para Activos Eléctricos de Nivel II, III y IV

De acuerdo con la Resolución CREG-099 de 1997, para los Niveles de Tensión II, III y IV debió reportarse el inventario de los activos para cada Nivel de Tensión. ELECTROCOSTA en su solicitud envía un inventario completo para los Niveles III y IV. Para el Nivel II, la empresa adujo no poder inventariar la totalidad de los circuitos en razón a que estas redes se encuentran en zonas a las cuales no se pudo acceder por las condiciones climáticas reinantes al momento de efectuar la toma física o por la situación de alteración del orden público. En estos casos, ELECTROCOSTA utilizó los reportes emitidos por las áreas de mantenimientos de cada Distrito.

Teniendo en cuenta que ELECTROCOSTA presentó una relación de activos para estos Niveles de Tensión cuya valoración excede sustancialmente la inversión implícita en los cargos fijados y que es necesario determinar cuáles de dichos activos se encontraban en operación a diciembre de 1996, la CREG en cumplimiento de lo dispuesto en el Artículo 108 de la Ley 142 de 1994 decretó pruebas, para lo cual ordenó un dictamen pericial que, a partir de la información presentada para los Niveles II, III y IV por ELECTROCOSTA, determinara la diferencia real entre dicho inventario y el utilizado por la CREG para la fijación de los cargos en 1997.

Para la realización del peritaje, el Perito utilizó la siguiente metodología:

- Diseñó formatos para cada una de las subestaciones, incluidas en la solicitud de ELECTROCOSTA, los cuales fueron entregados a los ingenieros de campo, para verificar la información existente comparándola con la suministrada por la empresa.

- Cada formato contenía el unifilar de la subestación y los cuadros para verificación de cantidades, características técnicas, fechas de entrada en servicios, etc.

- Organizó tres frentes de trabajo, con dos ingenieros electricistas en cada uno. Uno para el Distrito de Bolívar y Magangué, otro para el Distrito de Córdoba, y el otro para el Distrito de Sucre.

 - En sus oficinas centrales, organizó otro grupo de trabajo que con base en la información recibida desde campo vía Internet, y sobre formularios especialmente diseñados, adelantaba los informes correspondientes.

- Para la verificación in situ de: Existencia, cantidades, características técnicas, y tiempo de servicio, utilizó las siguientes ayudas:

- Planos diseñados para tal fin

- Planos del Instituto Agustín Codazzi y planos de circuitos

- Diagramas unifilares por subestaciones

- Diagramas unifilares para los cuatro Distritos

- Planillas con datos históricos de los cables y equipos

- Información oral de antiguos empleados de las Electrificadoras

- Información oral de vecinos cercanos a las subestaciones (en los pueblos)

- Información del SGD – Moderno sistema de información de planos desarrollado por Electro - Software

- Información del PLANIEP. Fechas de puesta en servicio de los proyectos eléctricos

- Diagrama unifilar de los cuatro Distritos objeto del peritaje, con obras diseñadas por el PLANIEP

- Visita a cada una de las subestaciones relacionadas en los documentos de ELECTROCOSTA, para comprobar: La existencia del activo, las características técnicas, la fecha probable de la puesta en servici. En aquellas subestaciones que no fue posible visitar, la información fue suministrada en las oficinas regionales por los jefes de operaciones de zonas.

- Para corroborar las longitudes de las líneas y circuitos de los niveles II, III y IV se usaron varias ayudas: Cuentakilómetros confiable de un vehículo, archivos magnéticos con registros de las características de la líneas, planos cartográficos del Instituto Agustín Codazzi.

Para la valoración de los activos el Perito utilizó los siguientes criterios:

- Los valores de activos eléctricos reportados por ELECTROCOSTA a la CREG que cumplieron el requisito de estar en servicio en Diciembre de 1996.

- El máximo valor posible para un activo eléctrico fue el fijado como tope en la Resolución CREG-155 de 1997.

- Los precios para activos eléctricos reportados por las Electrificadoras de Bolívar y Córdoba en 1997 se conservaron para aplicarlos al peritaje.

- Los activos eléctricos que ELECTROCOSTA reportó fueron valorizados y se tomaron como base los precios unitarios que utilizaron las Electrificadoras en 1997. Este criterio se aplicó igualmente para valorizar los activos de los Distritos de Sucre y Magangué.

- Los activos eléctricos a los cuales no se les pudo aplicar los criterios mencionados, se valorizaron según los valores fijados como tope en la Resolución CREG-155 de 1997.

- Los activos que presentaron diferencias mayores o menores a los previstos en la citada Resolución CREG-155, se valorizaron de la siguiente manera:

- Precios superiores: se utilizaron los topes de la Resolución CREG-155 de 1997

- Precios inferiores: Se dejaron los utilizados por las Electrificadoras

Este procedimiento de valoración es consistente con el establecido por la CREG en el cuestionario formulado al Perito.

De esta forma, se comparó cada activo de los incluidos en la solicitud de ELECTROCOSTA para Niveles II, III y IV, con los presentados por las Electrificadoras en 1996.

Mediante los resultados de la prueba pericial ordenada para los activos de Niveles de Tensión II, III y IV, incluidos en los informes con radicados CREG-5225 y CREG-7518 de 2001 y su información de soporte, se obtuvo con un alto grado de detalle y precisión, el listado de activos eléctricos que deberían haber sido reportados por las Electrificadoras de Bolívar, Sucre, Córdoba y Magangué para la fijación de cargos en 1997. Dicho inventario contiene la valoración correspondiente, lo cual permite determinar el valor de los activos eléctricos para los Niveles de Tensión de cada Electrificadora para la fecha en que se realizó la fijación de los cargos por parte de la CREG.

Una vez revisados los informes en mención, la CREG no encuentra reparos al informe con radicado CREG-5255 de junio 13 de 2001.

Con respecto al informe con radicado CREG-7518 de agosto 29 de 2001, la Comisión considera necesario hacer las siguientes precisiones:

- Los activos valorados por el Perito para la Subestación Arboletes fueron incluidos por EADE en 1997, para la fijación de cargos por Uso para su sistema de Distribución. Por lo tanto, dichos activos no deben ser considerados en la base de activos de la Electrificadora de Córdoba.

- El valor de equipos y subestaciones para la Subestación Base Naval en el Distrito de Sucre presenta en el informe un error de suma. El valor correcto a considerar es de 254, ya que el valor de Módulos de Líneas para Nivel II es de 14 y no de 7 como reporta el Perito en su informe.

- El cuadro de resumen comparativo entre el costo de equipos incluido en la solicitud de ELECTROCOSTA y los resultantes del peritaje son incorrectos, debido a un error de trascripción para el costo de equipos del Distrito Bolívar solicitado por ELECTROCOSTA, el cual es de 8.627 y no de 7.627 como reporta el Perito en su informe.

Así, y después de evaluar detalladamente los informes presentados por el Perito, la CREG considera que el mismo:

- Actuó ciñéndose al procedimiento establecido y ha realizado las pruebas necesarias para determinar el inventario de activos que debieron ser reportados por las Electrificadoras de Bolívar, Sucre, Córdoba y Magangué para la fijación de cargos en 1997.

- Visitó las Subestaciones de las antiguas Electrificadoras revisando los activos presentados por ELECTROCOSTA en su solicitud, corrigiendo en forma detallada las características de cada uno de los activos y su clasificación, llegando incluso a determinar aquellos activos que ELECTROCOSTA no incluyó en su inventario.

- Realizó una valoración de los activos encontrados, similar a la que se hubiere podido realizar en 1997 para los activos de las Electrificadoras de Córdoba, Sucre, Bolívar y Magangué para la fijación de cargos.

- Soportó debidamente sus conclusiones mediante información complementaria obtenida en las visitas y en fuentes secundarias.

- Los informes del Perito son consistentes, y demuestran con claridad y solidez cuál es la base real de activos eléctricos para Niveles Tensión II, III y IV que debió ser reportada por las Electrificadoras de Bolívar, Córdoba, Sucre y Magangué en 1997 para la fijación de sus respectivos cargos de Distribución.

- Aclaró y corrigió sus informes de manera clara y precisa, y atendió las observaciones formuladas tanto por la Comisión como por ELECTROCOSTA.

Por lo tanto, la CREG considera que el Perito cumplió con el objeto de las pruebas periciales ordenadas y por ende los informes presentados por el Perito, serán tomados en cuenta para la decisión final que acogerá la CREG respecto a la solicitud de ELECTROCOSTA, teniendo en cuenta las observaciones antes anotadas respecto del informe con radicado CREG-7518 de 2001.

Los resultados del peritaje se resumen a continuación:

VALOR DE ACTIVOS ELECTRICOS A DIC DE 1996 DE ACUERDO CON LOS RESULTADOS DEL PERITAZGO Y OBSERVACIONES DE LA CREG AL MISMO ($ de dic/96)

DISTRITO	NIVEL IV	NIVEL III	NIVEL II	TOTAL IV, III, II
Bolívar	72,571.68	2,072.60	63,212.74	137,857.02
Córdoba	15,181.40	33,736.68	90,336.80	139,254.88
Magangue	10,574.00	4,759.07	20,685.36	36,018.43
Sucre	15,218.82	16,785.02	57,724.53	89,728.37
TOTAL COSTA	113,545.90	57,353.37	231,959.43	402,858.70

  

      

VALOR DE ACTIVOS A DIC DE 1996 UTILIZADO POR LA CREG PARA LA FIJACIÓN DE CARGOS POR DISTRIBUCIÓN A LAS ELECTRIFICADORAS DE BOLIVAR Y CÓRDOBA($ de dic/96)

DISTRITO	NIVEL IV	NIVEL III	NIVEL II	TOTAL
Bolívar	52,141.46	2,237.13	76,213.01	130,591.60
Córdoba	17,501.62	27,652.15	61,448.47	106,602.24

COMPARACIÓN VALOR DE ACTIVOS ELÉCTRICOS A DIC DE 1996 UTILIZADO POR LA CREG PARA LA FIJACIÓN DE CARGOS POR DISTRIBUCIÓN A LAS ELECTRIFICADORAS DE BOLIVAR Y CÓRDOBA

DISTRITO	NIVEL IV	NIVEL III	NIVEL II	TOTAL
Bolívar	39%	-7%	-17%	15%
Córdoba	-13%	22%	47%	56%

Surtido el traslado del dictamen pericial, este no fue objetado por parte de ELECTROCOSTA.

Como se puede observar, el resultado del peritaje confirma la argumentación de dicha empresa respecto a la existencia de activos no reportados en 1997 por las Electrificadoras de Bolívar y Córdoba, para los Niveles II, III y IV, aunque difiere en cuanto al monto de las pretensiones de ELECTROCOSTA, en aproximadamente un 30%.

Dada la considerable diferencia en el valor de activos debido al no reporte de información por parte de dichas empresas en 1997, de acuerdo con el resultado de las pruebas practicadas, la CREG considera procedente una revisión de los cargos fijados a las Electrificadoras para los Niveles II, III y IV. En consecuencia, se procederá a recalcular tales cargos, aplicando el mismo proceso que en su momento se aplicó pero utilizando la información resultante del Peritaje para Niveles II, III y IV con las observaciones antes anotadas al mismo.

3.3. Activos no eléctricos

ELECTROCOSTA en su solicitud inicial (Radicación CREG-5149 de Junio 30 de 2000) incluyó un listado de activos no eléctricos en forma global para todo ELECTROCOSTA, anotando que los mismos se encontraban en proceso de revisión. Posteriormente, en el documento con radicado CREG-7903 de septiembre 7 de 2001, presentó un cuadro que resume el valor de los activos no eléctricos por Distrito y Nivel de Tensión, sin discriminar la composición de tales valores.

En consecuencia la información presentada por ELECTROCOSTA para activos no eléctricos:

- No contiene el detalle suficiente para ser utilizada en la revisión de cargos

- No ha sido verificada

- Ha sido presentada en forma parcial

- No es coherente con la información presentada por las Electrificadoras en 1996

Por lo tanto, la mejor información de la que dispone la CREG para el caso de activos no eléctricos, corresponde a la información entregada por algunas de las Electrificadoras en 1997.

III. FUNDAMENTOS DE DERECHO

Dispone el Artículo 126 de la Ley 142 de 1994 que:

ARTICULO 126.- Vigencia de las fórmulas de tarifas. Las fórmulas tarifarias tendrán una vigencia de cinco años, salvo que antes haya acuerdo entre la empresa de servicios públicos y la comisión para modificarlas o prorrogarlas por un período igual. Excepcionalmente podrán modificarse, de oficio o a petición de parte, antes del plazo indicado cuando sea evidente que se cometieron graves errores en su cálculo, que lesionan injustamente los intereses de los usuarios o de la empresa; o que ha habido razones de caso fortuito o fuerza mayor que comprometen en forma grave la capacidad financiera de la empresa para continuar prestando el servicio en las condiciones tarifarias previstas.

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

En concordancia con esta disposición y con el Artículo 8o. parágrafo 1o. de la Resolución CREG-099 de 1997, la Resolución CREG-114 de 1998, “Por la cual se fijan los costos de distribución y comercialización para el nuevo mercado unificado de la Electrificadora de la Costa Atlántica S.A. E.S.P.”, en su Artículo 4o. estableció que regiría hasta el 31 de diciembre de 2002, esto es, por un periodo de cinco (5) años contados desde la aprobación de los cargos por uso del Sistema de Transmisión Regional y Distribución Local de la Electrificadora de Córdoba, Bolívar, Empresa de Energía de Magangué y la Electrificadora de Sucre.

No obstante, el Artículo 126 trascrito permite que dentro del periodo de vigencia de las fórmulas tarifarias se celebre un acuerdo entre la Empresa de Servicios Públicos y la Comisión para modificarlas, facultad de la cual hará uso la Comisión en este caso, respecto de las peticiones que conforme a la argumentación precedente encontró atendibles, esto es, respecto de la diferencia de activos dictaminada mediante prueba pericial en los Niveles II, III y IV, entre los que se tuvieron en cuenta para el cálculo los cargos por uso de los Sistemas de Transmisión Regional y Distribución Local y los efectivamente existentes a 1996 y atendiendo el principio de suficiencia financiera previsto en el Artículo 87 Numeral 87.4 de la  142 de 1994:

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

En el presente caso el acervo probatorio recaudado da cuenta de que el inventario de activos para los Niveles II, III y IV que, conforme a la Resolución 099 de 1997, se tuvo en cuenta para la determinación de los cargos por uso de los Sistemas de Transmisión Regional y Distribución Local, es inferior al que el Perito determinó como realmente existente a 1996, situación que, aunque imputable a las Empresas de Servicios Públicos que suministraron la información por cuanto de ellas provinieron estos inventarios y en todo caso no atribuible a la CREG, lo cual excluye la aplicación del error grave, no puede pasar por alto la Comisión ante la citada previsión que obliga a que las fórmulas tarifarias garanticen la recuperación de los costos, para lo cual se hará la determinación de la incidencia de éstos en la tarifa, para proceder a su modificación mediante acuerdo. Las demás peticiones de revisión de cargos de ELECTROCOSTA, no prosperan conforme a la motivación antecedente.

Que la Comisión, en sesión No. 161 del día 17 de septiembre de 2001, aprobó modificar los cargos por uso del Sistema de Transmisión Regional y Distribución Local operado por ELECTROCOSTA S.A.;

Con fundamento en lo anterior,

RESUELVE:

ARTÍCULO 1o. Modificar los Artículos 1o. y 2o. de la Resolución CREG-114 de 1998, los cuales quedarán así:

“Artículo 1o. Cargos monomios. Los cargos monomios por uso del Sistema de Transmisión Regional y Distribución Local operado por ELECTROCOSTA S.A., serán los siguientes, a pesos de diciembre de 1996:

NIVEL DE TENSIÓN	CARGO MONOMIO $/kWh
Nivel IV	5.44
Nivel III	13.04
Nivel II	17.91
Nivel I	35.76

PARÁGRAFO. Actualización. Los cargos establecidos en el presente Artículo corresponden Diciembre de 1996 y para su aplicación deberán ser actualizados de acuerdo con lo establecido en el Numeral 8 del Anexo 1 de la Resolución CREG-099 de 1997, considerando la Variación porcentual anual del Índice de Productividad del Sector Eléctrico, la Variación en las pérdidas reconocidas y la variación de Índices de precios.”

“Artículo 2o. Cargos monomios horarios resultantes. Los cargos monomios horarios por uso del Sistema de Transmisión Regional y Distribución Local operado por ELECTROCOSTA S.A., serán los siguientes, a pesos de diciembre de 1996:

Nivel IV
C. monomio horario	Horas de aplicación
$/kWh		1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17	18	19	20	21	22	23	24
D. Máxima	6.09							X		X	X	X	X
D. Media	5.25	X	X	X	X	X	X	X	X	X	X	X	X	X	X	X	X	X			X	X
D. Mínima	-
Nivel III
C. monomio horario	Horas de aplicación
$/kWh		1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17	18	19	20	21	22	23	24
D. Máxima	16.53					X		X	X	X	X
D. Media	11.76	X	X	X	X	X	X	X	X	X	X	X	X	X	X	X	X	X			X	X
D. Mínima	-
Nivel II
C. monomio horario	Horas de aplicación
$/kWh		1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17	18	19	20	21	22	23	24
D. Máxima	20.26					X		X	X	X	X
D. Media	17.18	X	X	X	X	X	X	X	X	X	X	X	X	X	X	X	X	X			X	X
D. Mínima	-
Nivel I
C. monomio horario	Horas de aplicación
$/kWh		1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17	18	19	20	21	22	23	24
D. Máxima	41.23					X		X	X	X	X
D. Media	34.02	X	X	X	X	X	X	X	X	X	X	X	X	X	X	X	X	X			X	X
D. Mínima	-

PARÁGRAFO. Actualización. Los cargos establecidos en el presente Artículo corresponden Diciembre de 1996 y para su aplicación deberán ser actualizados de acuerdo con lo establecido en el Numeral 8 del Anexo 1 de la Resolución CREG-099 de 1997, considerando la Variación porcentual anual del Índice de Productividad del Sector Eléctrico, la Variación en las pérdidas reconocidas y la variación de Índices de precios.”

ARTÍCULO 2o. No acceder a las demás peticiones de ELECTROCOSTA distintas a la reconocida en el Artículo 1o. de esta Resolución.

ARTÍCULO 3o. ELECTROCOSTA dispone del término de cinco (5) días contados a partir de la firmeza de esta Resolución, para manifestar expresamente si acepta los cargos establecidos en el Artículo 1o. de esta Resolución.

ARTÍCULO 4o. Aceptar la renuncia presentada por ELECTROCOSTA al recurso de apelación y subsidiario de apelación contra el auto de mayo 25 de 2001.

ARTÍCULO 5o. Declarar infundada la objeción por error formulada contra la Evaluación Técnica contenida en el documento con radicación CREG-5186 del 11 de junio de 2001 complementado y aclarado mediante documento con radicación CREG-6848 del año en curso.

ARTÍCULO 6o. Los cargos aprobados en esta Resolución se podrán aplicar a partir de su aceptación por ELECTROCOSTA conforme al Artículo 2o. de esta Resolución, previas las publicaciones de rigor, y regirán hasta el 31 de diciembre de 2002. Vencido este término los cargos continuarán rigiendo mientras la Comisión no fije unos nuevos.

ARTÍCULO 7o. En firme esta Resolución envíese copia de la misma a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios para los fines señalados en su parte motiva.

ARTÍCULO 8o. La presente Resolución deberá notificarse a la empresa Electrificadora de la Costa Atlántica S.A. E.S.P. y publicarse en el Diario Oficial. Contra las disposiciones contenidas en esta Resolución procede el recurso de reposición, el cual podrá interponerse ante la Dirección Ejecutiva de la CREG dentro de los cinco (5) días hábiles siguientes a la fecha de su notificación.

NOTIFÍQUESE, PUBLÍQUESE Y CÚMPLASE,

Dada en Bogotá, D.C., a los

RAMIRO VALENCIA COSSIO

Ministro de Minas y Energía

Presidente

DAVID REINSTEIN BENÍTEZ

Director Ejecutivo