RESOLUCIÓN 127 DE 2016

(agosto 16)

<Fuente:Archivo interno entidad emisora>

COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS

Por la cual se resuelve el recurso de reposición interpuesto por la Central Hidroeléctrica de Caldas S.A. E.S.P., CHEC, contra la Resolución CREG 217 de 2015

LA COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS

En ejercicio de las atribuciones legales, en especial las conferidas por las Leyes 142 y 143 de 1994, y en desarrollo de los Decretos 1524, 2253 de 1994 y 1260 de 2013 y,

CONSIDERANDO QUE:

I. ANTECEDENTES

Mediante Resolución CREG 180 de 23 de diciembre de 2014, se establecieron los criterios generales para determinar la remuneración de la actividad de comercialización de energía eléctrica a usuarios regulados en el Sistema Interconectado Nacional.

El día 4 de diciembre de 2015 la Comisión de Regulación de Energía y Gas, CREG expidió la Resolución CREG 217 de 2015, Por la cual se aprueba el costo base de comercialización, el riesgo de cartera para usuarios tradicionales y para usuarios en áreas especiales del mercado de comercialización atendido por la Central Hidroeléctrica de Caldas S.A. E.S.P., CHEC.

Mediante comunicación escrita radicada en la CREG bajo el número E–2016–000786 del 27 de enero de 2016, el señor JUAN RODRIGO BUSTOS GIRALDO, en calidad de apoderado mediante E.P. No. 3529 del 30 de agosto de la Notaría 4. del Círculo de Manizales, interpuso oportunamente recurso de reposición solicitando modificar el artículo primero de la resolución impugnada.

En el recurso de reposición, el recurrente plantea las siguientes pretensiones:

1. Se modifique el Artículo 1o- Costo base de Comercialización- de la Resolución 217 del 4 de diciembre de 2015, así::

- Se recalcule el Costo base de Comercialización consignado en el citado artículo, considerando el porcentaje de eficiencia que se obtendría al incluir para los años 2012 y 2013 los valores de los recursos de personal, misceláneos, materiales, equipos y edificios relacionados en el anexo 4 a este recurso y que corresponden al 100% de los costos del negocio de comercialización, para hacer consistente dicha información con la reportada para las mismas cuentas en el período 2009-2011.

De no acceder a lo anterior, en subsidio se solicita:

- Se determine el Costo base de Comercialización consignado en el citado artículo, de conformidad con el: “Anexo 1 Cálculo del Factor de Eficiencia en los Mercados de Comercialización” en su numeral 1, en lo relativo a “En caso de que no sea posible predecir el factor de eficiencia de un mercado, este corresponderá al promedio aritmético de los restantes mercados para los cuales fue posible su predicción.”

2. Se modifique el año inicial de aplicación del costo base de comercialización, siendo este el 2016.

3. Se modifique el documento soporte 140 de 2015, de conformidad con lo manifestado en el presente documento.

Así mismo la empresa apoya sus solicitudes de la siguiente manera:

- Tal y como se invoca en los considerandos de la Resolución CREG 217 de 2015, el artículo 73 de la ley 142 de 1994 prevé que entre las funciones de la CREG está la de garantizar “que las operaciones de los monopolistas o de los competidores sean económicamente eficientes, no impliquen abusos de la posición dominante, y produzcan servicios de calidad”.

- Igualmente el artículo 87.7 determina que se debe garantizar: “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.” (subrayas fuera de texto)

- Por su parte, de conformidad con el Documento CREG-100 del 23 de diciembre de 2014, mediante el cual se desarrollaron los “Criterios generales para determinar la remuneración de la actividad de comercialización de energía eléctrica a usuarios regulados” se calculó en aplicación del “Anexo 1 Cálculo del Factor de Eficiencia en los Mercados de Comercialización para CHEC, como factor de eficiencia el límite superior del intervalo del 90% predicho por el modelo de frontera estocástica, un valor del 0.933.

- Sin embargo, en el documento CREG 140 del 4 de diciembre de 2015 “CALCULO DEL COSTO BASE DE COMERCIALIZACIÓN, EL RIESGO DE CARTERA PARA USUARIOS TRADICIONALES Y PARA USUARIOS EN ÁREAS ESPECIALES DEL MERCADO DEL MERCADO DE COMERCIALIZACIÓN ATENDIDO POR LA CENTRAL HIDROELÉCTRICA DE CALDAS S.A. ESP” en su numeral 2.3.2 factor de eficiencia del mercado de comercialización que soporta la Resolución 217 de 2015, define para CHEC una eficiencia del 0.78025170 que resulta de aplicar el modelo de frontera estocástica definido por CREG para el periodo 2009-2013.

Replicando entonces, el modelo de CREG con los datos de CHEC y analizando los resultados, encontramos que, en el modelo de frontera estocástica definido por la Comisión en el Anexo 1 de la Resolución 180 de 2014, para la CHEC no se refleja su eficiencia.

- Como se evidencia en la simulación del modelo propuesto por la CREG (ver resultados del anexo 1 y 2), cuando el modelo se corre para el periodo de tres años correspondiente a los años 2009 a 2011, se obtiene una eficiencia en el límite superior de 94.683%, mientras que al adicionar la información de los años 2012 y 2013, años para los cuales CHEC varió el criterio de reporte de información al SUI, se obtiene un valor para la misma variable de 78.439%. CHEC realizó una sensibilización para los años 2012 y 2013 aplicando el mismo criterio de reporte de información utilizado para los años 2009, 2010 y 2011, arrojando como resultado una eficiencia del 85.641%. Los resultados de dicha sensibilización se muestran en el anexo 3.

- Por lo tanto el factor de eficiencia definido en la Resolución recurrida no es coherente con la realidad de costos y gastos de CHEC ya que como se demuestra, el modelo aplicado no permite predecir la eficiencia de la empresa.

De otra parte, verificando la tabla mediante la cual se ilustran los valores de la senda del costo base de comercialización del documento soporte CREG 140 de 2015, se tiene las siguientes observaciones:

- Mientras que en el numeral 2.3.3 del documento se menciona que el costo base se reduce en 127.1 $/factura, al verificar las variaciones se tiene que estas son del 298.3 $/factura.

AÑO	Costo base de comercialización ($ dic 2013/factura)	Delta Anual($ dic  2013/factura)
2015	7 670.4
2016	7 372.2	298.2
2017	7 073.9	298.3
2018	6 775.6	298.3
2019	6 477.3	298.3

En este mismo orden de ideas, se requiere claridad sobre la aplicación de los valores a aprobar del cargo base de comercialización en la senda descrita ya que de acuerdo con la misma resolución, en su artículo 4 se expone”.

“De conformidad con lo previsto por el artículo 25 de la resolución CREG 180 de 2014, el costo base de comercialización y los riesgos de cartera aprobados en esta resolución estarán vigentes desde la fecha en que quede en firme y hasta cuando se cumplan cinco años desde la entrada en vigencia. Vencido el plazo éstos continuaran rigiendo hasta que la Comisión apruebe los nuevos”.

Para el caso particular de CHEC, los valores deberían estar establecidos entre 2016 y 2020 ya que la resolución de aprobación quedarla vigente a partir de 2016 y en Colombia no existe la aplicación retroactiva de la norma.

Así mismo, realizada la revisión detallada de la resolución recurrida y del documento soporte, se cometió un error por parte de la CREG en la transcripción de la siguiente información:

1. Los valores que se presentan en la tabla 7 del documento CREG 140: Gastos de personal, misceláneos, edificios, materiales y equipos no corresponden con la información enviada por CHEC después de indexada.

2.  Los valores que se presentan en la tabla 8. del documento CREG 140: Número de usuarios por ubicación reportados por la empresa en su solicitud y en la Tabla 9 del mismo documento: Número de usuarios por ubicación, reportados en respuesta a las aclaraciones, no corresponden a la información reportada por CHEC.

3. Los valores de la Tabla No 10. Del documento CREG140: Número de kilómetros de red de nivel de tensión 2 y facturas reportadas por la empresa en su solicitud y la tabla 11 Número de kilómetros de red de nivel de tensión 2 y facturas reportadas en respuesta a la Circular de la CREG 074 de 2014 no corresponden con la información reportada por CHEC.

II. ANÁLISIS DE LA CREG

SOLICITUD DE RECALCULO DEL COSTO BASE

Mediante Circulares CREG 024 de 2013, 018 de 2012, 049 de 2011, 053 de 2010 y 008 de 2009 se solicitó a las empresas la información sobre costos de comercialización, cuentas por cobrar y el reporte de usuarios desconectados.

Para determinación del costo base eficiente se definió un modelo de frontera estocástica que emplea como variables explicativas del costo de comercialización, la cantidad de red nivel de tensión 2 y 3 y el número de usuarios.

La información fue usada por la Universidad de Antioquia para efectuar los cálculos de la frontera estocástica con los resultados presentados en el Documento CREG 100 de 2014, a partir de la información entregada por las empresas.

En consecuencia, los resultados del modelo fueron desarrollados, con la mejor información disponible y no implica que los resultados obtenidos dentro de la actuación administrativa de estimación del costo base de comercialización de las empresas deban ser iguales, máxime que dentro de esta actuación se revisa nuevamente la información que se empleará para la estimación de la eficiencia.

Mediante Circular CREG 007 del 3 de febrero, de 2015, se solicitó a las empresas la información para reconocimiento del costo base de comercialización de energía eléctrica, el riesgo cartera de usuarios tradicionales y el riesgo de cartera de usuarios de áreas especiales, según lo dispuesto en los artículos 21 y 22 de la Resolución 180 de 2014.

Mediante radicados CREG E-2015-002141 y E-2015-002144, del 3 de marzo de 2015, la CHEC entrega la información en los formatos definidos por la Comisión en atención a la circular antes mencionada.

Una vez revisada la información reportada por la empresa en la Circular CREG 007 de 2015, fue necesario solicitar aclaraciones frente a la información disponible en el Sistema Único de Información, SUI, el sistema de costeo por actividades, ABC y respecto de la información entregada por la empresa en respuesta a las Circulares CREG 024 de 2013, 018 de 2012, 049 de 2011, 053 de 2010 y 008 de 2009. Para tal efecto se solicitaron las aclaraciones mediante la comunicación con radicado CREG S-2015-003467 del 12 de agosto de 2015.

La CHEC mediante comunicaciones con radicados CREG E-2015-008833, E-2015-009189 y E-2015-009279, de fechas 1, 8 y 10 de septiembre de 2015, respectivamente, presenta las aclaraciones correspondientes y hace entrega de la información, en los formatos corespondientes, validada por el gerente general, Jhon Jairo Granada Giraldo, el revisor fiscal, Erika Marcela Jaramillo Vélez, y el contador, Jhon Enrique Correa Cruz.

La Comisión usó la información correspondiente a las comunicaciones E-2015-008833, E–2015–009189 y E-2015-009279, la cual fue debidamente certificada por el representante legal, revisor fiscal y contador de la CHEC.

Mediante el recurso de reposición con radicado CREG E-2016-000786 del 28 de enero de 2016, se remiten los formularios correspondientes a los formatos 5a, 5b, 6a, 6b y 6c firmados el contador, Jhon Enrique Correa Cruz, sin firma por parte del gerente general, ni el revisor fiscal de la empresa.

De lo anteriormente transcrito se colige que, la CHEC dispuso de las diferentes instancias durante la actuación procesal, la primera de estas, correspondiente a la solicitud del reconocimiento del costo base de comercialización de energía eléctrica, mediante la entrega de información en atención a la Circular CREG 007 de 2015.

La segunda instancia para presentar información, correspondiente a la respuesta por parte de la CHEC a la solicitud de aclaraciones por parte de la Comisión frente a las diferencias encontradas frente a: i) la circular antes mencionada; ii) las diferencias frente a la información disponible en el Sistema Único de Información, SUI y el sistema de costeo por actividades, ABC y, iii) las diferencias frente a las Circulares CREG 024 de 2013, 018 de 2012, 049 de 2011, 053 de 2010 y 008 de 2009.

La CHEC no manifestó dentro de la actuación administrativa, ninguna particularidad, error o aplicación de un criterio diferente para la información correspondiente para los años 2012 y 2013.

En la comunicación de la CHEC, radicado CREG E-2016-008833, se manifestó con relación a las aclaraciones solicitadas sobre los formatos 5 y 6:

3. Formatos 5 y 6. Costos de personal, misceláneos, materiales, edificios y equipos en el sistema de costos ABC.

Las diferencias detectadas por la Comisión en el año 2009, obedecen a un error humano de la Empresa, ya que al realizar el reporte de la circular 007 de 2015, no se tomó la versión final del reporte al SUI.

Por lo anterior estamos reportando nuevamente la Información correspondiente al año 2009, avalada por la revisoría fiscal.

Es importante aclarar que a nivel total entre lo reportado al SUI y lo enviado mediante la Circular 007 de 2015, no se presentan diferencias. (Sic).

En este sentido, si bien con el recurso de reposición, el recurrente puede presentar pruebas que demuestren el error en que hubiera podido incurrir la administración al momento de tomar la decisión, se aclara que la reposición, no es una instancia adicional para presentar pruebas que no se allegaron al expediente durante la actuación administrativa.

La carga de presentar las pruebas dentro de la oportunidad legal le corresponde al recurrente, motivo por el cual, no se le puede endilgar a la administración el actuar bajo error por la omisión del recurrente, so pretexto de solicitar una modificación de la decisión adoptada, la cual fue tomada con la información presentada por el recurrente.

Es preciso aclarar, que no es procedente el presente recurso de reposición presentado por la CHEC, para la modificación de la información para adelantar un nuevo cálculo por parte de la Comisión del reconocimiento del costo base de comercialización de energía eléctrica para la empresa, toda vez que la decisión adoptada por la CREG fue correcta conforme a la información que aportó el recurrente durante la actuación administrativa.

Con base en lo anterior, no se considera procedente el recalculo del costo base de comercialización a partir de la modificación de la información de los formatos 5a, 5b, 6a, 6b y 6c, para los años 2012 y 2013 que el recurrente solicita.

Así mismo, con relación a la petición subsidiaria interpuesta por la CHEC, tal y como se consigna en la Resolución CREG 217 de 2015, es posible el cálculo del factor de eficiencia para el comercializador CHEC. Por lo anterior, no se considera procedente la aplicación de la regla contenida en el Anexo 1. de la Resolución CREG 180 de 2014, como lo solicita el recurrente.

2. Se modifique el año inicial de aplicación del costo base de comercialización, siendo este el 2016.

La Resolución CREG 217 fue aprobada en el año 2015, sin embargo el recurso de reposición fue interpuesto en enero de 2016. Con relación a la vigencia de la misma, el Artículo 25 de la Resolución CREG 180 de 2014 establece:

Artículo 25. Vigencia del costo base de comercialización, el riesgo de cartera para usuarios tradicionales y usuarios en áreas especiales. Los costos base de comercialización y los riesgos de cartera que apruebe la Comisión estarán vigentes desde la fecha en que quede en firme la resolución correspondiente y hasta cuando se cumplan cinco años desde la entrada en vigencia de la presente resolución, sin perjuicio de las actualizaciones a que haya lugar. Vencido el plazo, éstos continuarán rigiendo hasta que la Comisión apruebe los nuevos. (Subrayado fuera de texto).

De conformidad con lo anterior, el primer año de aplicación de la senda definida para el costo base de comercialización del mercado de comercialización atendido por la Central Hidroeléctrica de Caldas, CHEC,S.A. E.S.P. es 2016, toda vez que de acuerdo con Resolución CREG 180 de 2014, el primer año de aplicación de la senda corresponde con el año de entrada en vigencia de la resolución, en este caso, el año 2016.

En vista de lo expuesto, se accede a la petición de que el año inicial del costo base de comercialización sea el año de 2016.

3. Se modifique el documento soporte 140 de 2015, de conformidad con lo manifestado en el presente documento.

En el Documento CREG 140 de 2015 se numeraron en forma equivocada las tablas 7 al 14 y las Tablas 10 al 14 se trascribieron en forma errónea los cuadros resumen con la información usada para los cálculos del reconocimiento del costo base de comercialización de energía eléctrica, el riesgo cartera de usuarios tradicionales y el riesgo de cartera de usuarios de áreas especiales presentados por parte de la CHEC.

No obstante lo anterior, la información empleada para los cálculos del reconocimiento del costo base de comercialización de energía eléctrica, el riesgo cartera de usuarios tradicionales y el riesgo de cartera de usuarios de áreas especiales, corresponden a la información presentados por parte de la CHEC en atención a las aclaraciones debidamente certificadas en las comunicaciones E-2015-008833, E–2015–009189 y E-2015-009279.

Por lo anterior, y con el fin de hacer claridad de la información empleada en los cálculos del costo base de comercialización de energía eléctrica, a continuación se presentan las tablas 7 al 14 empleadas en los cálculos del costo base de comercialización, el riesgo cartera de usuarios tradicionales y el riesgo de cartera de usuarios de áreas especiales de la CHEC:

TABLA 7. Cálculo de los gastos en la actividad de comercialización.

Ítem	Concepto	2013
1	Valor de la cuenta 444	167,679,196,850
2	Valor energía comercializada con destino al mercado regulado y no regulado	119,169,743,036
3	Valores no incluidos en la actividad	173,303,746
4	Gastos en la gestión de pérdidas	0
5	Costos contribuciones CREG y SSPD	684,018,503
6	Otros costos y gastos	6,328,963,664
7	Gastos en la actividad de comercialización, GCj	41,323,167,901

TABLA 8. Número de facturas expedidas para el año 2013.

Concepto	Empresa	Circular CREG 074 de 2014	Diferencia
Cantidad de facturas expedidas por el comercializador integrado con el OR	5,064,082	5,064,082	0

TABLA 9. Gastos en la actividad de comercialización para los años 2009 a 2013

Concepto	2009	2010	2011	2012	2013
Valor de la cuenta 444	164,429,165,774	240,267,144,517	372,322,824,593	175,114,487,113	167,679,196,850
Valor energía comercializada con destino al mercado regulado y no regulado	85,252,579,385	164,857,548,491	311,575,281,351	131,141,368,637	119,169,743,036
Valores no incluidos en la actividad	32,655,190,773	25,209,526,179	16,360,485,601	1,220,736,009	173,303,746
Gastos en la gestión de pérdidas	2,190,388,923	2,228,316,797	0	0	0
Costos contribuciones CREG y SSPD	465,863,236	475,169,871	706,993,280	620,538,168	684,018,503
Otros costos y gastos	6,998,063,812	5,214,839,116	9,295,502,587	4,588,615,013	6,328,963,664
Gastos en la actividad de comercialización, GCj	36,867,079,646	42,281,744,063	34,384,561,774	37,543,229,286	41,323,167,901

TABLA 10. Gastos de personal, misceláneos, edificios, materiales, y equipos reportados por CHEC en su solicitud.

Concepto	2009	2010	2011	2012	2013
Costos de personal	33,356,847,534	36,458,535,880	31,669,575,179	27,227,801,762	32,612,569,297
Costos misceláneos	41,171,454,950	36,098,503,709	26,117,153,719	14,994,402,344	12,254,093,756
Costos de materiales	1,216,081,451	500,682,940	1,349,871,990	336,956,338	232,100,420
Costos de edificios	2,226,452,596	933,787,727	837,360,667	952,691,958	1,615,414,916
Costos de equipos	1,205,749,858	1,418,085,770	773,581,687	461,266,075	1,109,932,757

TABLA 11. Número de usuarios por ubicación reportados por la empresa en su solicitud.

Año	Usuarios urbano	Usuarios rural	Usuarios centro poblado	Total Usuarios
2009	296,332	107,099	403,431
2010	304,337	81,183	29,897	415,417
2011	310,130	81,712	29,710	421,552
2012	317,648	84,915	29,635	432,198
2013	325,743	88,739	30,548	445,030

TABLA 12. Número de usuarios por ubicación reportados en respuesta a las aclaraciones.

Año	Usuarios urbano	Usuarios rural	Usuarios centro poblado	Total Usuarios
2009	296,332	107,099	403,431
2010	304,337	81,183	29,897	415,417
2011	310,130	81,712	29,710	421,552
2012	317,648	84,915	29,635	432,198
2013	325,743	88,739	30,548	445,030

TABLA 13. Número de kilómetros de red de nivel de tensión 2 y facturas reportadas por la empresa en su solicitud.

Año	Longitud red urbana nivel 2 (km)	Longitud red rural nivel 2 (km)	Total Red Nivel 2 (Km)	Facturas Mensuales	Facturas Bimestrales	Total Facturas Año
2009	834.6	7518.4	8353.0	4.799.512	4.799.512
2010	842.3	7509.2	8351.5	4.881.967	4.881.967
2011	846.8	7512.2	8359.0	4.946.770	4.946.770
2012	845.8	7631.0	8476.9	5.051.287	5.051.287
2013	862.8	7722.2	8585.0	4.880.626	183.456	5.064.082

TABLA 14. Número de kilómetros de red de nivel de tensión 2 y facturas reportadas en respuesta a la Circular CREG 074 de 2014.

Año	Longitud red urbana nivel 2 (km)	Longitud red rural nivel 2 (km)	Total Red Nivel 2 (Km)	Facturas Mensuales	Facturas Bimestrales	Total Facturas Año
2009	834.6	7518.4	8353.0	4.800.208	0	4.800.208
2010	842.3	7509.2	8351.5	4.882.440	0	4.882.440
2011	846.8	7512.2	8359.0	4.946.770	0	4.946.770
2012	845.8	7631.0	8476.9	5.051.287	0	5.051.287
2013	862.8	7722.2	8585.0	4.880.626	183.456	5.064.082

Igualmente, la Comisión aclara el delta de variación presentando en el Documento CREG 140 de 2015 para los valores correspondientes a la variación del costo base de $127,1, no es correcto debido a un error de transcripción, y el valor aplicado es de 298.3 $/factura, como se puede calcular de los valores presentados en la Resolución CREG 217 de 2015.

Con base en los argumentos expuestos en la respuesta correspondiente a la pregunta uno de la presente comunicación, no se considera procedente modificar el Documento CREG 140 de 2015.

Dado que el presente acto administrativo es de carácter particular, no requiere ser remitido a la Superintendencia de Industria y Comercio, SIC, para los efectos establecidos en el artículo 7o de la Ley 1340 de 2009, reglamentado por el Decreto 2897 de 2010.

La Comisión de Regulación de Energía y Gas en su sesión 728 del 16 de agosto de 2016, acordó expedir la presente resolución.

RESUELVE:

ARTÍCULO 1o. No reponer la Resolución CREG 217 2015 en cuanto a modificar el costo base de comercialización de Central Hidroeléctrica de Caldas S.A. E.S.P., CHEC.

ARTÍCULO 2o. No reponer la Resolución CREG 217 de 2015 con relación a la petición subsidiaria de usar el promedio aritmético de los restantes mercados para el cálculo de eficiencia de Central Hidroeléctrica de Caldas S.A. E.S.P., CHEC.

ARTÍCULO 3o. Reponer la Resolución CREG 217 de 2015 con relación a la petición de modificar el año inicial de aplicación del costo base de comercialización del mercado atendido por la Central Hidroeléctrica de Caldas S.A. E.S.P., CHEC. En consecuencia, el Artículo 1o de la Resolución CREG 217 de 2015, quedará así:

Artículo 1o. Costo base de comercialización. El costo base de comercialización para el mercado de comercialización atendido por la Central Hidroeléctrica de Caldas S.A. E.S.P., conforme a lo establecido en el artículo 6o de la Resolución CREG 180 de 2014 es:

Año	2016	2017	2018	2019	2020
Cfj [$ dic-2013 / factura]	7,670.4	7,372.2	7,073.9	6,775.6	6,477.3

ARTÍCULO 4o. Corríjase el error de transcripción de la información presentada en el Documento CREG 140 de 2015, con la información presentada en el punto tercero de la presente Resolución.

ARTÍCULO 5o. Conceder parcialmente el recurso de reposición interpuesto.

ARTÍCULO 6o. La presente Resolución deberá notificarse a Central Hidroeléctrica de Caldas S.A. E.S.P., CHEC y a Enertotal y Dicel S.A. E.S.P reconocidos como terceros interesados dentro de la actuación administrativa. Contra la decisión contenida en la presente Resolución no procede recurso alguno por encontrarse agotada la vía gubernativa.

NOTIFÍQUESE, PUBLÍQUESE Y CÚMPLASE

Dada en Bogotá, a los

GERMAN ARCE ZAPATA

Viceministro de Energía
Delegado del Ministro de Minas y Energía

Presidente

JORGE PINTO NOLLA

Director Ejecutivo