52D4D04A5D1DAF720525785A007A6B0C Resolución - 2004 - CREG087-2004
Texto del documento
Publicada en el Diario Oficial No.45.769 del 21 de diciembre de 2004

RESOLUCIÓN No.087
( 26 NOV. 2004 )


Por la cual se resuelve el Recurso de Reposición interpuesto por EMPRESAS PUBLICAS DE MEDELLIN E.S.P., contra la Resolución CREG-022 de 2004.
LA COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS
C O N S I D E R A N D O:

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

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

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

Que EMPRESAS PUBLICAS DE MEDELLIN E.S.P., mediante comunicaciones con radicados CREG E-2003-008200 del 1 de septiembre de 2003 y CREG E-2003-009066 del 30 de septiembre de 2003, presentó solicitud tarifaria a la CREG reportando la información histórica, las proyecciones de demanda, las proyecciones de gastos de AOM de distribución y el programa de nuevas inversiones, clasificadas según el listado de unidades constructivas establecido en el Anexo No. 1 de la Resolución CREG 011 de 2003;

Que mediante los Artículos 5° y 6° de la Resolución CREG 0022 de 2004, la Comisión señaló el cargo promedio de distribución aplicable al Mercado Relevante atendido por EMPRESAS PUBLICAS DE MEDELLIN E.S.P. y que le permite recuperar los costos de inversión y los gastos de AOM para la distribución domiciliaria de gas combustible por red en $87,27/m3 ($ del 31 de Diciembre de 2002) y el cargo máximo base de comercialización en $1.887,65 ($ del 31 de Diciembre de 2002).

Que EMPRESAS PUBLICAS DE MEDELLIN E.S.P., a través de su apoderada y mediante comunicación con radicación interna CREG-003690 del 4 de mayo de 2004, y dentro de los términos legales, presentó recurso de reposición contra la Resolución CREG-022 de 2004;


I. PRETENSIONES DE LA RECURRENTE

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

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

Con respecto al AOM:

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

Con respecto a las proyecciones de demanda:

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

Con respecto a las Inversiones existentes:

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

Con respecto a las inversiones nuevas:

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

Con respecto al costo de comercialización:

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

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


Inversión existente:140.898
Nuevas inversiones:50.750
VP AOM:103.288
VP de la demanda1.416,4
Cargo medio:208,3 $/m3
Cargo de comercialización:2.536,73 $/factura”


Que EMPRESAS PUBLICAS DE MEDELLIN E.S.P., a través de sus comunicaciones con radicados CREG E –2004-003685; E-2004-003717; E-2004-004480; E-2004-004816; E-2004-005201;E-2004-5229; E-2004-006624; E-20004-008155; E-2004-008360; E-2004-008576 y E-2004-009058 complementó y aclaró la información del recurso de reposición contra la Resolución CREG-022 de 2004.

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


II. FUNDAMENTOS DE LAS PRETENSIONES

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


2.1. CONSIDERACIONES FINANCIERAS 2.2. CONSIDERACIONES TÉCNICAS 2.2.1. Valoración de la inversión existente

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

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

Con base en lo expuesto, se hace necesaria la revisión de la valoración de los activos inherentes a la operación, considerando para ellos en los precios reales en los cuales incurrió Empresas Públicas de Medellín E.S.P. en sus procesos contractuales para la construcción de la red, por ser estos procesos garantía para obtener los mejores precios, acordes con las reglamentaciones técnicas, ambientales, de espacio público y de impacto comunitario de la región donde actúa Empresas Públicas de Medellín E.S.P. Estos precios fueron presentados a la CREG en la solicitud de cargos de agosto de 2003 y corresponden a ciento treinta y seis mil cuarenta y cinco ($136.045) millones de pesos. Sin embargo, solicitamos que de este monto se descuenten tres mil ciento veintidós millones doscientos ochenta mil ciento treinta y tres pesos ($3.122.280.133), correspondientes a “sistemas de control”, ítem que fue reconocido en el programa de nuevas inversiones. En esas condiciones el valor de los activos existentes inherentes a la operación sería de ciento treinta y dos mil novecientos veintitrés ($132.923) millones de pesos, cifra a la cual añadimos el seis por ciento (6%) reconocido por el concepto de otros activos, con lo que tendríamos un total de ciento cuarenta mil ochocientos noventa y ocho ($140.898) millones de pesos por concepto de inversión existente.

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


2.2.2. Programa de nuevas inversiones


2.2.2.1. “Ajuste en precios de unidades constructivas 2.2.2.2. “Ajuste al programa de nuevas inversiones 2.2.3. Gastos AOM reconocidos De acuerdo con la empresa “El valor de los gastos AOM reconocido no cubre los costos reales. Este valor representa solamente un veinticuatro punto veintinueve por ciento (24,29%) de lo solicitado. La comparación con lo reconocido a otras empresas del país muestra unas diferencias que no tienen explicación racional, el menor AOM, sin incluir a Empresas Públicas de Medellín E.S.P. es el de Espigas que equivale a casi 8 veces el reconocido a EEPPM, mientras que el mayor es 30 veces. Si la infraestructura se está reconociendo a valor de reposición a nuevo, no puede existir una diferencia tan marcada entre distintas empresas.

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

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

El problema de las variables del modelo

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

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

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

Pruebas de consistencia

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

· Las medidas de eficiencia generadas por diferentes enfoques deben tener medidas y desviaciones estándar similares.
· Los diferentes enfoques deben clasificar las empresas en un orden semejante.
· Los diferentes enfoques deben identificar, en general, a las mismas empresas como las mejores o peores.
· Las medidas de eficiencia deben ser razonablemente consistentes con otras medidas de desempeño.
· Las medidas de eficiencia deben ser relativamente estables en el tiempo.
· Las distintas medidas deben ser razonablemente consistentes con los resultados que se esperan de acuerdo con las condiciones de la industria.

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

· El método elegido para estimar los cargos debe ser validado con los resultados de la aplicación de otros métodos.
· Es necesario revisar periódicamente y dentro de un mismo período regulatorio las estimaciones obtenidas.
· Es fundamental confrontar los resultados con las percepciones de los agentes y de los conocedores del sector.

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

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

El problema de los “out- liers”

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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


2.2.4. Proyecciones de demanda

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

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

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

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

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

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

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


2.2.5. Cargo de comercialización

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

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

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

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

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


2.3. CONSIDERACIONES JURÍDICAS · Información reportada incorrectamente a la CREG respecto a los activos no operativos existentes, pues se reportó la totalidad de los mismos y no el 6% de los activos operativos como se indicaba en la resolución 011 de 2003.
· Se reportó el valor contable de los activos operativos existentes al año 2002 y no el de la resolución 075 de 1998.
· A la fecha de presentación de este recurso, la demanda proyectada es mucho menor a la que sirvió de fundamento para la aprobación del cargo.
· Al reportar el valor de AOM este resultó ser inferior al verificado con posterioridad a tal reporte, debido a que se omitió parte de la componente de administración.
· Porque el centro de control fue reconocido dos veces por la CREG.
· Se infiere que la CREG utilizó en el cálculo del cargo de comercialización un dato de ingresos comerciales diferente e inferior al real.
· Los resultados arrojados por la metodología utilizada para hallar los costos de AOM eficiente no son consistentes.
III. PRUEBAS

a) Por parte de la empresa
1. Auditoria a los archivos de la Subgerencia del Gas de las Empresas, para revisar los procesos contractuales y en especial los contratos celebrados y ejecutados, de donde pueden inferirse los valores reales de las unidades constructivas.
2. Auditoria de los registros contables y al sistema oficial de costos de las Empresas para verificar los valores reales del AOM.
3. Auditoria a los registros contables y al SIVICO, para verificar los ingresos comerciales reales de las Empresas en el año 2002.
4. Documento suscrito por Luis Carlos Ríos, funcionario del Área Transacciones de Gas de las Empresas sobre “Actualización demandas y consumos industriales del municipio de Barbosa”.


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

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


IV. ANÁLISIS DEL RECURSO

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


4.1. CONSIDERACIONES FINANCIERAS

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

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

A estos datos y consideraciones se vincula, en el capítulo sobre Razones Jurídicas, el argumento de que uno de los principios tarifarios ordenados por la Ley 142/94 es el de suficiencia financiera.

No hay duda que el régimen tarifario debe permitir que las empresas cubran sus costos, siempre que estos correspondan al criterio de eficiencia. Así se desprende del artículo 87 de la Ley 142 /94; incluso suprimiendo la primacía de ambos criterios sobre los demás, por la declaratoria de inexequibilidad de esa frase Sentencia C-151/03, el mandato legal sigue siendo claro.

Pero para demostrar que un cargo específico viola el criterio de suficiencia financiera, los datos suministrados no pueden limitarse a que la empresa tenga y proyecte tener pérdidas operativas, puesto que la única causa no radica en la tarifa determinada; pueden haberse sobreestimado las inversiones para la demanda, lo cual es crucial en una actividad sin garantía de mercado como es esta. A diferencia de lo que ocurre en ciertos contratos estatales, como los de obra o construcción, en los que el Estado supone la entrega efectiva de un cierto volumen de unidades o, como en los de carreteras en los que se garantiza un tráfico de vehículos mínimo Tema de por sí objeto de revisión, en la prestación de servicios conforme a la Ley 142/94 el empresario corre los riesgos de mercado, incluso en los excepcionales casos de contratos de concesión con la modalidad de Áreas de Servicio Exclusivo.

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

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

Un segundo límite es temporal. Téngase en cuenta que las fórmulas tienen una vigencia de cinco años, conforme el artículo126 de la Ley 142/94; el Cargo específico tiene, por tanto, una vigencia de cinco años contados desde el momento en que la Resolución respectiva quede en firme, excepto que se haya hecho uso del derecho consagrado en el mismo artículo 126 Para EPM la Resolución CREG 075/98 de manera expresa así lo indicó en el artículo 4° “ vigencia de la Fórmula Tarifaria”.

Esto significa que esta fuera de lugar esgrimir como argumento que la empresa afronta de tiempo atrás un deterioro financiero causado, a juicio de EPM, porque los Cargos de Distribución aprobados para el período tarifario anterior no permitieron la suficiencia financiera. La oportunidad para estos argumentos terminó y la CREG no podría autorizar unos cargos para el nuevo período que compensaran insuficiencias - aunque llegaran a demostrarse- retroactivas. Entre otras cosas, porque los usuarios tienen un derecho consolidado a que no se les reajusten cobros por consumos “...al cabo de cinco meses de haber entregado las facturasLey 142, artículo 150” sea cual fuere la razón. Esto significa que aún en los casos en que se utilizaran las vías permitidas por el artículo 126, los eventuales incrementos no podrían aplicarse de manera retroactiva y esa sería la situación si, para un periodo tarifario nuevo, se incorporaran costos para suplir insuficiencias de las tarifas que rigieron en el periodo anterior.

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

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

Es del caso precisar que, cualquiera que sea la metodología escogida por el Regulador para la tasa de retorno, en ningún caso significa que la empresa forzosamente dará utilidades y menos aun que obtendrá los rendimientos fijados en la decisión específica.Resolución CREG 045/02Es, si se quiere, una oportunidad para alcanzar ese nivel de utilidades, pero si se obtiene o no dependerá de varios otros factores, uno bajo control de cada empresa, otros del mercado, otros del Regulador y otros exógenos al negocio...”.

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

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


4.2. CONSIDERACIONES TÉCNICAS

4.2.1. VALORACIÓN DE LA INVERSIÓN EXISTENTE

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

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

Al respecto, el concepto define :

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

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

“...La valoración de los activos reportados en el inventario de la inversión base se hará de la siguiente forma:..”
.
“.....La inversión existente será la suma del valor total de los siguientes activos:.......”

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

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

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

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

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

1) Una solicitud de revisión del cargo de Distribución para el periodo tarifario anterior, con base en el Artículo 126 de la Ley 142/94, cuya oportunidad ya pasó;
2) El debate sobre lo que sería finalmente la Resolución CREG 011/03, que ya terminó, o
3) Una demanda ante el Consejo de Estado contra la Resolución CREG 011/03, siempre posible. Recuérdese que no hay recursos en la vía gubernativa contra este tipo de Resolución por ser de alcance general.

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

1- La empresa estaba en los inicios de la prestación del servicio de gas Esta argumentación no es legalmente válida en ninguno de los escenarios y, en todo coso no en un recurso de reposición. Un empresario prudente estudia con el cuidado necesario los costos en que tendrá que incurrir para desarrollar la actividad que piensa emprender. Hace sondeos de mercado para estimar los costos de las redes y demás activos necesarios, calcula las cantidades de obra en función de la demanda estimada par un horizonte de tiempo etc. Estas reglas de buena gestión son las que todo empresario sigue, independientemente de si la actividad es regulada estatalmente.

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

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

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

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


2- Necesidad de un tratamiento diferencial

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

Los principios de competencia entre oferentes de un servicio tienen importancia de primer orden en la normatividad aplicable, tanto para efectos tarifarios como para las atribuciones que la CREG recibe directamente de la Ley en relación con otros temas como el de la participación de las empresas en el mercado, la separación de actividades y otros. Tanta importancia asigna la Ley a la competencia, que de manera específica el artículo 74.1, literal a) de la Ley 142 otorga una facultad especial a la CREG, separada de las funciones generales para las tres Comisiones de Regulación contenidas en el artículo 73. El literal citado dice:
”a) Regular el ejercicio de las actividades de los sectores de energía y gas combustible para asegurar la disponibilidad de una oferta energética eficiente, propiciar la 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. La Comisión podrá adoptar reglas de comportamiento diferencial, según la posición de las empresas en el mercado.(subrayado fuera de texto)

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

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

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

3- Los cargos a otras empresas son superiores

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

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

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

Además del análisis jurídico anterior, para verificar si los costos unitarios aprobados a EEPPM eran inferiores a los del mercado, la Comisión llevó a cabo una comparación de los costos que en su momento fueron aprobados a EEPPM frente a los costos unitarios aprobados para las inversiones existentes y para las inversiones proyectadas de las empresas que presentaron solicitud tarifaria en dicha oportunidad. En este ejercicio se observó que los costos aprobados a EEPPM, en la mayoría de los casos, están por encima de los aprobados a las demás empresas distribuidoras, tal como se aprecia en el cuadro No.1.


Cuadro No. 1 Comparación costos unitarios reconocidos
inversiones existentes millones de $ de diciembre de 2002
Ahora bien, si se comparan los costos unitarios que solicita la empresa en el presente recurso, presentados y discriminados en la página 62 y 63 del Documento “Cargos de Distribución y Comercialización de Gas Natural por Red - Información Adicional al Auto de Pruebas No. 1 – Proceso de Reposición de la Resolución CREG 022 de 2004” del 18 de agosto y radicado mediante número E-2004- 006624, se encuentra que estos están muy por encima de los aprobados a las demás empresas, tal y como se muestra en la gráfica No. 1.
Figura No.1 Comparación costos unitarios – Inversión existente






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

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

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

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


4.2.2. PROGRAMA DE NUEVAS INVERSIONES

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

Al respecto, se verifica que efectivamente hubo un error en la introducción de el precio de esta unidad al modelo. En este sentido se acepta la solicitud de la empresa y se procede a corregir dicho costo de la siguiente manera:
Cuadro No. 2. Costo unitario Unidades Constructivas de EPM
(Cifras en millones de $ de dic-2002)




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


4.2.3. GASTOS AOM

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


4.2.3.1 EEPPM como outlier

Los argumentos expuestos por la recurrente para que Empresas Públicas de Medellín se considere como un outlier en el momento de calificar su eficiencia en el DEA, se resumen principalmente en cinco aspectos: (i) Los gastos de AOM que fueron aprobados en la Resolución 022 de 2004 son bajos si se comparan con los de otras empresas, (ii) La variable volumen no fue incluida en el modelo lo cual afecta el resultado de eficiencia a la empresa, (iii) EEPPM difiere de las otras empresas debido a que es una empresa que aun se encuentra en expansión, (iv) La metodología DEA incorpora un chequeo de consistencia que no se realizó, (v) El dato de inversión utilizado no corresponde.

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

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

A. Qué es un Outlier?

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

B. Cómo se detecta un outlier?

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

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

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




el test de Grubbs se define como:


donde :
: Hace referencia a cada observación
: Hace referencia a la media de la muestra
: Hace referencia a la desviación de la muestra.

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




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


C. Verificación de Outliers en Análisis Envolvente De Datos

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


D. Aplicación

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

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

A continuación se presentan las estadísticas básicas Mínimo: Corresponde al menor valor encontrado para cada índice analizado.

Cuartil 25: Representa el valor por debajo del cual se encuentra el 25% de los datos
Mediana: Representa el valor por debajo del cual se encuentra el 50% de los datos
Cuartil 75: Representa el valor por debajo del cual se encuentra el 75% de los datos
Promedio: Es el valor calculado a partir de la suma de las observaciones dividida por el número de observaciones
Desviación: Es la raíz cuadrada de la varianza.
Varianza: Muestra que tan alejadas están las observaciones de la media.
Máximo: Corresponde al mayor valor encontrado para cada índice analizado.
calculadas para cada índice así como los diagramas de dispersión realizados y los resultados obtenidos en cada caso:





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

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

Las estadísticas utilizadas en los análisis de outliers se presentan en la siguiente tabla Rango intercuartilico: Se calcula como la diferencia entre el cuartil 75 y el cuartil 25 y se emplea para el cálculo de los cercanos interno y externo.

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


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





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

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




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

· Inversión/Usuario


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




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

· Inversión/Red



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


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

Estadísticas descriptivas:





Cálculo de Grubbs:


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


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

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

· AOM/usuario


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

· AOM/red


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

· Inversión/Usuario


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

· Inversión/Red


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

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

Estadísticas descriptivas:

Cálculo de Grubbs:




De la tabla anterior se observa que la hipótesis nula de no outliers se rechaza para los índices AOM/USU y INV/USU para la empresa Caucana de gas y se rechaza para el índice INV/RED para la empresa EPM. Como estas dos empresas no dieron outliers en todos los índices calculados, se tomó la decisión de incluirlas en el análisis DEA Bibliografía: Engineering Statistics HandBook. Chap 1 Exploratory Data Analysis. Chap 7 Product and Process Comparisons.

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

(i) BAJOS GASTOS DE AOM APROBADOS COMPARADOS CON LOS DE OTRAS EMPRESAS Sobre este aspecto, en resumen, solicita EEPPM que se la considere como “outiler” porque si se hace la comparación con lo reconocido a otras empresas del país se observa que los gastos reconocidos de AOM para la actividad de distribución son muy bajos. Así mismo, comenta que mientras sus indicadores muestran un aumento notorio de la productividad, los indicadores de las demás distribuidoras permanecen bastante estables en un tiempo de proyección de cinco años.

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

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

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

Ahora bien si se compara EEPPM con una empresa que se le asemeje en términos de demanda como el caso de Gas Caribe - Promigas, se observa que también existe una gran diferencia tanto en el valor del cargo como en la componente del mismo correspondiente a la remuneración de AOM la cual equivale al 23%. Lo anterior indica que efectivamente la componente de AOM del cargo aprobado a EEPPM es muy baja en relación con la participación de dicha componente en los cargos aprobados para las demás empresas distribuidoras del país.


Gráfica 2. Comparación de la Remuneración de AOM en la tarifa

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

(ii) LA VARIABLE VOLUMEN NO FUE CONSIDERADA EN EL MODELO

Aunque EEPPM, en comunicaciones que comentaban la propuesta para el nuevo régimen regulatorio para las actividades de distribución y comercialización de gas combustible por redes de tubería, señaló que para la estimación de los gastos eficientes AOM con la aplicación de la metodología DEA, la variable consumo debía ser tenida en cuenta para el análisis, la CREG tomó la decisión de excluirla , tal como lo explicó en el Documento CREG 01 de 16 de Enero de 2003, publicado mediante Circular 002 de 2003. En dicho documento la Comisión consideró que la variable consumo castigaba injustificadamente aquellos mercados que tenían un menor consumo por usuario frente a aquellos que tenían una alta intensidad energética. Así mismo, se considero que aunque existen algunos costos, como el de odorización de gas, que están relacionados con el volumen distribuido, el principal parámetro que incide en los gastos de AOM para la distribución es la longitud de red. (iii) EEPPM ATIENDE UN MERCADO EN EXPANSIÓN El comportamiento atípico de los gastos de AOM de EEPPM lo explica la empresa por su mercado en expansión, argumentando que una empresa que atiende un mercado de este tipo no puede tener el mismo tratamiento que empresas que atienden mercados maduros. Si se emplea en el ejercicio DEA el número de usuarios de un año posterior al utilizado en la metodología, se observa que el indicador de usuarios por kilómetro se aumentaría. Así mismo, manifiesta EPM que considerar solo la variable número de clientes en mercados maduros es acertado. Sin embargo, no ocurre lo mismo en un mercado en expansión cuya viabilidad depende en buena medida de la capacidad de la empresa que lo atiende para capturar, inicialmente, los clientes con altos consumos.

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






Gráfica 4. Comparación indicador AOM/usuario
EEPPM con empresas nuevas

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

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

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


(iv) CHEQUEOS DE CONSISTENCIA

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

Sobre este aspecto la Comisión precisa que tal y como se evidencia anteriormente, se realizaron los chequeos de consistencia respectivos que dieron como resultado que EEPPM no es un “outlier”. (v) EL VALOR DE INVERSIÓN NO CORRESPONDE AL REPORTADO POR LA EMPRESA.

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

Al respecto, conviene señalar que tal como se manifiesta en la Circular 02 de 2003, el documento a que hace referencia la recurrente era un documento de trabajo de la Comisión sometido a consulta mediante dicha Circular, por lo tanto lo estipulado en dicho documento no es argumento para justificar las pretensiones de la empresa, relacionadas con el cálculo de los cargos de distribución. De otro lado, la empresa argumenta que en la tabla 7 del Documento 009 de 2004, se observa que el costo unitario promedio de red para EEPPM de 72.082.343 $/Km es muy superior al resto. Sobre el particular agrega la empresa que los costos promedio unitarios de polietileno asignados a la inversión existente de las otras empresas son mucho menores que los definidos en la Resolución 011 de 2003, mientras que los de EEPPM están más cerca de dichos valores. De esta forma se esta asociando el AOM, no al tipo de red sino a su costo, lo cual no tiene sentido: una unidad constructiva cualquiera requiere un AOM determinado independiente del costo en que se haya incurrido para construirla.

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

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

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

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

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

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

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

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

Cuadro No. 3. Comparación gastos de AOM históricos con los proyectados solicitud inicial y en el recurso (millones de $ de diciembre de 2002)



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

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

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


4.2.4. PROYECCIONES DE DEMANDA

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

Al respecto, la Dirección Ejecutiva de la CREG decretó el Auto de pruebas No. 1 notificado a la empresa el 23 de junio de 2004, cuyo objeto fue adelantar una visita técnica a la empresa con el fin de analizar la información presentada y revisar el modelo utilizado para la obtención de los resultados de la proyección de demanda.

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

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

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

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

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

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

Cuadro No. 4. Comparación proyecciones de demanda solicitud tarifafia Vs. Recurso de reposición


Gráfica 4. Comparación proyección demanda solicitud tarifaria vs. Proyección de demanda recurso de reposición


4.2.5. CARGO DE COMERCIALIZACIÓN

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

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

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

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

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

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

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

c) La selección del producto y los insumos, refleja una relación funcional entre los mismos, que permite establecer la eficiencia relativa de cada Comercializador. a) El nivel de eficiencia obtenido del modelo de optimización se aplica al valor de los costos de comercialización del año anterior al cálculo del cargo y este resultado se divide entre el número de facturas de ese mismo año...”

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

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

Por lo tanto, no se encuentra procedente la solicitud de la empresa de considerar para EEPPM los usuarios y redes al final del año 2003, para el caso del cálculo del factor de eficiencia en la actividad de comercialización. 4.3. CONSIDERACIONES JURÍDICAS

4.3.1. La metodología para valorar los costos empresariales. Adicional a las consideraciones jurídicas indicadas en el concepto externo contratado por la CREG, el cual fue conocido por la recurrente, es necesario señalar lo siguiente:

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

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

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

Opciones tarifarias y errores de cálculo.

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

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

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

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

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

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

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

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

4.3.2. Prácticas indebidas a la competencia.

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

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

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

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


4.3.3. Conceptos jurídicos allegados por la recurrente.

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

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

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

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

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

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

R E S U E L V E :


ANEXO 1
INVERSIÓN BASE

ANEXO 1A
INVERSIÓN EXISTENTE


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




MANUEL MAIGUASHCA OLANO
ANA MARIA BRICEÑO MORALES
Viceministro de Minas y Energía
Directora Ejecutiva
Delegado del Ministro de Minas y Energía
Presidente
ANEXO 2
PROYECCIÓN DE DEMANDAS DE VOLUMEN Y USUARIOS POR MUNICIPIO

ANEXO 2A
DEMANDAS DE VOLUMEN




MANUEL MAIGUASHCA OLANO
ANA MARIA BRICEÑO MORALES
Viceministro de Minas y Energía
Directora Ejecutiva
Delegado del Ministro de Minas y Energía
Presidente
ANEXO 2 B
PROYECCIÓN DE USUARIOS POR MUNICIPIO



MANUEL MAIGUASHCA OLANO
ANA MARIA BRICEÑO MORALES
Viceministro de Minas y Energía
Directora Ejecutiva
Delegado del Ministro de Minas y Energía
Presidente
ANEXO 3
PROYECCIÓN DE
GASTOS DE ADMINISTRACIÓN, OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO –AOM




MANUEL MAIGUASHCA OLANO
ANA MARIA BRICEÑO MORALES
Viceministro de Minas y Energía
Directora Ejecutiva
Delegado del Ministro de Minas y Energía
Presidente
ANEXO 1B- PROGRAMA DE NUEVAS INVERSIONES

Res087-2004.docCreg087-2004.pdf - Creg087-2004.pdf


Ultima actualización: 26/06/2007 04:09:26 p.m.