RESOLUCIÓN 168 DE 2021

(octubre 6)

Diario Oficial No. 51.888 de 14 de diciembre de 2021

COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS - CREG

Por la cual se resuelve la solicitud de modificación de la aplicación de la Resolución CREG 015 de 2018 realizada por la Empresa Distribuidora del Pacífico S.A. E.S.P., con base en el artículo 126 de la Ley 142 de 1994.

LA COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS

En ejercicio de sus atribuciones constitucionales y legales, en especial las conferidas por las Leyes 142 y 143 de 1994, y en desarrollo de los Decretos 1524, 2253 de 1994, 2696 de 2004 y 1260 de 2013.

CONSIDERANDO QUE:

Mediante la Resolución CREG 015 de 2018, publicada en el Diario Oficial del 3 de febrero de 2018, se expidió la metodología para la remuneración de la actividad de distribución de energía eléctrica en el Sistema Interconectado Nacional, SIN, la cual fue aclarada y modificada por las resoluciones CREG 085 de 2018, 036 y 199 de 2019, 167 y 195 de 2020.

La Empresa Distribuidora del Pacífico S.A. E.S.P., DISPAC, mediante comunicación con radicado CREG E–2018-009362 de 2018, solicitó la aprobación de los ingresos asociados con el sistema de distribución local que opera.

Mediante Auto del 17 de septiembre de 2018 se inició la actuación administrativa, asignada al expediente 2018-0147, durante la cual se surtieron las respectivas aclaraciones y correcciones como respuesta a las etapas probatorias correspondientes.

Mediante la Resolución CREG 197 de 2020 se aprobaron las variables necesarias para calcular los ingresos y cargos asociados con la actividad de distribución de energía eléctrica para el mercado de comercialización atendido por DISPAC.

En el documento 156 de 2020 se encuentra el soporte de la Resolución CREG 197 de 2020, donde se incluyen los criterios de revisión de la información, las bases de datos y los cálculos empleados por la Comisión para definir las variables aprobadas en la Resolución CREG 019 de 2020.

Mediante comunicación con radicado CREG E-2020-013936 DISPAC presentó recurso de reposición contra la resolución CREG 197 de 2020, el cual fue resuelto mediante la Resolución CREG 223 de 2020.

En las comunicaciones con radicado CREG E-2021-002849 y E–2021–003054, DISPAC solicitó la modificación de la fórmula tarifaría en los términos del artículo 126 de la Ley 142 de 1994, argumentando la existencia de errores graves de cálculo y la afectación en forma grave de la capacidad financiera de la empresa.

Mediante Auto del 3 de mayo de 2021 se ordenó la formación de un expediente administrativo con el objeto de decidir la solicitud de modificación de la fórmula tarifaría en los términos del artículo 126 de la Ley 142 de 1994.

En la comunicación con radicado CREG E-2021-002849, DISPAC realizó la siguiente petición:

PETICIÓN

Por lo expuesto y ante la gravedad de las consecuencias que comprometen en forma grave la capacidad financiera de la Empresa para continuar prestando el servicio en las condiciones tarifarias previstas, solicito en ejercicio del procedimiento excepcional contemplado en el artículo 126 de la ley 142 de 1994, no aplicar los efectos de la metodología de la Resolución CREG 015 de 2018 y sus modificatorias a DISPAC S.A. ESP, y en su defecto, acoger los presupuestos aquí planteados, o aquello que a consideración del Regulador sean suficientes para sortear la inminente amenaza explicada y la suficiencia financiera de la empresa.

Subrayado fuera de texto

A continuación, se trascriben los argumentos presentados por la empresa en su solicitud y los respectivos análisis de la Comisión:

Existencia de grave error e insuficiencia financiera

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

En armonía con lo anterior, con gran preocupación encontramos que la aplicación de los cargos establecidos en la Resolución CREG 223 de 2020 por medio de la cual se resolvió el recurso de apelación interpuesto a la Resolución CREG 197 de 2020, contraviene el principio de suficiencia financiera establecido en el artículo 87 de la Ley 142 de 1994, toda vez que la estructura de las fórmulas tarifarias no garantizarán la recuperación de los costos y gastos propios de la operación, incluyendo la expansión, la reposición y el mantenimiento de la empresa DISPAC, comprometiendo gravemente su capacidad financiera para la continua y eficiente prestación del servicio en el departamento del Chocó, conforme a las consideraciones financieras y técnicas que procedo a explicar, y que también se estructuran desde la figura del error, ambas contempladas como causales de la modificación de la formula tarifaria antes del vencimiento del plazo al interior del artículo 126 de la Ley 142 de 1994.

A. GRAVE ERROR DE CALCULO

El artículo 126 de la Ley 142 de 1994 estipula como una de las dos causales para modificar la formula tarifaria antes del plazo… cuando sea evidente que se cometieron graves errores en su cálculo, que lesionan injustamente los intereses de los usuarios o de la empresa; …, la cual procedemos a sustentar a continuación.

La aplicación de la fórmula tarifaria contenida en la Resolución CREG 015 de 2018 para el cálculo de los cargos tarifarios que aplican para el mercado atendido por DISPAC, constituye un grave error, toda vez que el resultado de dicho cálculo implicaría que los ingresos de la empresa sean inferiores a sus costos, lo que pondría en peligro la prestación del servicio y lesionaría gravemente los intereses tanto de la empresa como de los usuarios.

El error más notorio se encuentra en la estimación de los costos de AOM, cuya fórmula establecida en la mencionada resolución, no debe ser aplicada a un caso como el de DISPAC toda vez que no refleja la realidad de una empresa que atienda un mercado como el de Chocó, y no da señales de eficiencia respecto a la gestión o a la prestación del servicio de la empresa, sino que impone condiciones imposibles de cumplir para cualquier prestador del servicio que pretenda atender el mercado mencionado.

Una vez aplicada la metodología de la Resolución GREG 015 de 2018 y sus complementarias, esto es, las resoluciones CREG 197 de 2020 y CREG 223 de 2020, y notificado por XM S. A. ESP los cargos finales por uso, se obtiene como resultado concreto la puesta en riesgo de la prestación del servicio de energía eléctrica en el departamento de Chocó, gracias a la afectación de manera definitiva de la existencia de la empresa a mediano plazo y la consecuente pérdida de su valor comercial, situación que conllevará a que DISPAC no podrá en un plazo muy cercano continuar prestando el servicio ante la inminente afectación de su capacidad financiera, pues los costos no pueden ser cubiertos con los ingresos, ni siquiera en el primer año de operación, situación que empeorará en los siguientes años con la metodología de costo depreciado. (…)

B. COMPROMETER EN FORMA GRAVE LA CAPACIDAD FINANCIERA DE LA EMPRESA

El artículo 126 de la Ley 142 de 2994 registra como segunda causal para modificar la formula tarifaria antes del vencimiento del plazo, cuando... ha habido razones de caso fortuito o fuerza mayor que comprometen en forma grave la capacidad financiera de la empresa para continuar prestando el servicio en las condiciones tarifarias previstas.

Sobre el particular, una vez aplicada la metodología de la Resolución 015 se obtiene como resultado concreto las siguientes afectaciones graves a la Empresa:

1. El cargo de uso de nivel de tensión 1 distribución que teníamos presupuestado de 150 $/kwh se convierte en 116 $/kWh (para el año 2021, con ajuste con AIM).

2. El ajuste establecido en la Resolución CREG 036 de 2019 que modificó la resolución CREG 015 de 2018, arroja una disminución de ingresos de $4.300 millones de niveles de tensión 1, 2 y 3, lo cual implica devolver ingresos por retroactividad por aplicación de la metodología por el mismo valor.

3. Disminución de $1.255 millones en los ingresos de nivel de tensión 4.

4. Las inversiones a ejecutar deben superar los $86.000 millones, en el período tarifario restante, conforme a la metodología de la Resolución CREG 015 de 2018, equivalentes a más del 45% del valor del Costo de reposición de referencia, lo que supera el máximo valor de inversión permitido (8% anual del costo de reposición de referencia).

5. Nuestro ingreso anual tendría una disminución del 20% en la remuneración de la actividad de distribución.

6. Las devoluciones a realizar en solo 12 meses dejarán a DISPAC sin caja para pagar sus obligaciones.

Las consecuencias anteriormente mencionadas afectarán de forma inmediata los estados financieros dando como resultado que:

1. La calificación de riesgo de DISPAC se deteriore, la cual hoy en día es A- (Se anexa documento de calificación).

2. Las compañías de seguro no asegurarán la Empresa en sus proyectos a futuro.

3. Los bancos no otorgarán los créditos que se requieran para realizar las inversiones ante la ausencia de capacidad de pago de la Empresa.

4. Los generadores no suscribirían con DISPAC contratos de compra de energía a largo plazo, ni aceptarían el pago de sus facturas a 30 días, teniendo que adquirir energía mediante pagos anticipados, lo cual no podríamos realizar ante el golpe recibido a la caja de la Empresa y la imposibilidad de que los bancos otorguen créditos.

5. Una de las formas como DISPAC ha obtenido ingreso de recursos adicionales que han fortalecido nuestros estados financieros, es la ejecución de convenios y contratos interadministrativos suscritos con el IPSE y el Ministerio de Minas y Energía para adelantar proyectos de energías no convencionales, ejecución de recursos provenientes de fondos FAZNI, FAER y PRONE incluso en zonas donde no somos OR, los cuales ya no podremos adelantar ya que las pólizas requeridas por nuestros contratantes no serán otorgadas por las aseguradoras. (…)

Subrayado fuera de texto

Análisis de la Comisión

En relación con la existencia de grave error, la empresa señala que la sola aplicación de la metodología definida en la Resolución CREG 015 de 2018 para el mercado atendido por DISPAC constituye un grave error, ya que los ingresos de la empresa serían inferiores a sus costos.

Adicionalmente, la empresa indica:

El error más notorio se encuentra en la estimación de los costos de AOM, cuya fórmula establecida en la mencionada resolución, no debe ser aplicada a un caso como el de DISPAC toda vez que no refleja la realidad de una empresa que atienda un mercado como el de Chocó.

En primer lugar, se señala que en cumplimiento de lo establecido en el Decreto 2696 de 2004, el cual a su vez fue compilado mediante el Decreto 1078 de 2015, en relación con la obligación que tiene la Comisión de publicar los proyectos de metodologías y de fórmulas, los estudios respectivos y los textos de los proyectos de resoluciones para comentarios, la resolución CREG 015 de 2018 incorporó, entre otros, los resultados del análisis de los comentarios recibidos sobre la propuesta publicada en cuatro oportunidades mediante las siguientes resoluciones:

a. La primera a través de la Resolución CREG 179 de 2014, la cual fue publicada, tanto en el Diario Oficial como en la página web de la CREG, el 13 de febrero de 2015, teniendo como plazo final para la presentación de comentarios el día 14 de mayo de ese mismo año.

b. La segunda, a través de la Resolución CREG 024 de 2016 la cual fue publicada en el Diario Oficial el 20 de marzo de 2016 y en la página web de la CREG el 14 de marzo de 2016, teniendo como plazo final para la presentación de comentarios el día 15 de abril de ese mismo año. No obstante lo anterior, se efectuó una prorroga en el plazo para presentar comentarios a través de la Resolución CREG 048 de 2016, dejando como plazo final el día 25 de abril de ese mismo año.

c. La tercera, mediante la expedición de la Resolución CREG 176 de 2016 publicada en el Diario Oficial el día 9 de noviembre de ese mismo año, y en la página web de la CREG el día 4 de noviembre, teniendo como plazo final para la presentación de comentarios el día 22 de noviembre de 2016.

d. La cuarta, mediante la expedición de la Resolución CREG 019 de 2017 publicada en el Diario Oficial el día 10 de marzo de ese mismo año y en la página web de la CREG ese mismo día, teniendo como plazo final para la presentación de comentarios el día 11 de abril de 2017.

De otra parte, en cumplimiento de los criterios tarifarios establecidos por ley, la metodología de la Resolución CREG 015 de 2008 emplea criterios de eficiencia para la definición de los valores a trasladar a los usuarios. En el caso de AOM, la metodología permite que a las empresas con gastos demostrados superiores a los reconocidos con la metodología anterior, se les puede incrementar el valor del AOM reconocido hasta el valor eficiente, y que las empresas con gastos reconocidos del orden de los gastos demostrados mantengan una remuneración similar a la obtenida con la regulación anterior.

Sobre la afirmación de que con la aplicación de la metodología definida en la Resolución CREG 015 de 2018 los ingresos de la empresa son inferiores a los costos, se señala lo siguiente:

a. Con la aplicación de la metodología establecida en la Resolución CREG 015 de 2018, el ingreso anual de la empresa es del orden de 36.200 millones de pesos de 2017, de los cuales 29.200 millones están asociados con la remuneración de las inversiones, 7.079 millones relacionados con gastos de AOM y cerca de 375 millones asociados con otros ingresos del OR por el cobro a agentes de otros servicios por el uso de las redes de distribución.

b. Adicional a lo anterior, de acuerdo con la información calculada por el LAC en aplicación de la Resolución CREG 015 de 2018, el cargo por desempeño en la calidad del servicio Dtcs para DISPAC es del orden de 6.1 $/kWh (ponderado entre el valor de abril a julio de 4,1 $/kWh y el valor de agosto en adelante de 7 $7kWh), lo que equivale a un ingreso anual adicional del orden de 1.253 millones de pesos de 2017.

c. En la metodología de la Resolución CREG 015 de 2018 se excluye del AOM reconocido en los cargos por uso el valor asociado con los planes de reducción de pérdidas, no obstante, este valor es remunerado en la variable CPROG del componente de pérdidas reconocidas del CU, en el caso de DISPAC se esta reconociendo un costo anual de 1.350 millones de pesos de 2017.

d. En la metodología de la Resolución CREG 015 de 2018 se reconoce un valor de AOM para las nuevas inversiones en expansión del sistema, este valor se incluye mediante la variable AOMNI, en el caso de DISPAC, el valor del AOM adicional por inversiones realizadas, calculado por el LAC con base en la información reportada por el OR, es de 867 millones de pesos.

e. La suma de los ingresos por inversiones, por AOM, por AOM asociado a expansiones, por otros ingresos por alquiler de infraestructura y energía reactiva (del literal a), por incentivo por desempeño en calidad y por AOM de pérdidas reconocidas es del orden 43.860 millones de pesos de diciembre de 2020.

f. De acuerdo con lo establecido en el numeral 1.3.4.1 de la Resolución CREG 015 de 2018, en los casos en los cuales la aplicación de los cargos calculados con la nueva metodología sea posterior a marzo del primer año del período tarifario, es decir, marzo de 2019, se realizará un ajuste en los ingresos empleando la variable AIM. De acuerdo con los cálculos realizados por el LAC, el valor anual de esta variable para DISPAC es del orden de 3.755 millones de pesos (valores negativos para nivel de tensión 1 y 2 y un valor positivo para el nivel de tensión 3).

g. En el documento el OR indica que los ingresos operacionales de los años 2019 y 2020 fueron de 41.525 y 43.145 millones de pesos corrientes, y se presenta una proyección para el año 2021 a partir de los cuales se concluye que no hay suficiencia financiera.

h. Sobre el ejercicio presentado se tienen las siguientes observaciones; i) el OR incluye variaciones en la mayoría de los componentes del estado de resultados proyectado, sin señalar los supuestos empleados, ii) en el ejercicio del OR se modifican elementos que no están relacionados con la aplicación de la metodología de la Resolución CREG 015 de 2018, como el costo de energía, y iii) no se identifica en el ejercicio del OR la inclusión de los ingresos adicionales que se obtienen por la aplicación de la Resolución CREG 015 de 2018, señalados en los literales a., b., c., y d.

i. Con base en la información aprobada en la Resolución CREG 197 de 2020 y la información calculada por el LAC y empleada en la remuneración de la actividad, se estima un ingreso anual del orden de 43.860 millones de pesos de diciembre de 2020, y una devolución de ingresos en el primer año de 3.755 millones de pesos por la aplicación de la variable AIM, con lo cual, para el primer año se tendrían ingresos netos asociados con la aplicación de la metodología de la Resolución CREG 015 de 2018 del orden de 40.108 millones de pesos, los cuales son inferiores en un 5,3% a los ingresos promedio de los años 2019 y 2020. No obstante, a partir del año 2022, al no tener que descontar la variable AIM los ingresos serían del orden de 43.860 millones, que son 3,6% superiores a los ingresos promedio de los años 2019 y 2020.

En conclusión, se observa que los análisis presentados por el OR no incluyen los supuestos empleados para estimar la variación de ingresos y costos, por lo cual no es posible verificarlos; no incluyen los ingresos adicionales considerados en esta metodología y que no hacían parte de la metodología anterior y, finalmente, en el ejercicio de análisis financiero incluye variaciones en costos no asociados con la aplicación de la metodología de la resolución CREG 015 de 2018, que afectan los resultados finales presentados.

De los análisis realizados por la Comisión se evidencia que con la aplicación de la metodología definida en la Resolución CREG 015 de 2018, en el primer año se presenta una reducción de los ingresos asociados con la actividad de distribución del orden del 5,3% respecto al promedio de ingresos de la empresa para los años 2020 y 2021, y que a partir del segundo año los ingresos pueden ser superiores en un 3,6% respecto al promedio de ingresos de la empresa para los años 2020 y 2021.

En relación con los gastos de IVA asociados con el esquema de prestación del servicio definido por el OR (del orden de 3.800 millones de pesos anuales según el recurso) que aplican únicamente a esta empresa, se señala que la metodología no puede incluir este tipo de sobrecostos, entendiendo que se generan por el modelo de operación establecido por la empresa. Se reitera que los costos y gastos reconocidos deben considerar criterios de eficiencia.

En relación con el costo de generación y los proyectos realizados con el IPSE y el MME señalados por el OR en la solicitud, se entiende que estos corresponden a otros negocios que no son regulados en la metodología de la Resolución CREG 015 de 2018.

Propuestas de aplicación diferencial para DISPAC de la metodología establecida en la Resolución CREG 015 de 2018

DISPAC plantea las siguientes propuestas de aplicación diferencial de la Resolución CREG 015 de 2018:

PLANTEAMIENTO DE PROPUESTAS

De acuerdo con las consecuencias anteriormente explicadas, las cuales impactan en la capacidad financiera de la empresa, respetuosamente me permito plantear de manera las propuestas que seguidamente se explican cómo medidas de solución o flexibilización que permitirán mitigar el impacto de aplicar la nueva metodología en aras de cumplir con el criterio de suficiencia financiera y, sobre todo, se corrija el error en el que se estaría incurriendo al tratar a DISPAC como al promedio de empresas que prestan la actividad de distribución: (…)

Primera solicitud

ADOPCIÓN DE MULTIPLICADORES QUE REFLEJEN LAS CONDICIONES ESTRUCTURALES ÚNICAS DE DISPAC SA ESP EN LA VALORACIÓN DE LA INVERSIÓN Y EN LA ESTIMACIÓN DE LOS COSTOS DE AOM Y DE INVERSION.

Apelando al derecho de igualdad, amablemente le solicitamos a la Comisión que considere reconocer dificultades constructivas y de operación propias de un mercado tan particular como el que atiende DISPAC, de manera similar a como disponen la CREG en la valoración de los activos de transporte de gas, a través de la adopción de unos multiplicadores que reflejen los sobre costos en los que se debería incurrir para reponer la infraestructura de la empresa (CRI).

Solicitamos que se disponga de una persona experta en construcción, operación y mantenimiento de activos de distribución y transmisión determine, a través de un estudio, una serie de multiplicadores para los valores asumidos para la inversión que reflejen las dificultades constructivas y de operación identificadas.

Una vez se cuente con los resultados del estudio y se hayan socializado, se proceda a hacer el ajuste, por multiplicadores, de los costos de AOM reconocidos, por dificultades en efectuar la operación o el mantenimiento; y el ajuste de las unidades constructivas para reconocer la inversión de DISPAC.

Mientras se realiza tal estudio y se hacen los ajustes, respetuosamente le solicitamos a la Comisión que el AOM reconocido sea el AOM demostrado, calculado tal y como lo indica la circular 085 de 2008 expedida por la CREG.

Subrayado fuera de texto

Análisis de la Comisión

Citando el principio de igualdad, el OR solicita reconocer diferencias constructivas y de operación, de manera similar a lo establecido en la metodología de valoración de activos de transporte de gas natural. Al respecto se señala que, tanto la metodología de remuneración como el mecanismo de valoración de activos establecidos para la actividad de transporte de gas natural, presentan diferencias importantes respecto a la metodología definida en la Resolución CREG 015 de 2018.

En la Resolución CREG 015 de 2018, la base de activos eléctricos está compuesta por dos componentes: i) el valor implícito de los activos incluidos en los ingresos resultantes de la aplicación de la Resolución CREG 097 de 2018, a lo cual se le suman los activos puestos en operación durante el período 2008 a 2017, y se le descuentan los activos que salieron de operación en el mismo período. Además, se incluyen de manera excepcional los activos puestos en operación antes de 2007 que no habían sido reportados por el OR en la respectiva solicitud de ingresos.

En el caso de DISPAC, el valor de los activos incluidos en la base de activos y que fueron puestos en operación antes de 2007 corresponde al 90% de la base inicial de activos. El 10 % adicional corresponde a los activos puestos en operación durante el período 2008 – 2017 valorados con las unidades constructivas, UC, empleadas en la Resolución CREG 097 de 2008.

Los planes de inversión, es decir, las inversiones a ejecutar a partir del año 2019, son reconocidas con las UC definidas en el capítulo 14 de la Resolución CREG 015 de 2018. De acuerdo con la Resolución CREG 197 de 2020, los planes de inversión anual representan en promedio el 4,9% de la base inicial de activos.

De otra parte, se aclara que las UC empleadas en la actividad de distribución consideran los elementos y configuraciones típicas empleadas en los sistemas de distribución del país, y su valoración empleó en gran medida la información suministrada por los OR a la Comisión.

En el caso de transporte de gas, la base inicial corresponde al valor previamente reconocido, y para valorar las nuevas inversiones se emplea un modelo que evalúa de manera específica cada proyecto considerando algunas de sus características. Esta metodología es aplicable en transporte de gas natural, dadas las características de esta actividad en cuanto al bajo número de proyectos y la magnitud de estos.

Con la metodología de transporte de gas natural se requiere la evaluación particular y detallada de cada proyecto de inversión, mientras que con las UC definidas en la actividad de distribución de energía eléctrica se obtienen costos medios, en los cuales algunos proyectos pueden tener un mayor valor, mientras que otros pueden tener un menor valor.

En este sentido, se entiende que esta propuesta implicaría la modificación de la metodología para valorar las inversiones, al pasar de unidades constructivas con costos de referencia únicos para todos los proyectos, a pasar a la evaluación específica y detallada de cada uno de los proyectos de inversión del OR.

Sobre la solicitud de realizar un estudio para determinar multiplicadores de inversiones y gastos para el caso particular de DISPAC, le informamos que está en cabeza del OR demostrar que la metodología definida en la Resolución CREG 015 de 2018 no es aplicable al mercado de comercialización atendido por el OR y, por tal razón, deben aplicarse diferentes valores para la remuneración de la actividad, lo cual no hace parte de la solicitud.

Respecto a utilizar el AOM demostrado como valor de gastos reconocidos, se señala que esto se aleja de la metodología, y no está acorde con los principios de eficiencia en las tarifas definidos en la Ley.

Segunda solicitud

AJUSTE DE RECONOCIMIENTO TOTAL DEL AOM DEMOSTRADO.

En resolución CREG 197 de 2020 se aprobó para DISPAC, en el artículo 7, el AOM base por nivel de tensión así: (…)

Con base en la metodología de la resolución CREG 015 de 2018, numeral 4.1: (…)

En la cual la variable AOMINI, conforme al numeral 4.1.1 de la resolución CREG 015 de 2018, considera: (…)

Con esta metodología, y con las cifras reportadas en la solicitud de cargos de DISPAC S. A. ESP en septiembre de 2018, la CREG registró en el archivo “Calculo Ingresos D DISPAC” las siguientes cifras: (…)

La metodología del numeral 4.1 de la resolución CREG 015 de 2018, afectó gravemente a DISPAC por cuanto:

1. Para DISPAC S. A. ESP el AOMINI, representa cerca del 72% del AOM demostrado, lo cual demuestra una gran desviación que afecta el AOM base y por ende los ingresos por AOM.

2. Se está tomando el menor valor de dos conceptos que considera: el CRI y el promedio del AOM Demostrado (AOMD) y el AOM Reconocido (AOMR) del período del 2012 al 2016.

3. El CRI, que considera los costos de reposición de la inversión del artículo 5 de la resolución CREG 133 de 2014 para DISPAC SA ESP, no considera los activos asociados a las variables CRINR y CRIN, los cuales fueron reportados en la solicitud de ingresos. Por lo que la metodología del numeral 4.1.1 de la resolución CREG 015 de 2018, toma el menor valor, que fue el 5% del CRI.

4. Al observar el AOM demostrado, frente al AOM reconocido, en promedio fue en el período del 2012-2016, 1,9 veces mayor al AOM reconocido, por lo que desde la resolución CREG 097 de 2008, se estuvo penalizado el reconocimiento del AOM de la empresa.

5. Esta metodología afectó los ingresos anuales por concepto de AOM por nivel de tensión, e implicó la devolución ingresos por este concepto, por efecto de una menor valoración.

Por lo anterior, DISPAC solicita que el AOM reconocido no sea el mínimo entre en AOMINI y el promedio simple entre el AOM al demostrado y el que se venía reconociendo. Sino que se adopte directamente el AOM demostrado como el AOM reconocido.

También sería posible que se cambie el AOMINI por el AOM real, así: (…)

Se mejora el AOM Base: (…)

El efecto en los ingresos de AOM, es su mejora, como se puede observar a continuación: (…)

Subrayado fuera de texto

Análisis de la Comisión

En relación con el período de referencia para determinar el AOM base indicado en el numeral 2, se señala que a la fecha de expedición de la Resolución CREG 015 de 2018, enero de 2018, la información de AOM 2012 – 2016 correspondía a la serie más actualizada de datos. Al respecto se señala que en la metodología se mantiene fijo el valor del AOM base y se incrementa anualmente con base en las inversiones realizadas por la empresa en actividades de expansión.

Sobre lo señalado en el numeral 3, se aclara que la variable CRI_j,2016 corresponde a la suma de los valores de reposición utilizados para calcular la variable PAOMD_j,2016, y no a la variable CRI, lo cual es consistente con las demás variables utilizadas para definir la variable AOMINI_j, cuya referencia es el período 2012 a 2016.

Para mejor entendimiento de la aplicación de la metodología definida en la resolución CREG 015 de 2018 se hacen las siguientes aclaraciones:

Para definir el AOM base, la metodología toma el máximo valor de dos variables i) la variable AOMINI (que es el menor valor entre los gastos históricos demostrados y remunerados y un valor correspondiente al 5% de la suma de los valores de reposición utilizados para calcular la variable PAOMD_j,2016) y ii) la variable AOM objetivo, AOMOB, que corresponde a los gastos históricos demostrados afectados por el factor de eficiencia.

La variable AOMINI se asimila al valor que se obtendría con la metodología de la Resolución CREG 097 de 2008, con un valor máximo del 5% del valor de los activos, mientras que la variable AOM objetivo corresponde al valor demostrado por la empresa. A este valor se le aplica un factor de eficiencia para considerar lo establecido en los principios tarifarios de la Ley 142 de 1994.

Con la metodología establecida en la Resolución CREG 015 de 2018 se permite que las empresas con gastos demostrados superiores a los reconocidos con la metodología anterior se les puede incrementar el valor del AOM reconocido hasta el valor eficiente.

De otra parte, las empresas con gastos reconocidos similares a los gastos demostrados mantienen una remuneración del orden de la obtenida con la regulación anterior.

Es importante señalar que para comparar los gastos de AOM reconocidos con la metodología anterior respecto a los de la nueva metodología, debe sumarse al valor del AOM base el valor del AOM asociado a pérdidas.

En relación con los gastos de AOM remunerados a DISPAC en aplicación de las metodologías de remuneración de la Resolución CREG 097 de 2008 y 015 de 2018 se señala lo siguiente:

Sobre los gastos remunerados en el período tarifario anterior, en la metodología de la Resolución CREG 097 de 2008 se definía un porcentaje de AOM de referencia correspondiente al promedio entre el AOM gastado y el AOM reconocido durante el período 2004 – 2007. Para el caso de DISPAC, el porcentaje de AOM de referencia aprobado en la Resolución CREG 108 de 2009 fue de 3,64%.

El AOM de referencia podía incrementarse (hasta un 0,7%) o reducirse en función de la calidad del servicio prestado por el OR. Para DISPAC el porcentaje de AOM de referencia de los años 2011 a 2014 fue de 3,29%, y a partir del 2015 el AOM de referencia fue de 4.29%, es decir, el valor máximo establecido en la Resolución CREG 097 de 2008.

Tal como se señala en la solicitud de la empresa, el AOM reconocido en aplicación de la metodología de la Resolución CREG 097 de 2008 correspondió en promedio al 53% del AOM reportado por la empresa, y a un 58% en el año 2018. No obstante, se señala que con la aplicación de la Resolución CREG 015 de 2018 el AOM reconocido corresponde al 72% del AOM demostrado, de acuerdo con lo previsto en la metodología y señalado anteriormente.

Si bien los gastos demostrados por la empresa son superiores a los reconocidos en la metodología anterior, con el modelo de eficiencia comparativa se identifica que el nivel de gastos reportado por la empresa es alto, por lo cual, se obtiene una eficiencia baja que se ve reflejada en un factor de eficiencia 0.6543. Se indica que este valor es incluso mayor que el solicitado por el OR en la solicitud inicial de aprobación de ingresos. Esta eficiencia hace que el nivel de gastos reconocido no sea igual al nivel de gastos demostrado tal como lo solicita la empresa.

En el numeral 5 de la propuesta el OR indica lo siguiente:

5. Esta metodología afectó los ingresos anuales por concepto de AOM por nivel de tensión, e implicó la devolución ingresos por este concepto, por efecto de una menor valoración.

Sobre este punto se aclara que con la aplicación de la metodología de la Resolución CREG 015 de 2018 se incrementó el valor del AOM reconocido al OR, pasando del 58% del AOM demostrado en el año 2018 al 72% del AOM demostrado para el año 2019.

De los análisis realizados no se identifican errores en la metodología, ya que esta considera situaciones en las cuales los gastos de las empresas fueron superiores a los reconocidos en el período tarifario anterior, con base en los valores reportados por las empresas y criterios de eficiencia que deben ser aplicados de acuerdo con los principios tarifarios de la Ley 142 de 1994.

En relación con la aplicación de la metodología establecida en la Resolución CREG 015 de 2018, no se identifican errores en la información utilizada o en el cálculo establecido para determinar los gastos de AOM.

La empresa no justifica en su solicitud elementos que permitan determinar que la aplicación de la metodología sea errónea, por lo cual no se accede a la solicitud.

Tercera solicitud

TERCERA SOLICITUD: RECONOCIMIENTO DE INVERSIONES FINANCIADAS CON RECURSOS PÚBLICOS PARA APLICAR UN PTj,1,t MAYOR AL ÍNDICE DE PÉRDIDAS EFICIENTES Pej,1

El reconocimiento de las inversiones con variables RPP igual a 1, es fundamental para DISPAC SA ESP, dado que sí se han realizado grandes inversiones para el mejoramiento del servicio. Ante la ausencia de recursos los ha gestionado ante el Gobierno Nacional para realizar proyectos PRONE y FAER, mediante para los cuales ha formulado, administrado, ejecutado y por su cuenta los diseños, y ha ejecutado las obras.

El objetivo de la norma y su fundamento Constitucional es el mejoramiento del servicio; por ello el cómo se obtienen los recursos para cumplir con el objetivo Constitucional no es un factor establecido en la norma superior para descalificarlos, por lo que no tiene que desconocerse tal tipo de inversiones y sus efectos en la metodología.

Los diseños, los costos de interventoría, el valor de fiducias, el personal de contratación de obras y técnico de supervisión, las pólizas, los riesgos a terceros, los gastos de presentación y sustentación de los proyectos, todos ellos son pagados con recursos de DISPAC S. A. ESP.

Las obras ejecutadas son realizadas por la Empresa en iguales condiciones a que fuesen con recursos propios, y sus efectos en los usuarios y mejoramiento del servicio idénticos a que se utilizara nuestra caja.

Es más, esa misma exclusión va en contra de la Ley del PLAN NACIONAL DE DESARROLLO, norma de carácter superior, la que en forma expresa señala en el párrafo segundo del artículo 287 que

“… Los recursos del Fondo de Apoyo Financiero para la Energización de las Zonas No Interconectadas (Fazni), y del Fondo de Apoyo Financiero para la Energización de las Zonas Rurales Interconectadas (FAER) se podrán utilizar para la reposición de los activos necesarios para la prestación de este servicio.”

Con lo que sin duda se establece que deben ser tenidos en cuenta dentro de los efectos de la metodología.

Aspecto que igualmente tiene soporte en la Ley 2072 de 2020, específicamente en el artículo 22, el cual referimos a continuación:

“ARTICULO 22. Cuando con recursos provenientes del Sistema General de Regalías o de la Nación o sus descentralizadas, se haya construido infraestructura para la prestación del servicio de energía eléctrica en localidades de Zonas No Interconectadas y estas se hayan interconectado o cuando con dichos recursos se pretenda desarrollar nueva infraestructura para interconectarlas al SIN, la entidad propietaria de los activos podrá autorizar a empresas con participación pública mayoritaría, el cobro total o parcial, del componente de inversión, siempre que el mismo sea destinado a asumir el costo de reposiciones y demás aspectos necesarios para garantizar la continuidad del servicio. Dichos recursos deberán permanecer en una cuenta independiente de la empresa prestadora de servicio bajo los términos que defina el Ministerio de Minas y Energía.”

Las empresas prestadoras del servicio público de energía de carácter estatal operamos donde las condiciones de rentabilidad no atraen al privado, por lo que los recursos que recibimos por la operación nunca serán suficientes para cumplir con las inversiones exigidas y que requieren esas zonas apartadas del país; es más, no es rentable invertir, el solo hecho de crecer, de llegar a más usuarios lejos de generar mayores ingresos para las Empresas, lo que hace es afectar su productividad liquidez y rentabilidad una vez entren en operación; así las cosas, la única forma que ellas se puedan adelantar, es con recursos provenientes del Estado, como siempre ha sido.

En tal sentido, si son las mismas inversiones que se requieren para mejorar el servicio, beneficiar al Usuarios en calidad, pérdidas, y en todos los demás aspectos, lo lógico es que se reconozcan dentro de la metodología.

La Resolución CREG 015 de 2018 tiene ciertos alicientes para incentivar a los ORs a realizar inversiones, uno de los más significativos es el descrito en el numeral 7.1.4.3. Valor de pérdidas de energía de transición, PTrj,1,t, el cual indica que a más volumen de inversión ejecutada comparada con respecto al valor del costo de reposición de referencia, el OR tiene la posibilidad de aplicar un nivel de pérdidas PTj,1,0 mayor al índice de pérdidas eficientes Pej,1.

Atendiendo esta definición, y teniendo en cuenta que con el paso de los años DISPAC SA E.S.P. se ha vuelto un aliado estratégico del Ministerio de Minas y Energía para la ejecución de proyectos de expansión de cobertura financiado con recursos públicos (aquellos donde variable RPP=1), que a su vez DISPAC SA ESP es una empresa de economía mixta donde el 99,99% de sus accionistas son del Ministerio de Hacienda y Crédito Público, DISPAC SA ESP solicita que aquellos proyectos que sean financiados con recursos públicos y que sean administrados y ejecutados por la empresa sean incluidos dentro del nivel de inversión, haciendo parte de la variable Xr,t, esto como un incentivo a la inversión y al compromiso de atender mercados distantes y con características socioeconómicas muy limitadas.

Iniciando con los proyectos aprobados por la Resolución CREG 197 de 2020 y que se describen a continuación: (…)

Este ajuste resulta necesario motivado en el hecho de que, en condiciones normales (ingreso de DISPAC de acuerdo a la Resolución CREG 097 de 2008), la empresa tiene la posibilidad de invertir $ 5.000 millones, que con los análisis presentados anteriormente, los ingresos esperados resultan insuficientes para garantizar la operación, mucho menos alcanza para realizar la inversión que mantenga constante los cargos y definitivamente improbable realizar las inversiones superiores al 6% del costo de reposición de referencia las cuales deberían ser del índole de los $12 mil millones en unidades constructivas al año y por ende DISPAC no podría aspirar a recibir este incentivo por inversión, limitando aún más la posibilidad de inversión.

Adicionalmente, estos nuevos mercados que se conectan al sistema (proyectos RPP=1 ) son comunidades que vienen de ser ZNI y los cuales son zonas de difícil gestión, esto motivado por las condiciones de distancia de los nodos fuertes del sistema (subestaciones eléctricas), en general un mercado subsidiado dependiente, los cuales se convierten en focos de aumento de pérdidas y por ende se amplía aún más la diferencia entre el flujo de entrada en los niveles de tensión 1 y 2 (acotado por el reconocimiento de pérdidas eficientes) con respecto a la venta de energía.

Por lo descrito anteriormente y teniendo en cuenta el delta positivo en cuanto al reconocimiento de las inversiones con valor de RPP=1 dentro del Xr,t, se evidencia que la energía de entrada por nivel de tensión es inferior realizando un reajuste en los cargos por nivel de tensión tal como se muestra en las siguientes tablas:

Análisis de la Comisión

En el artículo 4 de la Resolución CREG 015 de 2018 se establece lo siguiente:

Artículo 4. Criterios generales. La metodología que se aplicará para el cálculo de los ingresos y cargos por uso de los STR o SDL tendrá en cuenta los siguientes criterios generales: (…)

a. Un OR será remunerado mediante cargos por uso por la totalidad de los activos de uso que opera y mantiene en desarrollo de la prestación del servicio público domiciliario de energía eléctrica, independientemente de que sea o no propietario de los mismos y sin perjuicio de la remuneración que deberá pagar al propietario por su inversión, con excepción de los bienes o derechos que no deban incluirse en el cálculo de las tarifas en los términos del artículo 87 numeral 87.9 de la Ley 142 de 1994, en la forma en que quedó modificado por el artículo 99 de la Ley 1450 de 2011. Es obligación de los OR reportar los activos que no deben incluirse en la tarifa.

Subrayado fuera de texto

El artículo 99 de la Ley 1450 de 2011 establece lo siguiente:

ARTÍCULO 99. Aportes a las empresas de servicios públicos. El numeral 87.9 del artículo 87 de la Ley 142 de 1994, quedará así:

87.9 Las Entidades públicas podrán aportar bienes o derechos a las empresas de servicios públicos domiciliarios, siempre y cuando su valor no se incluya en el cálculo de las tarifas que hayan de cobrarse a los usuarios y que en el presupuesto de la entidad que autorice el aporte figure este valor. Las Comisiones de Regulación establecerán los mecanismos necesarios para garantizar la reposición y mantenimiento de estos bienes.

Lo dispuesto en el presente artículo no es aplicable cuando se realice enajenación o capitalización de dichos bienes o derechos.

Con base en lo anterior, la metodología estableció que en la solicitud de aprobación de ingresos los OR deben reportar los activos, tanto de la base de activos, como de los activos a ejecutar, que no deben incluirse en la tarifa.

Mediante la Resolución CREG 197 del 19 de octubre de 2020 se aprobaron las variables necesarias para calcular los ingresos y cargos asociados con la actividad de distribución de energía eléctrica para el mercado de comercialización atendido por la Empresa Distribuidora del Pacífico S.A. E.S.P., y mediante Resolución CREG 223 del 11 de diciembre de 2020 se resolvió el recurso de reposición interpuesto por la empresa contra la Resolución CREG 197 de 2020.

Se señala que, posterior a la entrada en vigencia de la Resolución CREG 197 de 2020, fue expedida la Ley 2072 de 2020, por la cual se reglamenta el presupuesto del sistema general de regalías para el bienio del 1 de enero de 2021 al 31 de diciembre de 2022, expedida el 31 de diciembre de 2020, la cual, es citada como soporte de la petición.

En el artículo 22 de la Ley 2072 de 2020 se establece lo siguiente:

ARTICULO 22. Cuando con recursos provenientes del Sistema General de Regalías o de la Nación o sus descentralizadas, se haya construido infraestructura para la prestación del servicio de energía eléctrica en localidades de Zonas No Interconectadas y estas se hayan interconectado o cuando con dichos recursos se pretenda desarrollar nueva infraestructura para interconectarlas al SIN, la entidad propietaria de los activos podrá autorizar a empresas con participación pública mayoritaria, el cobro total o parcial, del componente de inversión, siempre que el mismo sea destinado a asumir el costo de reposiciones y demás aspectos necesarios para garantizar la continuidad del servicio. Dichos recursos deberán permanecer en una cuenta independiente de la empresa prestadora de servicio bajo los términos que defina el Ministerio de Minas y Energía.

Subrayado fuera de texto

Teniendo en cuenta que el artículo 22 de la Ley 2072 de 2020 establece que la entidad propietaria de los activos podrá autorizar a empresas con participación pública mayoritaria, el cobro total o parcial, del componente de inversión, mediante comunicación con radicado CREG S-2021-003619, se solicitó al OR enviar a la Comisión la siguiente información:

1) Para los proyectos reportados con códigos DISPAC-RPP1, DISPAC RPP2, DISPAC RPP3, DISPAC-RPP4, DISPAC RPP5 y DISPAC RPP6, que el OR solicita incluir en el plan de inversiones con base en lo señalado en el artículo 22 de la Ley 2720 de 2020, se solicita la siguiente información:

a. Propietario de los activos asociados a cada uno de los proyectos solicitados.

b. Autorización del propietario de los activos para cobrar el componente de inversión y señalar el porcentaje del componente de inversión que podrá cobrarse en tarifas.

d. Fuente de financiación de la infraestructura en cada proyecto según lo señalado en el artículo 22 de la Ley 2720 de 2020: Sistema General de Regalías o de la Nación o sus descentralizadas.

En comunicación con radicado CREG E-2021-010229, el OR dio respuesta a la solicitud de la Comisión, en relación con las solicitudes de los literales a. y d., se presentó un cuadro resumen con la información solicitada y, sobre la autorización del propietario de los activos para incluir estas inversiones en las tarifas, el OR señala lo siguiente:

Mediante comunicación con Radicado Ministerio o de Minas y Energía - MME No. 2-2021-016736 de 2021, la Dirección de Energía Eléctrica (la cual se adjunta a esta comunicación) indica lo siguiente: "Actualmente se viene adelantando un proyecto de resolución el cual está siendo ajustado y será publicado para comentarios, donde se pretende reglamentar tanto el artículo 22 de la Ley 2072 de 2020, como el artículo 28 de la Ley 2099 de 2021, de transición energética, (...), Este proyecto normativo contiene entre otros, unos requisitos documentales que debe cumplir el Operador de Red que pretenda obtener la autorización de remuneración de la componente de inversión sobre la infraestructura pública, por parte de su respectivo propietario'',

Por lo anterior DISPAC queda a la espera de la publicación de dicho proyecto normativo con el ánimo de cumplir con la documentación requerida para obtener la autorización de remuneración de la componente de inversión sobre la infraestructura pública.

Subrayado fuera de texto

Teniendo en cuenta lo señalado por el OR respecto a que se encuentra a la espera de la reglamentación por parte del Ministerio de Minas y Energía, MME, de los aspectos requeridos para autorizar la remuneración de las inversiones de este tipo de proyectos, la Comisión, en esta actuación administrativa, no incluye el reconocimiento de estas inversiones. No obstante, se señala que la Comisión estará atenta a la reglamentación sobre el tema que expida el MME.

Cuarta solicitud

AUTORIZACIÓN PARA PRESENTAR UN NUEVO PLAN DE INVERSIONES Y DE REDUCCION DE PERDIDAS UNA VEZ SE HAYAN AJUSTADO LOS VALORES DE LAS UNIDADES CONSTRUCTIVAS Y EL AOM RECONOCIDO

Las decisiones de inversión que están asociadas a los planes de expansión y de reducción de pérdidas obedecen a las señales que permitan estimar los ingresos, los costos y, por ende, las utilidades. La idea de esta solicitud es poder establecer compromisos que la empresa realmente pueda cumplir en los plazos que se determinen con la Comisión. (…)

Análisis de la Comisión

Se aclara que en la Resolución CREG 015 de 2018 se estableció que el OR podría solicitar la modificación del plan de inversiones cada dos años, hasta que se reemplace dicha resolución, y de manera excepcional durante el primer año. Adicionalmente, se estableció que en las solicitudes de modificación se puede solicitar la modificación del plan a partir del siguiente año de la solicitud.

Con base en lo anterior, se indica que, en aplicación de lo establecido en la Resolución CREG 015 de 2018, los planes de inversión de los años 2019, 2020 y 2021 no pueden ser modificados, considerando que ya fueron ejecutados o están en ejecución, y que la siguiente fecha para solicitar la modificación es agosto de 2022, en la cual se puede solicitar la modificación del plan del año 2023 en adelante.

En la solicitud se señala que la presentación del nuevo plan de inversiones y de reducción de pérdidas está asociado con el ajuste del valor de las UC y del AOM reconocido. Al respecto, tal como se concluyó de las peticiones anteriores, no se encuentra justificación para la aplicación de una metodología diferente para DISPAC.

Quinta solicitud

RETROACTIVIDAD A 36 MESES DE LA VARIABLE AIM

La Resolución CREG 036 de 2019 en su numeral 1.3.4.1 Ajuste de ingresos para el primer año de operación, estableció la retroactividad del delta (positivo o negativo) de los ingresos recibidos desde abril de 2019 a la fecha de aprobación de ingresos. Para el caso de DISPAC S. A. ESP, causó una devolución de ingresos por la aplicación de la resolución CREG 015 de 2018. Esto por 21 meses de aplicación de la nueva metodología (hasta el mes de diciembre de 2020), representando una devolución de $5.487 millones, que se debe hacer en doce meses, con un valor $ 457 millones: (…)

Teniendo en cuenta la situación financiera comentada anteriormente para DISPAC S. A. ESP con la aplicación de la resolución CREG 197 de 2020 y CREG 223 de 2020, se solicita la aplicación de la retroactividad en un período de 36 meses, como se muestra a continuación: (…)

Por consiguiente, un menor pago por la retroactividad de $305 millones se refleja en una menor disminución de los cargos por uso.

Análisis de la Comisión

Los cargos por uso resultantes de la utilización de la metodología definida en la Resolución CREG 015 se aplican a partir del cuarto mes de cada año del período tarifario. A manera de ejemplo, los ingresos del primer año del período tarifario, que corresponde al año 2019, se recaudan con los cargos de abril del año 2019 a marzo de 2020, los ingresos del año 2020 se recaudan con los cargos de abril de 2020 a marzo de 2021, y así sucesivamente.

La aplicación de la variable AIM se definió mediante la Resolución CREG 036 del 15 de abril de 2019. Esta variable busca que los ingresos obtenidos por las empresas correspondan con los ingresos aprobados para el período tarifario 2019 – 2023, independientemente de la fecha de aprobación de la resolución particular de ingresos y su aplicación.

La metodología previó que la diferencia entre los ingresos obtenidos por el OR con la aplicación de la nueva metodología y los obtenidos con la metodología anterior, se incluyeran como un valor a sumar o restar en los ingresos mensuales empleados para calcular los cargos por uso durante un período de doce meses.

En el caso de la empresa DISPAC, el cargo establecido con base en la metodología de la Resolución CREG 015 de 2018 es menor al cargo que se encontraba vigente y que había sido calculado con la metodología de la Resolución CREG 097 de 2008. Por lo anterior, durante el período comprendido entre abril de 2019 y el mes de aplicación de los cargos calculados con base en la metodología de la Resolución CREG 015 de 2018, el OR recibió ingresos adicionales a los aprobados.

En este caso, con la aplicación de la variable AIM se hace un descuento en el cargo por uso por un período de doce meses, con el objetivo de ajustar los ingresos recibidos a los aprobados.

Teniendo en cuenta que, a pesar de que la variable AIM estaba definida desde antes de comenzar la aplicación de los cargos establecidos con base en la metodología de la Resolución CREG 015 de 2018, DISPAC no previó el impacto de esta variable en el flujo de caja de la empresa, según se señala en la solicitud, se considera pertinente ajustar el valor de la variable AIM a aplicar en el mercado de DISPAC a partir de la entrada en vigencia de esta resolución, permitiendo la devolución del saldo de los ingresos adicionales recibidos en un mayor plazo.

Se propone que los ingresos adicionales recibidos por el OR y que se encuentran pendientes de aplicar en las liquidaciones de los cargos, se devuelvan en un período de 12 meses. Lo cual hace que la reducción de ingresos asociados con la aplicación de la metodología definida en la Resolución CREG 015 de 2018 sea del orden del 3,3%, y no del 5,3% como se estima actualmente.

Sexta solicitud

RECONOCIMIENTO DE ACTIVOS NO APROBADOS DENTRO DE LA BASE REGULATORIA DE ACTIVOS INICIAL

La metodología de evaluación ha tenido un desarrollo a lo largo de estos dos años, pero previo a ese período, el Estado Colombiano como propietario de DISPAC realizó unas inversiones muy importantes en Activos en beneficio de zonas del país y del Chocó alejadas de los centros poblacionales, a las que introdujo la energía eléctrica por primera vez.

La Resolución CREG 015 de 2018 en su numeral 3.1.1.1. (Base regulatoria de activos eléctricos al inicio del período tarifario), determinó la forma en que se reconocerían los activos puestos en operación al año 2017.

El documento Inventario reconocido BRA_0 OR – DISPAC.xls, que corresponde a los activos reconocidos por parte de la CREG, no fueron reconocidos:

formato4_UC_transformadores

En la categoría de activos de transformadores de potencia, no se reconoció la siguiente unidad constructiva: (…)

Dicho activo es el transformador de la Subestación Eléctrica “El Siete”, el cual es un activo de DISPAC S.A. E.S.P. Este transformador no solo alimenta la carga de “La Minera El Roble” sino que atiende la carga usuarios asociados a los proyectos de inversión DISPAC-RPP6 Interconexión Eléctrica Comunidades indígenas municipio de Carmen de Atrato y DISPAC-0025 Interconexión eléctrica comunidades indígenas El Carmen de Atrato – Quibdó, aprobados por la CREG dentro de la Resolución CREG 197 de 2020 y presentados a DISPAC S.A. E.S.P. en el documento inventario reconocido INVA OR – DISPAC.xls; lo cual está de acuerdo con lo definido en la resolución CREG 015 de 2018 sobre activos de Uso: “Activos de Uso de STR y SDL. Son aquellos activos de transporte de electricidad que operan a tensiones inferiores a 220 kV que son utilizados por más de un usuario y son remunerados mediante cargos por uso de STR o SDL”.

De otra parte, en la información reportada al SUI en el formato 1 de la Resolución SSPD 20102400008055 de 2010, el usuario “La Minera” con código I2AWB001 es reportado como usuario de uso, a partir de noviembre de 2016. Un año anterior a la fecha de corte establecida en la resolución CREG 015 de 2018, lo cual evidencia que este activo es un activo de uso como lo sustentó la empresa en su recurso de reposición contra la resolución CREG 197 de 2020.

Adicionalmente, tal como se evidencia en el contrato FAER 642 de 2017 suscrito entre el Ministerio de Minas y Energía - MME y DISPAC S.A. E.S.P., y cuyo objeto es “Ampliar y prestar el servicio de energía eléctrica en condiciones de calidad y confiabilidad, en las zonas rurales del Sistema Interconectado Nacional – SIN ubicadas en el mercado de comercialización del OPERADOR DE RED, mediante la ejecución del proyecto Construcción de redes de media y baja tensión en resguardos indígenas del Fiera (Mirla), Sabaleta y El Consuelo del municipio de El Carmen de Atrato, departamento del Chocó, con recursos del Fondo de Apoyo Financiero para la Energización de las Zonas Rurales Interconectadas – FAER”.

formato6_UC_SE

En la categoría de activos de subestación, no se reconocen las siguientes unidades constructivas: (...)

Estos activos (N2S10, N2S14, N4S2) corresponden a la Subestación eléctrica “El Siete” (IUS=10004), los cuales son activos de DISPAC S.A. E.S.P. y no solo alimentan la carga de la ”Minera El Roble”, sino que atiende la carga usuarios asociados a los proyectos de inversión DISPAC-RPP6 Interconexión Eléctrica Comunidades indígenas municipio de Carmen de Atrato y DISPAC-0025 Interconexión eléctrica comunidades indígenas El Carmen de Atrato – Quibdó, aprobados por la CREG dentro de la Resolución CREG 197 de 2020 y presentados a DISPAC en el documento Inventario reconocido INVA OR – DISPAC.xls.

Adicionalmente, tal como se evidencia en el contrato FAER 642 de 2017 suscrito entre el Ministerio de Minas y Energía - MME y DISPAC S.A. E.S.P., y cuyo objeto es “Ampliar y prestar el servicio de energía eléctrica en condiciones de calidad y confiabilidad, en las zonas rurales del Sistema Interconectado Nacional – SIN ubicadas en el mercado de comercialización del OPERADOR DE RED, mediante la ejecución del proyecto Construcción de redes de media y baja tensión en resguardos indígenas del Fiera (Mirla), Sabaleta y El Consuelo del municipio de El Carmen de Atrato, departamento del Chocó, con recursos del Fondo de Apoyo Financiero para la Energización de las Zonas Rurales Interconectadas – FAER”. Lo cual está de acuerdo con lo definido en la resolución CREG 015 de 2018 sobre activos de uso: “Activos de Uso de STR y SDL. Son aquellos activos de transporte de electricidad que operan a tensiones inferiores a 220 kV que son utilizados por más de un usuario y son remunerados mediante cargos por uso de STR o SDL”.

De otra parte, en la información reportada al SUI en el formato 1 de la resolución SSPD 20102400008055 de 2010, el usuario la Minera con código I2AWB001 es reportado como usuario de uso, a partir de noviembre de 2016.

Subrayado fuera de texto

Análisis de la Comisión

En la Resolución CREG 223 de 2020, que resolvió el recurso de reposición presentado contra la Resolución CREG 197 de 2020, se recibió la siguiente solicitud respecto al transformador de la subestación El Siete:

1.1 formato4_UC_transformadores

En la categoría de activos de transformadores de potencia, no se reconoce la siguiente unidad constructiva: (…)

Dicho activo es el transformador de la Subestación Eléctrica “El Siete”, el cual es un activo de DISPAC S.A. E.S.P. Este transformador no solo alimenta la carga de “La Minera El Roble” sino que atiende la carga usuarios asociados a los proyectos de inversión DISPAC - RPP6 Interconexión Eléctrica Comunidades indígenas municipio de Carmen de Atrato y DISPAC - 0025 Interconexión eléctrica comunidades indígenas El Carmen de Atrato – Quibdó, aprobados por la CREG dentro de la Resolución CREG 197 de 2020 y presentados a DISPAC S.A. E.S.P. en el documento inventario reconocido INVA OR – DISPAC.xls; lo cual está de acuerdo con lo definido en la resolución CREG 015 de 2018 sobre activos de Uso: “ Activos de Uso de STR y SDL. Son aquellos activos de transporte de electricidad que operan a tensiones inferiores a 220 kV que son utilizados por más de un usuario y son remunerados mediante cargos por uso de STR o SDL”.  

De otra parte, en la información reportada al SUI en el formato 1 de la Resolución SSPD 20102400008055 de 2010, el usuario “La Minera” con código I2AWB001 es reportado como usuario de uso, a partir de noviembre de 2016.  

Adicionalmente, tal como se evidencia en el contrato FAER 642 de 2017 suscrito entre el Ministerio de Minas y Energía - MME y DISPAC S.A. E.S.P., y cuyo objeto es. “Ampliar y prestar el servicio de energía eléctrica en condiciones de calidad y confiabilidad, en las zonas rurales del Sistema Interconectado Nacional – SIN ubicadas en el mercado de comercialización del OPERADOR DE RED, mediante la ejecución del proyecto Construcción de redes de media y baja tensión en resguardos indígenas del Fiera (Mirla), Sabaleta y El Consuelo del municipio de El Carmen de Atrato, departamento del Chocó, con recursos del Fondo de Apoyo Financiero para la Energización de las Zonas Rurales Interconectadas – FAER”, el cual se anexa en esta comunicación.

En la Resolución CREG 223 de 2020 se señaló lo siguiente:

Análisis de la Comisión

En el Artículo 4 de la Resolución CREG 015 de 2018, se establece lo siguiente respecto a la base regulatoria de activos eléctricos.

Artículo 4 Criterios generales. La metodología que se aplicará para el cálculo de los ingresos y cargos por uso de los STR o SDL tendrá en cuenta los siguientes criterios generales: (…)

b. La base regulatoria de activos de los niveles de tensión 4, 3 y 2, correspondiente a los activos en operación a diciembre de 2007, se determinará a partir del valor implícito en los cargos de distribución vigentes y para los activos que entraron en operación a partir de enero de 2008 a la fecha de corte se determinará con base en los inventarios. (…)

d. Para la determinación de la base regulatoria de activos inicial se podrá incluir el valor de activos en operación a diciembre de 2007 que no fueron reportados y no se encuentran en el valor implícito reconocido en los cargos de distribución vigentes.

Subrayado fuera de texto

En el numeral 3.1.1.1.1.7 del anexo general de la Resolución CREG 015 de 2018 se establece lo siguiente:

3.1.1.1.17. Valor de los activos en operación no incluido

a. Niveles de tensión 2, 3 y 4

El valor de los activos en operación no incluidos en el inventario que pertenecen a la categoría l se calcula de la siguiente manera: (…)

Para poder incluir el valor de estos activos el OR debe certificar que estos activos se encontraban en operación a diciembre de 2007, no fueron incluidos en el inventario utilizado para definir los cargos por uso en aplicación de la metodología de la Resolución CREG 097 de 2008 y se encuentran en operación a la fecha de corte.

Subrayado fuera de texto

En el artículo 3 de la Resolución CREG 015 de 2018 se definen los activos de conexión y uso de la siguiente manera:

Activos de conexión a un STR o a un SDL: son los bienes que se requieren para que un OR se conecte físicamente a un Sistema de Transmisión Regional, STR, o a un Sistema de Distribución Local, SDL, de otro OR. También son activos de conexión los utilizados exclusivamente por un usuario final para conectarse a los niveles de tensión 4, 3, 2 o 1. Un usuario está conectado al nivel de tensión en el que está instalado su equipo de medida individual.

Activos de uso de STR y SDL: son aquellos activos de transporte de electricidad que operan a tensiones inferiores a 220 kV que son utilizados por más de un usuario y son remunerados mediante cargos por uso de STR o SDL.

Subrayado fuera de texto

Con base en lo anterior se aclara que en la base regulatoria inicial de activos se reconocen únicamente los activos de uso que se encontraban en operación a la fecha de corte, es decir a diciembre de 2017.

En relación con el transformador del asunto, reportado con el código IUA 10004000J000, se señala que fue clasificado por el OR en la categoría CRINR que corresponde a los activos que no fueron reportados por el OR en aplicación de la metodología de la Resolución CREG 097 de 2008 y que se encontraban en operación a diciembre de 2007.

De lo señalado en el recurso de reposición, se entiende que a la fecha de corte el transformador atendía un solo usuario, Minera el Roble, y que el OR espera conectar nuevos usuarios a partir del año 2020 al señalar que estos proyectos hacen parte del plan de inversiones.

Teniendo en cuenta que, a la fecha de corte, diciembre de 2017, este transformador correspondía a un activo de conexión, no es posible incluirlo en la base regulatoria inicial de activos en aplicación de la metodología definida en la Resolución CREG 015 de 2018.

Subrayado fuera de texto

Tal como se señaló en la Resolución CREG 223 de 2020, a la fecha de corte (diciembre de 2017), de acuerdo con la información suministrada por el OR, en la subestación El Siete, tanto el transformador como sus bahías asociadas se empleaban para prestar el servicio a un único usuario, por lo cual, su condición en dicho momento correspondía a un activo de conexión y no a un activo de uso. Al respecto se señala que la Resolución CREG 015 de 2018 establece que los activos de conexión no deben ser incluidos en la base regulatoria de activos.

En la solicitud de aprobación de ingresos el OR incluyó como parte del plan de inversiones los proyectos de inversión con códigos DISPAC-RPP6 y DISPAC-0025, denominados Interconexión Eléctrica Comunidades indígenas municipio de Carmen de Atrato y Interconexión eléctrica comunidades indígenas El Carmen de Atrato - Quibdó respectivamente. De acuerdo con el OR, estos proyectos entrarían en operación en el año 2020.

Teniendo en cuenta que el OR presentó la información requerida para estos proyectos, en la Resolución CREG 197 de 2020 se aprobaron como parte del plan de inversiones de DISPAC.

Al respecto se aclara que la aprobación de proyectos en el plan de inversiones no implica el reconocimiento de activos asociados a la base regulatoria inicial de activos, toda vez que se tienen criterios de revisión diferentes y, en el caso particular del transformador y sus bahías de la subestación el Siete, como se señaló anteriormente, a la fecha de corte correspondían a activos de conexión.

Con base en lo anterior, se señala que no se identificaron errores en la aplicación de la metodología de aprobación de la base regulatoria inicial de activos en relación con la inclusión del transformador y sus bahías asociadas en la subestación El Siete.

Adicionalmente se señala que, con la Resolución CREG 197 de 2020 y la Resolución CREG 223 de 2020, que resuelve el recurso de reposición interpuesto por DISPAC, se entiende agotada la vía gubernativa para su reconocimiento.

Mediante las comunicaciones con radicados E-2021-003910, E 2021 003913 y E–2021-001421, el OR reportó la información de ejecución del plan de inversiones del año 2020, según lo establecido en la Circular CREG 024 de 2020. En el archivo OR_INVTR_Año2_Rev2, el OR reportó que en el año 2020 se habían puesto en operación las UC asociadas a los proyectos DISPAC RPP6 y DISPAC–0025. No obstante, en el archivo Geodata DISPAC, suministrado por el OR en la misma comunicación, no se identificaron redes de media tensión ni transformadores de distribución asociados a la subestación El Siete.

La Comisión realizó consultas a los formatos TT2 Inventario transformadores y Formato BRA11. Unidades Constructivas de Transformadores de Distribución, reportados por el OR al SUI en cumplimiento de la Resolución SSPD 20192200020155, y no se identificaron transformadores de distribución puestos en operación en el año 2020 en el área de influencia de la subestación El Siete.

Teniendo en cuenta que el OR reportó que en el año 2020 puso en operación los activos asociados con los proyectos con códigos DISPAC–RPP6 y DISPAC-0025, se solicitó al OR, mediante comunicación con radicado CREG S-2021-003619, enviar a la Comisión la siguiente información:

a. Código SUI asignado a los alimentadores y los transformadores de los proyectos DISPAC RPP6 y DISPAC-0025, reportados al SUI en los formatos TT2 y BRA 11, según la Resolución SSPD 20192200020155.

b. Código NIU de los usuarios asociados a los alimentadores y transformadores de los proyectos DISPAC RPP6 y DISPAC-0025.

c. Reporte de la Información georeferenciada de los alimentadores y transformadores de los proyectos DISPAC RPP6 y DISPAC-0025 solicitada en la Circular CREG 024 de 2020.

El OR dio respuesta mediante la comunicación con radicado CREG E–2021–010229, de la siguiente manera:

El proyecto FAER “CONSTRIJCCION DE REDES DE- MEDIA Y BAJA TENSIÓN EN RESGUARDOS INDIGENAS DEL FIERA (MIRLA), SABALETA Y EL CONSUELO DEL MUNICIPIO DE EL CARMEN DE ATRATO, DEPARTAMENTO DEL CHOCÓ'' con código proyectos plan de inversión DISPAC-RPP6 el cual pretende la interconexión eléctrica de comunidades indígenas del municipio del Carmen de Atrato partiendo del punto de conexión subestación eléctrica “EI Siete”, no fue reportado como inversión ejecutada en el año 2020 en el reporte de ejecución del plan de inversiones de acuerdo a la circular CREG 024 de 2020, esto motivado en los siguientes causas:

(…) Actualmente el proyecto se encuentra en la última etapa constructiva lo cual permitirá que estos usuarios cuenten con servicio antes de finalizar el año 2021.

En cuanto al proyecto DISPAC-0025, este corresponde a la interconexión eléctrica de las comunidades indígenas que no fueron objeto del proyecto FAER (DISPAC-RPP6) proyecto que actualmente se encuentra en proceso de construcción.

Los activos asociados a estos proyectos serán reportados como inversión puesta en operación en el año 2021 y se presentarán de acuerdo a lo dispuesto por la Circular CREG 024 de 2020, donde se entregará la información georreferenciada y los formatos de reporte de inversión.

Adicionalmente los formatos del SUI del TT2 y BRA 11 serán reportados oportunamente tan pronto estos activos se encuentren en operación.

Subrayado fuera de texto.

Con base en la respuesta dada por el OR en la comunicación con radicado CREG E–2021–010229 se entiende que estos proyectos no han sido puestos en operación a la fecha, por lo cual, actualmente no hay más usuarios atendidos por el transformador de la subestación el Siete y, por tanto, se mantiene la condición de activo de conexión existente a la fecha de corte.

Por lo anterior, no se incluyen los activos de conexión de esta subestación en la base regulatoria de activos de la empresa.

En relación con las diferencias identificadas en la información de activos puestos en operación en el año 2020 reportada por el OR en las comunicaciones con radicados E-2021-003910, E–2021–003913 y E–2021-001421, en las cuales se reportan en operación, y la comunicación CREG E–2021–010229, en la cual el OR señala que hasta el 2021 entrarán en operación, se realizará el procedimiento de revisión de la información reportada por el OR al LAC para el cálculo de los ingresos anuales correspondientes. Toda vez que es obligación del OR cumplir con la regulación vigente.

Finalmente, el OR presenta otras consideraciones presentadas en la solicitud:

OTRAS CONSIDERACIONES

De otro lado, es de vital importancia tener en cuenta algunas particularidades especiales de DISPAC que afectan sus costos e inversiones y que al aplicar la fórmula reflejan los efectos negativos de la regulación sobre la empresa:

CONTRATO DE GESTION

La propiedad de DISPAC S. A. ESP está en cabeza del MINISTERIO DE HACIENDA Y CRÉDITO PÚBLICO, y es este ministerio quién en virtud de la situación que se presentaba con el suministro de energía en el departamento del Chocó, al crear la Empresa y apoyados en documentos CONPES, establecieron en sus estatutos la necesidad de contar con un Gestor para la operación administrativa, comercial y técnica de la empresa.

Lo que ocasiona unos costos operativos que deben ser sufragados, y a los que además hay que aplicarles el IVA, lo cual se traduce en un cargo adicional que no tienen los demás comercializadores.

Por otra parte, este Gestor particular recibe su remuneración apoyado en una fórmula que fija su ingreso de acuerdo con el recaudo de la Empresa.

La remuneración del Gestor se verá afectada por la disminución de los ingresos de la Empresa. DISPAC S. A. ESP no tendrá como equilibrar dando como consecuencia las responsabilidades contractuales a que será sometida la Estatal una vez los temas sean estudiados por la justicia, pues lo acontecido con el pago al Gestor no deviene de su actuar, sino del fenómeno jurídico conocido como el hecho del príncipe, el cual se configura cuando surge una norma que varía de fondo las condiciones del negocio que suscribió el estado con un particular, las que afectan negativamente su ingreso y utilidad esperada.

A lo anterior hay que agregarle los costos del interventor de obligatoria contratación, los que llegan a la suma de $1.600 millones mensuales.

ASPECTOS CONYUNTURALES - FUERZA MAYOR - COVID 19.

En la obtención de los cargos intervienen variables que de una u otra forma eran producto de realizar actividades que debían ejecutarse en el 2020 y que tienen que ver no solo con la Resolución CREG 015 de 2018 sino con las posteriores CREG 036 y CREG 199 de 2019, como el efecto de la pandemia mundial por el COVID 19, y por consiguiente las medidas del Gobierno Nacional de implantar la emergencia económica y social con confinamiento obligatorio de la población colombiana.

A lo anterior se suma, que la operación de DISPAC SA ESP, en el departamento del Chocó, se realiza en zonas con características especiales climatológicas, de orden público, una población de 525.505 habitantes, con una participación del PIB nacional del 0,38%., un alto Indicador NBI (65.4%) comparativamente con el NBI a nivel nacional (14.13%) y zonas extremadamente aisladas sin medios sanitarios que permitan al personal de la empresa afrontar el riesgo en caso que ingresara el virus a las zonas, lo cual llevó a que los habitantes de la zona y las comunidades impidieran el ingreso de nuestro personal, incluso para realizar las actividades del día a día.

De otra parte, cabe destacar que DISPAC S. ESP sí realizó grandes inversiones en compra de materiales de todo orden durante el 2020, pero no los puedo instalar a causa del COVID, lo que impidió que se convirtieran en unidades constructivas a reconocer, y generaran los efectos deseados por la metodología.

INVERSIONES REQUERIDAS

De los resultados particulares de la metodología, se concluye que para que DISPAC SA ESP pueda obtener una remuneración medianamente viable, se requiere que realice inversiones adicionales a los $46.000 millones ya aprobados por la CREG, por más de $40.000 millones más, para un total de $86 mil millones durante los próximos dos años, lo cual equivale a un 44% de lo que hoy está valorada DISPAC S. A. ESP regulatoriamente.

Inversiones que no solo al compararse con el valor actual de la Empresa son absolutamente inalcanzables de ejecutar, sino que al perder DISPAC su estabilidad financiera, caer la calificación de riesgo que hoy tiene con ocasión de aplicar los nuevos cargos, no se podrán obtener los créditos que financien esas obras.

NUESTROS ESTADOS FINANCIEROS DE LAS VIGENCIAS ANTERIORES SON POSITIVOS.

Conforme a los estados financieros de la Empresa de las ultimas vigencias que aquí se anexan como prueba, y el estado de pérdidas y ganancias, tenemos que DISPAC SA ESP cuenta con una situación financiera estable, en números negros, y generando utilidades; por el contrario, y como ya demostramos los resultados de aplicar la nueva metodología dará como resultado para esta vigencia la pérdida de esa estabilidad financiera.

Situación positiva anterior, que al convertirse con posterioridad a la aplicación de la metodología en resultados en rojo, probaran como la causa del descalabro financiero de DISPAC fue la aplicación de la nueva fórmula.

FLEXIBILIZAR LAS INVERSIONES DEL PLAN DE INVERSIÓN EXIGIDAS.

Este punto se cobija en las condiciones muy especiales ya explicadas de DISPAC SA ESP. Nuestra clientela, la vulnerabilidad de nuestra operación, de los activos y de las inversiones a realizar, así como el valor actual de la Empresa, hacen imposible que en un período tan corto de tiempo DISPAC pueda obtener recursos para realizar las inversiones exigidas por la metodología.

Nuestra operación no da la rentabilidad necesaria para recuperar las inversiones exigidas por la metodología, lo que se traduce en dos efectos.

El primero, nuestros Usuarios jamás generaran los ingresos anuales necesarios para que la compañía recupere las inversiones, y los bancos no nos prestaran los dineros requeridos para realizarlas, pues de forma mediática se darán cuenta de la primera conclusión de este párrafo.

Realizadas las proyecciones de acuerdo a los cuadros aportados y ya explicados en los numerales anteriores, esas inversiones por $86.000 millones exigidas a DISPAC se podrían realizar en un plazo de seis años.

RÉGIMEN DE TRANSICIÓN

Por último, no está demás señalar que el Estado ha tenido como una herramienta jurídica y de primera mano para sortear los efectos nocivos de toda nueva normatividad que se da en cierto grupo minoritarios, los RÉGIMÉNES DE TRANSICIÓN, con los cuales ha logrado contrarrestar los efectos de quienes han intentado configurar lo que se conoce en la jurisprudencia como el hecho del príncipe.

Vemos como en Pensiones, cuando los cambios se han producido los efectos han tenido un escalonamiento diferencial durante determinado período de tiempo; en el sector aeronáutico la entrada en rigor de exigencias técnicas regulatorias han tenido diferenciación de acuerdo al tamaño de las compañías y los sitios donde operan; lo mismo se ha dado en los títulos habilitantes de las frecuencias y espectro electromagnético; incluso, las entradas en vigencia de los códigos General de Proceso y el nuevo Contencioso, no tuvieron aplicabilidad de igual forma en determinadas zonas del país como así sucedió en Chocó, plazos que las misma normas preveían o que posteriormente al darse cuenta de la problemática generaron la escala durante su aplicación.

La nueva metodología contempla cambios radicales y perjudiciales, los que en cuanto a sus beneficios para los usuarios y el sector son indiscutibles, pero que en el caso de Empresas como DISPAC, no son posibles aplicar a la velocidad y requerimientos que exige la regulación, sin poner en riesgo su supervivencia financiera.

El objetivo no es evadir el cumplimiento de los estándares requeridos o a donde se quiere llegar, se busca es que ese régimen de transición adicionalmente visualice desde donde parte cada Empresa, de tal forma que teniendo en cuenta que no todas las comercializadoras hoy tenemos los mismos estándares económicos, técnicos, financieros, o de facilidad en el desarrollo de la operación, se creen líneas de tiempo y escalas de aplicación que permitan que todos sin importar su condición actual puedan llegar al objetivo que se busca sin comprometer su existencia.

Sobre el contrato de gestión y sus características particulares, se señala que la metodología establecida en la Resolución CREG 015 de 2018 remunera los ingresos de los operadores de red, que incluye las inversiones en activos de uso realizadas por estos agentes, sin importar quién es el propietario de dichos activos, así como los gastos de administración, operación y mantenimiento eficientes que resultan de la aplicación de la metodología establecida en el capítulo 4 del anexo general de dicha resolución. Se aclara que esta metodología no pretende remunerar los ingresos de terceros, diferentes a los operadores de red, que les presten servicios a estos agentes.

Respecto a los aspectos coyunturales y fuerza mayor asociados con el COVID–19, se indica que los ingresos anuales de cada empresa, de acuerdo con la metodología de la Resolución CREG 015 de 2018, son establecidos de manera integral considerando los niveles de inversión, los gastos, los incentivos, la calidad del servicio, los índices de pérdidas, entre otros, por lo cual, se entiende que realizar ajustes que modifiquen el balance, en cualquier sentido, entre el nivel de ingresos reconocido y el nivel del servicio previsto, se aleja de lo establecido en dicha resolución.

Respecto a las inversiones requeridas y a la flexibilización de las inversiones exigidas, se aclara que en la Resolución CREG 015 de 2018 no se establecen penalizaciones por realizar inversiones menores a las aprobadas. La metodología reconoce desde el comienzo de cada año las inversiones que el OR planea ejecutar durante ese año, y prevé que, ante diferencias en la ejecución de estos planes, se ajusten los ingresos del año siguiente. Con este ajuste las empresas dejan de recibir ingresos por activos que no están en operación y que estaban incluidas en los ingresos de la empresa del año anterior, y los usuarios pagan en sus facturas por la infraestructura que se encuentra efectivamente en operación, en los términos de la metodología.

Se señala que no es cierto que la metodología exija a DISPAC realizar inversiones correspondientes al 44% del valor de la base regulatoria inicial de activos en un período de cinco años, como se indica en la solicitud del OR. Para el caso de DISPAC, en la Resolución CREG 197 de 2020 se aprobó una base inicial de activos por un valor de 187.540.495.839 pesos de diciembre de 2017, y un valor total de recuperación de capital de la base inicial de activos de 6.623.072.522, que corresponde al 3.53% del valor de la base inicial de activos. Con base en la aplicación de la metodología, un simple ejercicio muestra que para mantener el mismo nivel de ingresos anuales asociados con las inversiones se requiere una inversión igual a la recuperación de capital anual, lo cual da un valor de inversiones en cinco años del orden del 17.66% de la base inicial de activos, y no del 44% como señala el OR.

Respecto a los estados financieros se realizaron los análisis correspondientes, los cuales fueron expuestos en el análisis de la suficiencia financiera.

Con base en lo anterior, la Comisión de Regulación de Energía y Gas, en su sesión 1126 del 06 octubre de 2021, acordó expedir esta resolución.

RESUELVE:

ARTÍCULO 1. APLICACIÓN DE LA VARIABLE AIM_J,N,M. Para la Empresa de Energía del Pacífico S.A. E.S.P., la aplicación de la variable AIMj_,n,m, definida en el numeral 1.3.4.1 de la Resolución CREG 015 de 2018, se realizará con base en el ajuste definido en este artículo.

Para las liquidaciones de los doce (12) meses siguientes a la entrada en vigencia de esta resolución se aplicará el valor de la variable AIMj_,n,m, con la siguiente modificación:

Donde:

Mes_AIM: Corresponde a doce (12) menos el número de meses en los cuales se ha aplicado la variable AIMj_,n,m en la liquidación de la empresa DISPAC, incluyendo el mes en el que esta resolución quede en firme.

ARTÍCULO 2. La presente Resolución deberá notificarse al representante legal de la Empresa Distribuidora del Pacífico S.A. E.S.P. y publicarse en el Diario Oficial. Contra lo dispuesto en este acto procede el recurso de reposición, el cual se podrá interponer ante la Dirección Ejecutiva de la CREG dentro de los cinco (5) días hábiles siguientes a la fecha de su notificación.

NOTIFÍQUESE, PUBLÍQUESE Y CÚMPLASE

Dado en Bogotá D.C., a 06 OCT. 2021

MIGUEL LOTERO ROBLEDO

Ministro de Minas y Energía (E)

Presidente

MARIA CLAUDIA ALZATE MONROY

Directora Ejecutiva (E)

MIGUEL LOTERO ROBLEDO

Ministro de Minas y Energía (E)

Presidente

MARIA CLAUDIA ALZATE MONROY

Directora Ejecutiva (E)