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Timestamp: 2017-07-23 14:51:24+00:00

Document:
RESOLUCION 11 DE 2005
Diario Oficial No. 45.886 de 21 de abril de 2005
Por la cual se resuelve el Recurso de Reposición presentado por Gases del Oriente S. A. ESP, contra la Resolución CREG 032 de 2004.
La Comisión de Regulación de Energía y Gas, en ejercicio de sus atribuciones legales, en especial las conferidas por la Ley 142 de 1994, y los Decretos 1524 y 2253 de 1994, y
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 mediante Resolución CREG 032 de 2004, la Comisión aprobó el Cargo Promedio por Uso del Sistema de Distribución y el Cargo Máximo Base de Comercialización del Mercado Relevante conformado por los municipios de Cúcuta, Villa del Rosario y Los Patios en el departamento de Norte de Santander;
Que Gases del Oriente S. A. ESP, mediante comunicación radicada en la CREG bajo el número E-2004-003512, recibida el 29 de abril de 2004, interpuso dentro de los términos legales, recurso de reposición contra la Resolución CREG 032 de 2004.
II. PRETENSIONES DE LA RECURRENTE
Que mediante la comunicación anteriormente señalada, Gases del Oriente S. A. ESP, presenta las siguientes pretensiones:
"PRIMERA. Se modifique parcialmente la Resolución 032 del 30 de marzo de 2004, en su artículo CUARTO (4°) -Gastos de Administración, Operación y mantenimiento de Distribución,...
SEGUNDA. Se modifique parcialmente la Resolución 032 del 30 de marzo de 2004, en su artículo QUINTO (5°) - Cargo Promedio de Distribución para el Sistema de Distribución de gas natural por red de la empresa GASES DEL ORIENTE S. A. ESP...".
III. FUNDAMENTOS DE LAS PRE TENSIONES
Que Gases del Oriente S. A. ESP, motiva su recurso en los siguientes argumentos:
"Con fundamento en lo manifestado en el acápite de los hechos, podemos decir que el mercado relevante enfrentó un grave problema de abastecimiento de gas natural, debido a que el pozo que proveía el hidrocarburo al área (Cerrito I) presentó una declinación prematura que la empresa no podía prever e hizo que se detuviera el desarrollo de la masificación del servicio hasta el año 2003.
Debido a lo anterior, la cantidad de redes, inversión y AOM para el nivel de usuarios que poseía la compañía a diciembre de 2002 resulta atípica, lo que deriva en pobres resultados en los indicadores de eficiencia en Km. de Red por Cliente, Capital por Cliente, AOM por Km. de Red, AOM por Cliente, y por lo tanto, en un bajo puntaje en el modelo de fronteras de eficiencia (DEA). En consecuencia, resulta evidente que la compañía no se encontraba a 2002 en condiciones normales de operación, y por lo tanto no es comparable con la muestra de empresas tenidas en cuenta dentro del modelo, es (sic) otras palabras se trata de un dato atípico ("outlier").
Es de resaltar, que de no haberse presentado la condición descrita anteriormente, la compañía hubiera alcanzado una cobertura de por lo menos el 90% de los usuarios anillados, como ha sucedido en sistemas similares en el resto del país. En pocas palabras, con el nivel de activos y la cantidad de redes que poseía la compañía a diciembre de 2002, se debieron haber tenido como mínimo 13.600 usuarios conectados. Al correr el modelo en dichas condiciones, con las compañías existentes a la fecha, Gases del Oriente tendría un puntaje del 100% demostrando un uso eficiente de sus recursos bajo condiciones normales de operación.
DMU	Score %
1 ALCANOS DE COLOMBIA S. A. ESP	93,08 2 ALCANOS DE COLOMBIA AREA EXCLUSIVA	60,28
3 EMPRESA DE GASES DE OCCIDENTE S. A. ESP	86,99
4 EMPRESAS PUBLICAS DE MEDELLIN S. A. ESP	24,29
5 GAS DEL RISARALDA S. A. ESP	43,15
6 GAS NATURAL CUNDIBOYACENSE S. A. ESP	38,08
7 GAS NATURAL O EL ORIENTE S. A. ESP	100,00
8 GAS NATURAL DEL CENTRO S. A. ESP	53,53
9 GAS NATURAL DEL CESAR S. A. ESP	99,77
10 GAS NATURAL S. A. ESP	100,00
11 GASES DE BARRANCABERMEJA S. A. ESP	100,00
12 GASES DE LA GUAJIRA S. A. ESP	100,00
13 GASES DEL CARIBE S. A. ESP	100,00
14 GASES DEL CUSIANA S. A. ESP	92,39
15 GASES DEL LLANO S. A. ESP	79,05
16 GASES DEL NORTE DEL VALLE S. A. ESP	100,00
17 GASES DEL ORIENTE S. A. ESP	100,00
18 GASES DEL QUINDIO S. A. ESP	36,69
19 MADIGAS INGENIEROS S. A. ESP	100,00
20 METROGAS DE COLOMBIA S. A. ESP	100,00
21 SURTIDORA DE GAS DEL CARIBE S. A. ESP	100,00
22 EMPRESA CAUCANA DE GAS S. A. ESP	100,00
Para realizar la proyección de los gastos AOM, se buscó un mercado de condiciones similares a las que llegaría Gases del Oriente en el largo plazo, usándose como referencia Gas Natural del Oriente en el año 1999. Debido a lo anterior, se estimó un crecimiento gradual de los gastos por usuario promedio hasta llegar al nivel de gastos de referencia. Cabe aclarar, que la compañía cumplió con la proyección de gastos en el año 2003.
Adicionalmente, la empresa fue comparada con empresas nuevas, para las cuales se utilizó el promedio proyectado de los primeros cinco años del periodo tarifario (de acuerdo con el Documento CREG 009 de 2004), para la información de gastos AOM, usuarios y Km. de red, y estamos seguros que muchas de estas empresas influenciaron los resultados de nuestra empresa.
Analizando la información presentada en las Resoluciones expedidas por la CREG para las demás distribuidoras, encontramos que el Valor Presente Neto (VPN) de los gastos de AOM aprobados para algunas de estas, son superiores a los aprobados para Gases del Oriente, siendo empresas con menor número promedio (para los primeros cinco años) de usuarios y longitudes de red, con respecto a Gases del Oriente; y en otros casos no existe proporción directa entre el VPN de los gastos aprobados frente al número de usuarios y red es tendidas para empresas con mayor mercado que el nuestro, por ejemplo en una de ellas el VPN es seis veces mayor al aprobado para Gases del Oriente y los usuarios no alcanzan a ser tres veces el de nuestro mercado, con igual número de Km. de red tendida.
Nuestra empresa, a partir del año 2003 presenta indicadores de eficiencia absolutamente diferentes de la histórica, por lo que consideramos que es una empresa nueva en estos aspectos, y no existe ningún otro caso comparable en Colombia de una empresa que en un año pase de 10.000 a 60.000 usuarios.
Por otra parte hemos encontrado que se ha utilizado como datos de entrada al modelo DEA datos provenientes de compañías que operan en áreas exclusivas sin que a esas compañías se les haya solicitado dicha información en forma oficial con lo que se distorsionó la validez de esas cifras. Ponemos como ejemplo a Gases del Norte del Valle que de acuerdo con el modelo de la CREG tiene unos Gastos de AOM de 18.000 pesos por usuario, marcando frontera de eficiencia, cuando en realidad esa compañía tiene gastos del orden de 70.000 pesos por usuario con lo cual se afectó negativamente nuestra empresa por un evidente error de cálculo.
Finalmente, encontramos que además del acotamiento de los gastos de AOM por el puntaje de eficiencia, se realizaron ajustes adicionales a los gastos presentados por la empresa en cada uno de los rubros de gastos. Consideramos que la información que debe tenerse en cuenta para el cálculo del cargo promedio de distribución, son los gastos AOM reportados en la solicitud tarifaria, siendo así en el 2005 cuando se realice la revisión de mitad de período la empresa se encontrará en condiciones normales de operación y se confirmará la eficiencia de la compañía operando en similares condiciones de las demás empresas.
Consideramos que en el caso que nos ocupa aplicaría la Sentencia T-422 del 19 de junio de 1992, Magistrado Ponente, doctor Eduardo Cifuentes Muñoz, de la Corte Constitucional, en la cual se estipula que la igualdad implica siempre criterios de diferenciación: "(...) Criterios de diferenciación. 11. El primer problema que plantea una nueva concepción del principio de igualdad hace relación con cuál es el criterio de diferenciación -tertium comparationis- al que ha de acudir el juez, en contraste con el de legislador, para aceptar o rechazar el que este incorporen la norma. La Constitución menciona algunas de las razones o situaciones fácticas para prohibir que el legislador las adopte como factor de diferenciación. No obstante, la mención de los factores considerados discriminatorios para establecer una diferencia de protección o trato no es suficiente. El juez ha de buscar fuera de la Constitución el criterio de diferenciación con el cual juzgar la validez constitucional de una norma que atribuye relevancia jurídica a cualquiera de las infinitas diferencias que la realidad ofrece (...)".
Asimismo, la Sentencia C-318, expediente D.-1888 de junio 30 de 1998, Magistrado Ponente doctor e (sic) Carlos Gaviria Díaz de la Corte Constitucional, en la cual se ratifica la justificación del trato desigual: "(...) 16. El principio de igualdad (C. P., art. 13) supone, entre otras cosas, el derecho a que el legislador otorgue un trato similar a quienes se encuentran en condiciones similares y, diferente, a quienes están en distinta situación (igualdad ante la ley) (...)".
Frente a los argumentos y pretensiones formulados por la recurrente, conviene señalar lo siguiente:
RESTRICCIONES EN LA OFERTA DE GAS
La empresa manifiesta que "...el mercado relevante enfrentó un grave problema de abastecimiento de gas natural...". Efectivamente, de la información disponible en la Comisión se evidencia que los problemas operacionales del Campo Cerrito 1, restringieron la oferta de este energético y por lo tanto la expansión de la cobertura de usuarios atendidos por la empresa (Radicados CREG 00889 y 03018 de 1998, 00071 y 06432 de 1999, 02937 de 2000 y 08128 de 2001). En tal sentido, es cierto que el mercado atendido por la empresa Gases del Oriente S. A. ESP, presentó problemas de abastecimiento, lo que pudo haber impedido la normal expansión del servicio.
TRATAMIENTO DE OUTLIER
La recurrente manifiesta que "...la compañía no se encontraba a 2002 en condiciones normales de operación, y por lo tanto no es comparable con la muestra de empresas tenidas en cuenta dentro del modelo, es (sic) otras palabras se trata de un dato atípico ("outlier")":
De conformidad con la verificación de outliers del Análisis Envolvente de Datos (DEA) realizado por la Comisión, se encontró que la información de Gases del Oriente S. A. ESP no se constituye en un outlier, como se indica a continuación:
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.
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 ellas se encuentran las siguientes: 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 este análisis 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 cuándo una observación proveniente de una distribución normal, es un outlier. En este test se plantea la hipótesis:
El test de Grubbs se define como:
: 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;
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 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 1calculadas 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 este, 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 2:
Para el caso del índice normalizado de AOM/Usuario se tiene el siguiente gráfico de dispersión:
Como se observa en el gráfico anterior, Promigás 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:
AOM/usuario
Gases del Oriente se encuentra por debajo del percentil 25 pero por encima del cercano interno inferior, por tanto no se considera outlier.
AOM/red
Inversión/Usuario
Inversión/Red
Gases del Oriente se encuentra muy cerca al cercano interno inferior, esto es se considera que es un outlier suave.
Para corroborar los resultados anteriores, se llevó a cabo la prueba de GRUBBS de la que se obtuvo:
Cálculo de Grubbs:
La hipótesis nula de no outliers se rechaza para los índices AOM/USU e 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.
En la tabla siguiente se presentan los índices utilizados para el análisis de Grubbs.
Para Gases del Oriente la hipótesis nula de no outliers no se rechaza para los índices tenidos en cuenta.
En conclusión, de conformidad con la verificación de outliers del Análisis Envolvente de Datos (DEA) realizado por la Comisión, se encontró que la información de Gases del Oriente S. A. ESP, no se constituye en un Outlier.
CAMBIOS EN EL TAMAÑO RELATIVO DE LA EMPRESA
Debido a la limitación en su expansión en los años que se tuvieron en cuenta para efectuar los análisis del DEA, la empresa quedó en el rango de comparación de las empresas pequeñas, situación que cambia radicalmente en el primer año del nuevo periodo tarifario, al pasar de 10.327 usuarios a 53.325 y de atender un municipio a atender tres municipios. De esta forma, al tomar la información histórica de AOM de distribución la empresa fue afectada en su eficiencia por comparación en un 84% (25.10) con tres empresas pequeñas nuevas y en un 16% (4.78) con una empresa pequeña existente, a pesar de ser una de las empresas más eficientes en AOM por usuario, como se indica a continuación:
En el año 2002, Gases del Oriente se compara con las empresas pequeñas, de las cuales resaltamos las siguientes cifras:
A partir del año 1, el grupo de com paración de Gases del Oriente, cambia a las empresas medianas:
Aunque Gases del Oriente S. A. ESP, no se constituye en un outlier en la metodología DEA, se puede observar que al aplicar la metodología vigente la empresa Gases del Oriente es comparada principalmente con empresas nuevas. Conviene señalar que con la metodología establecida en la Resolución CREG-011 de 2003 para dichas empresas se utiliza la información del mercado relevante correspondiente a los promedios de los cinco años de expansión, teniendo en cuenta que el primer año no refleja adecuadamente la situación de eficiencia relativa de la empresa por encontrarse justamente en una situación que variará considerablemente con el tiempo. En tal sentido, por las restricciones que ha tenido Gases del Oriente para expandir su mercado y por el comportamiento que tiene la empresa en cuanto a cobertura en los cinco años del período tarifario, se considera que dicha empresa se asemeja a una empresa nueva. En consecuencia se considera que la empresa tiene un comportamiento de mercado en expansión, siendo comparable con las empresas medianas existentes hacia el final del presente periodo tarifario. A continuación se presenta el comportamiento de crecimiento porcentual anual de usuarios y kilómetros de red de empresas nuevas y existentes:
El comportamiento de Gases del Oriente se asemeja a las empresas nuevas en su primer año de operación, lo que valida el tratamiento de empresa nueva para Gases del Oriente.
En consecuencia se considera procedente dar un tratamiento de empresa nueva en el modelo DEA, es decir modificar para las variables la información histórica de Gases del Oriente S. A. ESP, por el promedio de la proyección de los cinco años;
Lo anterior permite a Gases del Oriente S. A. ESP, mejorar la calificación obtenida de 70.01% a 100% para los gastos de AOM de distribución.
DEPURACION DE PROYECCIÓN DE GASTOS AOM
Al respecto, la recurrente expresa:
"Finalmente, encontramos que además del acotamiento de los gastos de AOM por el puntaje de eficiencia, se realizaron ajustes adicionales a los gastos presentados por la empresa en cada uno de los rubros de gastos. Consideramos que la información que debe tenerse en cuenta para el cálculo del carg o promedio de distribución, son los gastos AOM reportados en la solicitud tarifaria...".
Es preciso aclarar, que en todas sus decisiones la Comisión se debe ajustar a los lineamientos establecidos en la Ley 142 de 1994. En concordancia con lo anterior, la CREG estableció mediante la Resolución CREG 011 de 2003, los criterios generales para remunerar 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. Específicamente, en el Anexo 3 de la misma resolución estableció la metodología para establecer el Costo Eficiente de Administración, Operación y Mantenimiento de la actividad de distribución de gas combustible:
"Para establecer los gastos eficientes de Administración, Operación y Mantenimiento, que se remunerarán en el cargo de distribución, se adopta la metodología de punto extremo: "Análisis Envolvente de Datos. Esta metodología se utiliza para evaluar la eficiencia relativa de un grupo de unidades administrativas o productivas y permite construir una frontera de eficiencia relativa. Para tal efecto se seguirá el siguiente procedimiento:
a) Se depuran los gastos de AOM reportados en los estados financieros tanto para los dos años anteriores al cálculo del cargo de distribución como para el Horizonte de Proyección. (Subrayado nuestro);
b) Se toma el universo de empresas distribuidoras 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...".
Es decir, siguiendo la metodología antes mencionada, se depuraron los gastos de AOM para la actividad de distribución de todas las empresas, incluidos los gastos de las zonas exclusivas.
Puesto que los incrementos utilizados por la empresa para las proyecciones de gastos no guardan relación con respecto al crecimiento de longitud de redes ni tampoco guarda ninguna relación con el aumento en el número de usuarios o con el crecimiento en demanda, se aplicó el incremento en número de usuarios para los cinco primeros años.
De otro lado, el hecho de que la empresa manifieste que cumplió con la proyección de gastos de AOM en el año 2003, para justificar que los gastos proyectados en su estudio tarifario son los que deben utilizarse para el cálculo de los cargos, no significa que los gastos reales sean los gastos eficientes en que incurre una empresa para prestar el servicio; en consecuencia se mantendrán para el cálculo del cargo promedio de distribución los gastos proyectados depurados;
Que la Resolución CREG 011 de 2003, es un acto administrativo de carácter general, impersonal y abstracto y que debe ser seguido por la Comisión en la definición de cargos particulares de distribución, tal como lo define la misma Resolución CREG-011 de 2003;
Q ue para la aprobación de la Resolución CREG 032 de 2004 la Comisión, aplicó los criterios y fórmulas generales establecidos en la Resolución CREG 011 de 2003;
En consideración a lo expuesto anteriormente, la Comisión de Regulación de Energía y Gas en su Sesión 250 de Febrero 24 de 2005,
Artículo 1°. Modificar el artículo 4° Gastos de Administración, Operación y Mantenimiento de Distribución - AOM; y el artículo 5° Cargo Promedio de Distribución de la Resolución CREG 032 de 2004, los cuales quedarán así:
"ARTICULO 4°. Gastos de Administración, Operación y Mantenimiento de Distribución-AOM. El nivel de eficiencia obtenido del modelo de frontera de eficiencia es 100%. Aplicando este resultado al valor presente de los gastos de AOM propuestos para el horizonte de Proyección, se obtiene el siguiente valor para incorporar al cálculo del cargo que remunera los gastos de AOM. En el Anexo 3 se presentan los gastos de AOM para el Horizonte de Proyección.
Componente	$ del 31 de dic./2002
Valor Presente de los gastos de AOM, con nivel de eficiencia	12.511.830.712
ARTICULO 5°. Cargo Promedio de Distribución. A partir de la vigencia de la presente Resolución, el Cargo Promedio de Distribución aplicable en el Mercado Relevante del Artículo 1, para recuperar los costos de inversión y gastos de AOM para la distribución domiciliaria de gas natural por red se fija en 379,67$/m3 (pesos de diciembre de 2002) desagregados de la siguiente manera:
Componente	Cargo Promedio de Distribución ($/m3)
Inversión	288,43
Gastos AOM	91,24
Cargo Piso	59,00
Nota. Cifras en pesos del 31 de diciembre de 2002.
Parágrafo 1°. El cargo piso aplicable en el Mercado Relevante del artículo 1° se fija en 59,00 $/m3, expresado en pesos del 31 de diciembre de 2002.
Parágrafo 2°. Estos Cargos de Distribución se actualizarán de conformidad con lo establecido en el numeral 7.8 de la Resolución CREG-011 de 2003".
Artículo 2°. Sustituir el Anexo 3 Proyección de Gastos de Administración, Operación y Mantenimiento de Distribución-AOM de la Resolución CREG 032 de 2004, el cual quedará así:
PROYECCION DE GASTOS DE ADMINISTRACION,
OPERACION Y MANTENIMIENTO DE DISTRIBUCION-AOM
AÑO1234567891011121314151617181920COL $ DIC 20021.601.131.4651.812.745.9611.998.792.1512.159.658.4512.330.645.7602.352.356.2642.352.356.2642.352.356.2642.352.356.2642.352.356.2642.352.356.2642.352.356.2642.352.356.2642.352.356.2642.352.356.2642.352.356.2642.352.356.2642.352.356.2642.352.356.2642.352.356.264
Artículo 3°. No acceder a las demás peticiones de Gases del Oriente S. A. ESP, distintas a las re conocidas en los artículos 1° y 2° de la presente resolución.
Artículo 4°. Notificar a Gases del Oriente S. A. ESP, el contenido de esta resolución, y hacerle saber que contra lo dispuesto en este acto no procede recurso alguno por encontrarse agotada la vía gubernativa.
Artículo 5°. Esta resolución rige desde la fecha de su expedición.
El Viceministro de Minas y Energía Delegado del Ministro de Minas y Energía, Presidente,

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