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DEFINICIÓN DE CRITERIOS Y METODOLOGÍAS PARA EVALUAR LA GESTIÓN Y RESULTADOS DE LAS

ENTIDADES PRESTADORAS DE LOS SERVICIOS PÚBLICOS DOMICILIARIOS DE ENERGÍA ELÉCTRICA Y GAS COMBUSTIBLE

PRIMER INFORME PRELIMINARagosto 15 del 2002

La presente asesoría tiene como objetivos principales los siguientes:

a) Evaluar los conceptos, indicadores y resultados obtenidos con la metodología vigente para evaluación de gestión y resultados de las empresas prestadoras de los servicios públicos regulados por la CREG.

b) Definir, de acuerdo con la Ley 689 de 2001, los criterios, metodologías, indicadores, parámetros y modelos de carácter obligatorio que permitan evaluar la gestión y resultados de las entidades prestadoras de los servicios de energía eléctrica y gas combustible.

c) Clasificar las personas prestadoras de estos servicios públicos, de acuerdo con el nivel de riesgo, características y condiciones.

d) Definir los casos en los que las entidades oficiales que prestan estos servicios no requieran de una auditoría externa.

Este primer informe desarrolla el alcance relacionado con el logro del primer objetivo. El segundo informe presentará las propuestas metodológicas a que se refiere el segundo objetivo y el tercer informe, abordará el tema de la clasificación de los prestadores de servicio de acuerdo con su nivel de riesgo.

Este informe es de carácter preliminar en cuanto corresponde a una etapa de avance de la asesoría y podrá tener ajustes originados en función de los avances posteriores.

Unión Temporal Velasco - Afanador

CREG - DEFINICIÓN DE CRITERIOS Y METODOLOGÍAS PARA EVALUAR LA GESTIÓN Y RESULTADOS DE LASENTIDADES PRESTADORAS DE LOS SERVICIOS PÚBLICOS DOMICILIARIOS DE ENERGÍA ELÉCTRICA Y GASCOMBUSTIBLE

Evaluación de la Regulación Actual de Control de Gestióny Resultados

1. EVALUACIÓN CONCEPTUAL DE LOS CRITERIOS Y LA METODOLOGÍA VIGENTES PARA LA EVALUACIÓN DE LA GESTIÓN Y RESULTADOS DE LAS EMPRESAS

Esta sección elabora la evaluación conceptual de la metodología que venía vigente para la evaluación de la gestión y resultados de las empresas del sector energético.

1.1 DE LA LEGISLACIÓN APLICABLE A LA GESTIÓNEMPRESARIAL

La normatividad que define las reglas vigentes en materia de control de gestión y resultados, se deriva principalmente de las disposiciones contenidas en los siguientes artículos de la Ley 142 de 1994: Artículo 45 (Principios rectores del control), Artículos 46 a 49 (Control interno), Artículo 50 (Control fiscal), Artículos 51 y 53 (Auditoria externa); Artículo 52 (Concepto de control de gestión y resultados); y Artículos 62 a 66 (Control social).

Así mismo, resultan relevantes las disposiciones contenidas en los siguientes artículos de la misma Ley: Artículo 36.6 (Planes de recuperación), Artículos 58 a 60 (Tomas de Posesión), Artículos 73.3, 73.4 y 73.15 (Funciones y facultades generales de la Comisión), y Artículo 79.10 (Funciones de la Superintendencia de Servicios Públicos). Finalmente, el Artículo 181 le asignó a la CREG, por una sola vez, la facultad para pronunciarse sobre la viabilidad empresarial de las empresas sujetas a su regulación y exigirles, cuando fuera del caso, un plan de reestructuración financiero y operativo.

Finalmente, la Ley 550 de 1999 (Ley de Intervención Económica), aborda aspectos relacionados con las gestión empresarial de los prestadores de servicios públicos domiciliarios.

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CREG ■ DEFINICIÓN DE CRITERIOS Y METODOLOGÍAS PARA EVALUAR LA GESTIÓN Y RESULTADOS DE LASENTIDADES PRESTADORAS DE LOS SERVICIOS PÚBLICOS DOMICILIARIOS DE ENERGÍA ELÉCTRICA Y GASCOMBUSTIBLE

Si bien, son numerosas las instancias de control definidas por la ley y se detallan con alguna extensión los distintos aspectos relacionados con el control de gestión de las empresas que prestan servicios públicos, la efectividad de las normas no hasido la esperada, entre otras razones, por las siguientes:

1) Regulación, Control y Planeación

La Ley 142 de 1994 separa de manera explícita las funciones de regulación, control y planeación, asignado la primera a las Comisiones de Regulación, la segunda a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios y la tercera, entre otras autoridades, a las oficinas o unidades de planeación, o a las unidades administrativas que hacen sus veces en los respectivos ministerios. En el Artículo 105.3 la Ley dispone que “se mantendrá una estricta separación entre las funciones de regulación, que se ejercerán a través de las comisiones, y las de control y vigilancia, que se ejercerán por el Superintendente y sus delegados”. Esta separación de funciones se mantiene de manera coherente a lo largo de todo el articulado, con excepción del Artículo 52 de la Ley. En esta disposición se involucra a las Comisiones de Regulación y a las autoridades de planeación en el tema de evaluación de gestión y por ende, en el tema de control.

Asimilar dentro del ámbito regulatorio la definición de “ ... los criterios,características, indicadores y modelos de carácter obligatorio que permitan evaluar la gestión y resultados de las empresas” le resta flexibilidad al ejercicio de la función de control que debe ejercer la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios y restringe el control a una concepción estática en lo referente al método de evaluación de datos. La SSPD debe limitarse a la aplicación de las normas que sobre la materia expida el regulador y su responsabilidad como ente controlador se diluye, en la medida en que dichas normas y disposiciones no logren abarcar de manera integral y dinámica la problemática de gestión de las empresas.

Aunado a lo anterior, la Ley delega en las oficinas o unidades de planeación, la aprobación de planes de gestión y resultados de corto, mediano y largo plazo de las empresas, teniendo como base lo establecido por las Comisiones de Regulación. Nuevamente, estas disposiciones coartan y restringen las funciones de la Superintendencia cuando evalúa la gestión financiera, técnica y administrativa de las empresas. Las oficinas de planeación fijan metas para los distintos indicadores de manera autónoma y el papel de la Superintendencia se limita a determinar las desviaciones de estos indicadores contra unas metas potencialmente arbitrarias.

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Esquemáticamente, el diseño legal de la evaluación de gestión se muestra a continuación:

SSPD

Comisión de Regulación

Oficina de Planeación

Define: Qué y Cómo Controlar y Evaluar

Define: Contra Qué Controlar y Evaluar

Controla y Evalúa

La función de control se encuentra tan segmentada y tan deficientemente diseñada, que ninguna de las entidades involucradas es responsable de manera integral por el adecuado seguimiento de la gestión de las empresas prestadoras de servicios públicos. Si bien, las Comisiones de Regulación, por el tipo de definiciones que se encuentran a su cargo en esta materia, son responsables de un acertado o desacertado marco conceptual y metodológico de control de gestión, su responsabilidad se atenúa al no tener injerencia en la definición de las metas de gestión de las empresas. Por su parte, las oficinas de planeación al establecer las metas y aprobar los planes de gestión de las empresas, asumen responsabilidades equivalentes a las de un coadministrador en relación con el desempeño exigido a los prestadores del servicio. No obstante, su responsabilidad se atenúa, toda vez que las directrices y criterios establecidos por las Comisiones resulten insuficientes para que los planificadores realicen su labor. Finalmente, la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, ente controlador y evaluador de la gestión de las empresas, no tiene responsabilidad por la eficacia del sistema de control de desempeño establecido, toda vez que la definición del qué y el cómo controlar y evaluar es competencia de las Comisiones de Regulación y la definición de contra qué controlar y evaluar es competencia de las oficinas de planeación. En el contexto de los planes de gestión y resultados su función se limita a verificar desviaciones.

2) Auditores Externos e Internos

De acuerdo con las disposiciones de Ley, las auditorias externas para evaluar la gestión y resultados de los prestadores de servicios públicos son contratadas directamente por las empresas. Es decir, los auditores externos son contratistas de

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las empresas a las que deben evaluar y sobre las que deben efectuar un diagnóstico de gestión. El conflicto potencial de intereses es evidente debido a la cuestionable independencia con que los auditores externos ejercerán sus funciones. Si bien, la Ley establece que los auditores externos obrarán “ ... en función tanto de los intereses de la empresa y de sus socios como del beneficio que efectivamente reciben los usuarios ...”, dependen económicamente de las empresas y no de los usuarios. Lo anterior puede restarle transparencia y objetividad a los informes de los auditores.

La contratación como está prevista, resulta adecuada para el ejercicio de las labores de control interno que desarrollan las empresas. De hecho la Ley dispone que “las empresas de servicios públicos podrán contratar con entidades privadas la definición y diseño de los procedimientos de control interno, así como la evaluación periódica de su cumplimiento, de acuerdo siempre a las reglas que establezcan las comisiones de regulación”. En la medida en que los auditores internos le reportan directamente a las empresas, es lógico que sean contratados por las mismas; no sucede así con los auditores externos, toda vez que estos últimos le reportan a la Superintendencia de Servicios Públicos en particular y a los usuarios en general.

Las similitudes y diferencias entre las auditorias externas e internas se esquematizan a continuación:

Auditoria Externa Auditoria InternaFunciones Evaluación periódica del

cumplimiento de las reglas que establezcan las Comisiones en materia de Control de Gestión y Resultados.

Entre otras funciones, evaluación periódica del cumplimiento de las reglas que establezcan las Comisiones en materia de Control de Gestión y Resultados.

Contratante Empresa EmpresaEntidad a la que Reportan

SSPD y Empresa Empresa

3) Tomas de Posesión y Liquidación de Empresas

El Artículo 58 de la Ley 142 de 1994, establece textualmente: “Medidas preventivas. Cuando quienes prestan servicios públicos incumplan de manera reiterada, a juicio de la Superintendencia, los índices de eficiencia, los indicadores de gestión y las normas de calidad definidos por ella, ésta podrá ordenar la separación de los

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gerentes o de miembros de las juntas directivas de la empresa de los cargos que ocupan”. (Subrayado fuera de texto).

Esta disposición contradice el contenido de los Artículos 52, 73.3 y 73.4 de la misma Ley, en los cuales se establece que son las Comisiones de Regulación y no la Superintendencia de Servicios Públicos, los organismos encargados de definir los indicadores de gestión, los criterios de eficiencia y los estándares de calidad que permiten evaluar el desempeño financiero, técnico y administrativo de las empresas.

Pareciera que las medidas preventivas pueden adoptarse por el incumplimiento reiterado de índices de eficiencia, indicadores de gestión y normas calidad definidos por la SSPD y no por las Comisiones de Regulación.

Relacionado también con los procesos de tomas de posesión reglados en la ley, la facultad general de ordenar la liquidación de empresas de servicios públicos, en principio, competencia expresa de la Superintendencia de Servicios Públicos, se fracciona en el caso particular de empresas monopolísticas oficiales. El Artículo 73.15 de la Ley 142 de 1994 dispone que entre las funciones y facultades generales de las Comisiones de Regulación se encuentra: “Ordenar la liquidación de empresas monopolísticas oficiales en el campo de los servicios públicos y otorgar a terceros el desarrollo de su actividad, cuando no cumplan los requisitos de eficiencia a los que se refiere esta ley”.

Aún cuando, se trata de un caso particular que solo involucra a las empresas monopolísticas oficiales, las competencias de las Comisiones y de la SSPD se superponen, en lo referente a la gestión empresarial y al control y vigilancia de estas empresas.

4) Planes, Programas y Acuerdos de Gestión

La Ley en relación con programas de desempeño de las empresas, establece: Planes de Gestión, Programas de Gestión, Planes y Programas para Resolver Deficiencias, Planes de Reestructuración, Acuerdos de Reestructuración y Planes de Recuperación.

Planes de Gestión: Los planes de gestión y resultados de corto, mediano y largo plazo, dentro de directrices de planeación estratégica, buscan que las metas sean congruentes con las previsiones y corresponde a las Comisiones de Regulación definir “ ... los criterios, características, indicadores y modelos de carácter obligatorio que permitan evaluar la gestión y resultados de las empresas”.

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Programas de Gestión: En desarrollo de la función de la Superintendencia de “evaluar la gestión financiera, técnica y administrativa de las empresas de servicios públicos, de acuerdo con los indicadores definidos por las comisiones esta entidad puede “acordar con las empresas programas de gestión para que se ajusten a los indicadores que hayan definido las comisiones de regulación, e imponer sanciones por el incumplimiento”.

Planes y Programas para resolver deficiencias: Los Comités de Desarrollo y Control Social pueden, dentro de las funciones especiales que les fueron asignadas, “proponer a las empresas de servicios públicos domiciliarios los planes y programas que consideren necesarios para resolver las deficiencias en la prestación de los servicios públicos domiciliarios”.

Planes de Reestructuración: Por una sola vez, la Ley le asignó a las Comisiones de Regulación la facultad de exigirle a las empresas planes de reestructuración financieros y operativos, si como resultado de una evaluación de viabilidad empresarial, dichas empresas registraban valores patrimoniales negativos o si sus obligaciones excedían la capacidad operativa de las empresas para servirlas.

Acuerdos de Reestructuración: La Ley 550 de 1999 entre otras disposiciones de intervención económica, establece que la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios puede promover de oficio acuerdos de reestructuración. Adicionalmente, define que la SSPD puede actuar como conciliador en los conflictos que surjan entre los empresarios y sus acreedores.

Planes de Recuperación: “Está prohibido a las instituciones financieras celebrar contratos con empresas de servicios públicos oficiales para facilitarles recursos, cuando se encuentren incumpliendo los indicadores de gestión a los que deben estar sujetas, mientras no acuerden un plan de recuperación con la comisión encargada de regularlas”.

Esquemáticamente la aplicación de Planes, Programas y Acuerdos de Gestión se presenta a continuación:

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CREG _ ¡̂ Plan de Reestructuración

SSPD

SSPD

UPME

CREG

EMPRESA

Acuerdo de Reestructuración

Programa de Gestión

Plan de Recuperación

Plan de Gestión

Comités de Desarrollo y

Control Social

Planes y Programas para resolver deficiencias

Los Planes de Gestión y los Programas de Gestión pueden yuxtaponerse y contradecirse. La validez y seriedad de los planes de gestión aprobados por las oficinas de planeación es cuestionable, toda vez que los compromisos adquiridos por las empresas pueden ser modificados en el marco de los programas de gestión que puedan ser acordados entre dichas empresas y la SSPD. No es claro el objetivo de la Ley al establecer planes de gestión que deben evaluarse y actualizarse anualmente y programas de gestión que pueden definirse en cualquier momento. Los programas de gestión pueden interpretarse como renegociaciones de los planes de gestión, sujetos a menores o a nulas exigencias regulatorias.

Con relación a los planes y programas para resolver deficiencias, propuestos por los Comités de Desarrollo y Control Social, carecen de la seriedad necesaria en la medida en que son optativos y no forman parte de los criterios con los que se definen los planes de gestión o se acuerdan los programas de gestión, a menos que las propuestas de los Comités coincidan con las previsiones efectuadas por las oficinas de planeación o por la SSPD, según el caso.

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En lo referente a los planes de reestructuración, en tanto que la Ley 142 de 1994 preveía su aplicación por una sola vez y delegaba en la CREG su definición, la Ley 550 de 1999 revivió la figura en el contexto de la intervención económica de empresas de servicios públicos, facultando a la SSPD para la promoción de oficio de acuerdos de reestructuración.

Finalmente, en lo referente a los planes de recuperación, si bien su aplicación se restringe a las empresas de servicios públicos oficiales, potencialmente pueden adquirir las características de los planes de reestructuración exigidos en desarrollo de los estudios de viabilidad empresarial.

Las instancias institucionales y las funciones de control, resultan nuevamente fragmentadas con las variadas definiciones de planes, programas y acuerdos que establece la ley.

Si bien, los planes de gestión, los programas de gestión y los planes y programas para resolver deficiencias tienen objetivos similares, proceden de tres instancias institucionales distintas: UPME, SSPD y Comités de Desarrollo y Control Social. Del mismo modo, los acuerdos de reestructuración y los planes de recuperación, siendo de la misma naturaleza, se derivan de facultades ejercidas por dos autoridades diferentes: SSPD y CREG.

1.2 DEL ENTORNO LEGISLATIVO QUE INCIDE EN LA DEFINICIÓN DEL CONTROL EMPRESARIAL

La definición por vía general de “ ... criterios, características, indicadores y modelos de carácter obligatorio que permitan evaluar la gestión y resultados de las empresas” enfrenta restricciones de distinta índole que pueden clasificarse en dos categorías: restricciones naturales y restricciones artificiales. Ambas limitaciones tienen su origen en disposiciones legislativas, o ejecutivas, que establecen diferencias entre las empresas que son objeto de control de gestión.

Entre las restricciones naturales se encuentran: i) el tipo de servicio público (Electricidad, Gas Natural, Gas Licuado del Petróleo); y ¡i) el entorno industrial de las actividades involucradas en la cadena de prestación del servicio (Entorno Competitivo, Entorno Monopolístico).

Entre las restricciones artificiales se encuentran: i) las excepciones en materia de integración vertical de actividades permitida a las empresas de electricidad constituidas con anterioridad a la expedición de la Ley 143 de 1994; ¡i) el tratamiento tributario discriminante en términos de la aplicación de los ajustes por inflación y exenciones impositivas según el esquema de propiedad de las

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empresas (Oficial, Mixto, Privado); ¡ii) la política de redistribución de utilidades entre empresas oficiales y mixtas (con propiedad mayoritaria del Estado); y la política de congelar inversiones en las empresas con mayoría accionaria de la Nación.

Mientras las restricciones naturales deben ser asumidas por el regulador, como factor de diferenciación conceptual en el diseño de los instrumentos de control de gestión, las restricciones artificiales, en tanto que arbitrarias, obligan a establecer diferenciaciones o categorías adicionales en el diseño del marco, que en otras circunstancias, serían innecesarias.

Del mismo modo, mientras la aplicación de diferenciaciones que tienen su origen en restricciones naturales, permiten la conformación de grupos homogéneos en términos del proceso de evaluación del desempeño, las restricciones artificiales comprometen la gestión misma de las empresas y originan grupos heterogéneos a la luz del análisis de resultados.

1.3 DE LA REGULACIÓN

Las resoluciones expedidas hasta la fecha por la Comisión de Regulación de Energía y Gas, relacionadas con el control de gestión y resultados de las empresas de servicios públicos de electricidad y gas combustible, son las siguientes:

RESOLUCION CONTENIDO GENERALCREG-005 de 1996 Define los criterios, características, indicadores y modelos de carácter

obligatorio para evaluar la gestión y resultados de las empresas de energía eléctrica y gas natural.

CREG-019 de 1996 Modifica los plazos de presentación de los planes de gestión establecidos en la Resolución CREG-005 de 1996 y establece un seguimiento trimestral y anual por parte de la SSPD.

CREG-023 de 1996 Aclara y amplia el alcance de algunos de los indicadores definidos en la Resolución CREG-005 de 1996.

CREG-026 de 1996 Define los criterios, características, indicadores y modelos de carácter obligatorio para evaluar la jjestión y resultados de las empresas de G IF

CREG-027 de 1997 Modifica la Resolución CREG-023 de 1996 para las empresas integradas verticalmente.

CREG-232 de 1997 Define la metodología que le permite a la SSPD evaluar la gestión financiera, técnica y administrativa de las empresas.

CREG-028 de 2000 Somete a consideración de los agentes y terceros interesados el proyecto de resolución por el cual se dictan reglas tendientes a promover y regular el balance entre los diferentes mecanismos de control.

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RESOLUCION CONTENIDO GENERALCREG-053 de 2000 Dicta reglas tendientes a promover y regular el balance de los mecanismos

de control.

De los Planes de Gestión-.

En desarrollo de la función asignada a la CREG en el Artículo 52 de la Ley 142 de 1994: “Las comisiones de regulación definirán los criterios, características, indicadores y modelos de carácter obligatorio que permitan evaluar la gestión y resultados de las empresas”, la Comisión diseñó un esquema general de control de gestión estableciendo las siguientes definiciones:

Plan Estratégico. Se entiende como el conjunto de políticas y estrategias que define una empresa, para alcanzar sus objetivos de corto, mediano y largo plazo, partiendo de un diagnóstico inicial sobre la situación de la empresa.

- Indicador de Gestión. Se entiende como una medida cuantitativa que permite efectuar un diagnóstico sobre el comportamiento de una variable de gestión (simple o compuesta) y cuya definición permite establecer metas de gestión, congruentes con objetivos de desempeño derivados del Plan Estratégico.

- Plan de Acción. Se entiende como el conjunto de programas, subprogramas y proyectos que debe ejecutar una empresa, en el contexto de su Plan Estratégico, dirigidos a lograr sus objetivos de corto, mediano y largo plazo de manera eficiente y eficaz.

- Plan Financiero. Se entiende como una proyección financiera, que incorpora el Plan de Acción de una empresa y permite validar la viabilidad de los programas, subprogramas y proyectos que planea ejecutar, en el contexto de su Plan Estratégico. El Plan Financiero contendrá:

a- P&G de Causaciónb- Flujo de Cajac- Balance de Causación

- Plan de Gestión. Se entiende como una propuesta de desempeño elaborada por una empresa y conformada por los siguientes elementos:

a- Diagnóstico con relación a los Indicadores de Gestiónb- Metas Indicadores de Gestiónc- Plan de Acciónd- Plan Financiero”

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El diseño de los planes de gestión como está planteado, cumple con las exigencias de Ley en el sentido de que “El control de gestión y de resultados es un proceso que, dentro de directrices de planeación estratégica, busca que las metas sean congruentes con las previsiones”. El Plan Financiero y el Plan de Acción, inmersos en el Plan Estratégico de las empresas, en teoría deberían garantizar un balance adecuado entre los inputs y los outputs de los prestadores del servicio en procura de la consecución de objetivos. No obstante, lo anterior no asegura la viabilidad financiara de las empresas, entre otros, por los siguientes motivos:

• Si la empresa se desenvuelve en un ámbito competitivo, los precios que determinan sus ingresos son fijados por el mercado y no necesariamente garantizan el cubrimiento de su estructura total de costos. El Plan de Gestión de mediano y largo plazo se establece con base en una proyección de precios de mercado que puede o no cumplirse, de allí que los objetivos o metas pueden o no alcanzarse. Del mismo modo, si la empresa desarrolla sus actividades en un mercado altamente disputable, su gestión es dinámica y no estática. Es decir, la empresa toma decisiones e introduce correctivos sobre la marcha, consultando el comportamiento del mercado. Lo anterior implica que el cumplimiento del Plan de Acción y el Plan de Gestión como un todo, solo es factible en el corto plazo.

En las condiciones descritas, el Plan de Gestión y el ejercicio del Control de Gestión se vuelven inciertos, toda vez que no depende de la empresa el cumplimiento de las metas y en algunos casos, el cumplimiento de ciertas metas podría resultar contraproducente.

• Si la empresa se desenvuelve en un ámbito monopolístico, los precios que determinan sus ingresos son fijados por la CREG. La Comisión establece los cargos o tarifas correspondientes, aplicando criterios de eficiencia económica en los distintos componentes de la estructura de costos. Las “restricciones artificiales” , aunadas a inflexibilidades laborales y otras limitaciones asociadas con las condiciones iniciales de la empresa pueden generar dos escenarios: i) para que los objetivos o metas sean congruentes con las previsiones, las metas establecidas resultan sub-óptimas al compararlas con los criterios de eficiencia establecidos por la CREG. El Plan de Acción es coherente con los objetivos pero el Plan Financiero no “cierra” en el mediano y largo plazo; y ¡i) los objetivos o metas responden a los criterios de eficiencia definidos por la CREG, pero dadas las limitaciones

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anotadas, el Plan de Acción no es coherente con el Plan Financiero y éste último no “cierra” en el mediano y largo plazo.

En las condiciones descritas, el Plan de Gestión y el ejercicio del Control de Gestión se vuelven inútiles, toda vez que es predecible el incumplimiento reiterativo de las metas por parte de la empresa.

Concluyendo, los Planes de Gestión como están concebidos no resultan adecuados para empresas que desarrollen sus actividades en entornos competitivos, ni resultan adecuados para empresas inviables financieramente. Es decir, su ámbito de efectividad quedaría restringido a las actividades monopolísticas de empresas cuya situación financiera presente liquidez y solvencia, o al menos esta última.

En la medida en que los planes de gestión vigentes, no utilizan con fines de diagnóstico los resultados históricos de las entidades, en los casos de insolvencia financiera, se estarían diseñando y aprobando Planes de Gestión para empresas cuya recuperación trasciende la aplicación de correctivos en el desempeño.

Así mismo, en la medida en que los Planes de Gestión se aplican con las mismas directrices a los segmentos monopolísticos y competitivos de las empresas, en el caso de los segmentos competitivos, se estaría evaluando una gestión de naturaleza dinámica con instrumentos estáticos.

Por sus características, los Planes de Gestión introducidos en la Ley y regulados posteriormente por la CREG, son similares a los utilizados por la FEN (Financiera Energética Nacional) en el sector eléctrico, en los años previos a la expedición de las Leyes 142 y 143 de 1994. Este probable origen explicaría su aparente rigidez conceptual e inflexibilidad, cuando se analizan en el contexto de las reformas y los cambios de paradigmas sectoriales que de ellas se derivaron:

Antes de 1994 Después de 1994Funciones de Regulación y Control integradas.

Funciones de Regulación y Control desintegradas.

Planeación centralizada. Planeación indicativa.Propiedad mayoritariamente Estatal. Propiedad mayoritariamente privada.Entorno monopolístico. Entorno competitivo para algunos

segmentos de la industria.Tarifas Reguladas. Tarifas y Cargos Regulados y Precios

Desregulados.Imposibilidad de quiebra financiera. El Posibilidad de quiebra. Liquidación v/o

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Estado capitaliza a las empresas o asume sus deudas.

enajenación de activos de las empresas, o liquidación de las empresas.

Gestión coadministrada con el Estado. Gestión autónoma e independiente.

De los Indicadores'.

La CREG definió un conjunto de indicadores que sirvieran como unidades de medida y que permitieran el seguimiento periódico de las variables que consideró claves, en términos del control de gestión de las empresas.

Para efectuar un diagnóstico sobre el nivel de acierto con que fueronseleccionados los indicadores, es necesario considerar el objetivo dual que éstos deben cumplir: informar y evaluar simultáneamente. La consecución de este objetivo dual, requiere que los indicadores reúnan determinadas cualidades en relación con los siguientes aspectos:

“a) Relevancia: La información aportada por el indicador ha de serimprescindible para informar, controlar, evaluar y tomar decisiones.

b) Pertinencia: El concepto que expresa el indicador es claro y se mantiene en el tiempo. El indicador es adecuado para lo que se quiere medir.

c) Objetividad: El cálculo a partir de las magnitudes observadas no es ambiguo. Esta cualidad ha de permitir que los indicadores puedan ser auditables por auditores externos que puedan evaluar su fiabilidad en caso de que sea preciso.

d) Inequívoco: El indicador no permite interpretaciones contrapuestas.

e) Accesibilidad: Su obtención tiene un coste aceptable y es fácil de calcular einterpretar”1.

En la siguiente tabla se presenta la evaluación de los aspectos mencionados para el conjunto de indicadores definido por la CREG y aplicables a las empresas de Electricidad y Gas Natural:

“Principios de Contabilidad de Gestión. Indicadores de gestión para Entidades Públicas”. Asociación Española de Contabilidad y Administración de Empresas - AECA. Documento No 16. Julio de 1997.

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Indicador/CualidadIndice de PérdidasRecaudoFacturaciónServicioRotación Cuentas por CobrarRotación Cuentas por PagarRelación Gastos deFuncionamientoAvance Físico Plan de InversionesAvance Ejecución Presupuesta! Plan de InversionesRelación Suscriptores sin MediciónReclamosFacturaciónAtenciónReclamos ServicioAtención Solicitudes de ConexiónContinuidad del Servicio

Si bien, todos los indicadores pueden considerarse relevantes, no sucede lo mismo con las restantes cualidades.

En cuanto a la Pertinencia, el indicador “Avance Físico Plan de Inversiones” no cumple este requisito. La variable “Cantidad de Obra” utilizada para su cálculo, no es homogénea para todos los proyectos de inversión que adelanta una empresa. Así mismo, su agregación refleja una mezcla heterogénea cuyo resultado no es claro ni se mantiene en el tiempo.

En cuanto a la Objetividad, los indicadores: “índice de Pérdidas”, “Relación Gastos de Funcionamiento”, “Avance Físico Plan de Inversiones” y “Continuidad del Servicio” no tienen esta cualidad. En los casos del “índice de Pérdidas” y de la

Relevancia Pertinencia Objetividad Inequívoco Accesibilidad

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“Continuidad del Servicio” existen dificultades relacionadas con la información fuente para su cálculo y problemas asociados con la medición y registro de las variables utilizadas en su cálculo. En el caso de la “Relación Gastos de Funcionamiento”, los problemas se relacionan tanto con la información fuente, como con los ítems que deben ser incluidos para su determinación. Finalmente, en el caso del “Avance Físico Plan de Inversiones”, la definición de su cálculo es incompleta, toda vez que no se establecen criterios para la agregación de las “Cantidades de Obra” de proyectos disímiles.

En cuanto a la cualidad de Inequívoco, los indicadores “índice de Pérdidas”, “Avance Físico Plan de Inversiones” y “Avance Ejecución Presupuesta! Plan de Inversiones” carecen de ésta. En el caso del “índice de Pérdidas”, las condiciones barométricas del suministro del gas natural hacen que este indicador resulte negativo en muchos casos. En el caso del “Avance Físico Plan de Inversiones”, el resultado que se obtiene al calcularlo es de imposible interpretación. En el caso del “Avance Ejecución Presupuestal Plan de Inversiones”, los ahorros que se originen por reducción en los costos de los proyectos, pueden interpretarse erróneamente como un desempeño deficiente por parte de la empresa.

Finalmente, en cuanto a la Accesibilidad, los indicadores: “Avance Físico Plan de Inversiones” y “Continuidad del Servicio” no poseen esta cualidad. En el caso del “Avance Físico Plan de Inversiones”, su interpretación no es factible debido a las indefiniciones en su cálculo. En el caso del indicador de “Continuidad del Servicio”, su obtención es onerosa en términos de los equipos de medida, los registradores, el software y los sistemas de información requeridos para su cálculo.

En la siguiente tabla se presenta la evaluación del conjunto de indicadores adoptados para las empresas de GLP:

Indicador/Cualidad Relevancia Pertinencia Objetividad Inequívoco AccesibilidadIndice de Pérdidas X X XRotación Cuentas por Cobrar

X X X X X

Rotación Cuentas por Pagar

X X X X X

Relación Gastos deFuncionamiento

X X X X

Reclamos Servicio X X X X XAtenciónReclamos Servicio

X X X X X

Margen Seguridad Almacenamiento

X X X X X

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El indicador “índice de Pérdidas” no reúne las cualidades en cuanto a Objetivo e Inequívoco, en tanto que el indicador “Relación Gastos de Funcionamiento”, no tiene la cualidad de Objetividad. Las razones son similares a las descritas para los sectores de electricidad y gas natural.

Otra categorización de los indicadores que requiere de diagnóstico, para evaluar la validez de los mismos en el contexto del Control de Gestión de empresas prestadoras de servicios públicos, es clasificándolos según su naturaleza. Esta clasificación permite agrupar los indicadores según el aspecto concreto de la gestión empresarial que tratan de medir. Lo anterior da lugar a la identificación de los siguientes tipos de indicadores:

“1. Economía: Está relacionada con la adquisición y el aprovechamiento de losinputs, que deben ser adquiridos en tiempo oportuno, al menor coste posible o al coste aceptable, en la cantidad adecuada y con una calidad aceptable.

Los inputs a tener en cuenta en este control son:

a) Medios humanos.b) Medios materiales.c) Medios financieros.

2. Eficiencia: El grado de eficiencia de una actuación viene dado por la relación existente entre los bienes y servicios consumidos y los bienes o servicios producidos; o en definitiva por los servicios prestados {outputs) en relación a los recursos empleados a tal efecto {inputs).

Así una actuación eficiente se definiría como aquella que con unos recursos determinados se obtiene el máximo resultado posible, o la que con recursos mínimos mantiene la calidad y la cantidad adecuada de un determinado servicio.

3. Eficacia: La eficacia de una organización se mide por el grado de cumplimiento de los objetivos fijados en sus programas de actuación, o de los objetivos tácitamente incluidos en su misión. Es decir, comparando los resultados realmente obtenidos con los previstos, independientemente de los medios utilizados.

4. Efectividad: Mide el impacto final de la actuación de la organización sobre el total de la población afectada.

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5. Equidad: Se mide sobre la base de la posibilidad de acceso a los servicios públicos de los grupos sociales menos favorecidos (regiones pobres, personas desvalidas, tercera edad, indigentes, etc) en comparación con las mismas posibilidades de la media del país.

6. Excelencia: Esta se remite a la calidad de los servicios, teniendo en cuenta la necesidad de su conocimiento por los usuarios, es decir, cómo percibe el usuario el servicio.

7. Sostenibilidad: Es la capacidad de mantener un servicio con una calidad aceptable durante un largo período de tiempo.”2.

En la siguiente tabla se presenta la evaluación de los aspectos mencionados para el conjunto de indicadores definido por la CREG y aplicables a las empresas de Electricidad y Gas Natural:

Indicador/Aspecto de la Actuación

Economía Eficiencia Eficacia Efectividad Equidad Excelencia Sostenibilidad

Indice de Pérdidas X X XRecaudoFacturaciónServicio

X X X

Rotación Cuentas por Cobrar

X X X


X X

Relación Gastos de Funcionamiento X X X

Avance Físico del Plan de Inversiones XAvance Ejecución Presupuestal de Plan de Inversiones

X

Relación Suscriptores sin Medición

X X

ReclamosFacturación

X X

Atención Reclamos Servicio

X X

Atención Solicitudes de Conexión

X X

Continuidad de Servicio

X X X

“Principios de Contabilidad de Gestión. Indicadores de gestión para Entidades Públicas”. Asociación Española de Contabilidad y Administración de Empresas-AECA. Documento No 16. Julio de 1997.

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La CREG adoptó un conjunto de doce (12) indicadores para evaluar el desempeño de las empresas mencionadas, clasificando estos indicadores en tres categorías: Gestión de Ingresos, Gestión de Egresos y Gestión Usuarios.

Sobre el número de indicadores definido por la CREG, aún cuando, un exceso de indicadores representaría una sobrecarga de información que dificultaría el diagnóstico de gestión, un número insuficiente de los mismos podría impedir que se extraigan conclusiones ciertas sobre el desempeño de una entidad. Del mismo modo, puede afirmarse que no existe una relación directa entre el número de indicadores utilizados para medir la gestión sobre un aspecto específico del desempeño y el grado de validez del diagnóstico que se obtenga. Aún cuando, minimizar el número de indicadores parecería un objetivo deseable, obviamente no es la única variable a considerar.

Sobre las categorías de indicadores adoptadas por la CREG, éstas, en primera instancia, no resultan incompatibles con la clasificación propuesta de los indicadores según su naturaleza. No obstante, el nivel de agregación empleado por la Comisión pudo ser el factor que explica la ausencia de indicadores de Equidad dentro del conjunto. Sin embargo, se trata de una presunción que puede ser equivocada, ya que la CREG puedo omitir este tipo de indicadores por otras razones.

La discusión sobre la pertinencia de diseñar o no, grupos de indicadores para las distintas categorías consideradas, así como, la pertinencia y suficiencia de los indicadores adoptados en cada categoría, nos lleva en términos del control de gestión que debe ejercer el Estado, a la revisión del contenido de la ley en lo relacionado con los principios rectores del control, los principios rectores de las actividades relacionadas con los servicios y las funciones de la SSPD relativas a la evaluación del desempeño:

• El Artículo 45 de la Ley 142 de 1994 dispone: “Principios rectores del control. El propósito esencial del control empresarial es hacer coincidir los objetivos de quienes prestan servicios públicos con sus fines sociales y su mejoramiento estructural, de forma que se establezcan criterios claros que permitan evaluar sus resultados. El control empresarial es paralelo al control de conformidad o control numérico formal y complementario de éste". (Subrayado fuera de texto).

• El Artículo 6o de la Ley 143 de 1994 dispone que “Las actividades relacionadas con el servicio de electricidad se regirán por principios de eficiencia, calidad, continuidad, adaptabilidad, neutralidad, solidaridad y equidad.

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El principio de eficiencia obliga a la correcta asignación y utilización de los recursos de tal forma que se garantice la prestación del servicio al menor costo económico.

En virtud del principio de calidad, el servicio prestado debe cumplir los requisitos técnicos que se establezcan para él.

El principio de continuidad implica que el servicio se deberá prestar aún en casos de quiebra, liquidación, intervención, sustitución o terminación de contratos de las empresas responsables del mismo, sin interrupciones diferentes a las programadas por razones técnicas, fuerza mayor, caso fortuito, o por las sanciones impuestas al usuario por el incumplimiento de sus obligaciones.

El principio de adaptabilidad conduce a la incorporación de los avances de la ciencia y de la tecnología que aporten mayor calidad y eficiencia en la prestación del servicio al menor costo económico.

El principio de neutralidad exige, dentro de las mismas condiciones, un tratamiento igual para los usuarios, sin discriminaciones diferentes a las derivadas de su condición social o de las condiciones y características técnicas de la prestación del servicio.

Por solidaridad v redistribución del ingreso se entiende que al diseñar el régimen tarifario se tendrá en cuenta el establecimiento de unos factores para que los sectores de consumo de mayores ingresos ayuden a que las personas de menores ingresos puedan pagar las tarifas de los consumos de electricidad que cubran sus necesidades básicas.

Por el principio de equidad el Estado propenderá por alcanzar una cobertura equilibrada y adecuada en los servicios de energía en las diferentes regiones y sectores del país, para garantizar la satisfacción de las necesidades básicas de toda la población"3. (Subrayado fuera de texto).

• Es función de la Superintendencia de Servicios, según lo dispuesto en el Artículo 79.10 de la Ley 142 de 1994: “Evaluar la gestión financiera, técnica y administrativa de las empresas de servicios públicos, de acuerdo con los indicadores definidos por las comisiones ...”.

Del contenido de las disposiciones transcritas, del análisis de los indicadores clasificados según su naturaleza, que se están proponiendo con miras a efectuar el presente diagnóstico, y del análisis de los indicadores adoptados por la CREG, se pueden extractar las siguientes conclusiones:

La Ley 142 de 1994 hace referencia a los mismos principios. Sin embargo, no están planteados de manera tan comprehensiva como en la Ley 143 de 1994.

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i) El control de gestión empresarial debe garantizar que los prestadores de losservicios públicos cumplan con los principios que rigen las actividades relacionadas con los mismos. Es decir: Eficiencia, Calidad, Continuidad, Adaptabilidad, Neutralidad, Solidaridad y Equidad.

¡i) El diseño y adopción de indicadores de Economía, Eficiencia, Eficacia,Efectividad, Equidad, Excelencia y Sostenibilidad, permiten el seguimiento y control del cumplimiento de los principios de Eficiencia, Calidad, Continuidad, Adaptabilidad, Neutralidad, Solidaridad y Equidad, por parte de los prestadores del servicio. Así mismo, dotan a la SSPD de las herramientas necesarias para evaluar la gestión financiera, técnica y administrativa de las empresas.

¡ii) La exclusión de indicadores de Equidad, no permitió, en el contexto delcontrol de gestión, el seguimiento del cumplimiento de los principios de Neutralidad, Solidaridad y Equidad definidos por la ley.

iv) Ninguno de los indicadores adoptados por la CREG refleja el principio de Adaptabilidad. Sin embargo, se considera que el cumplimiento de este principio está garantizado: a) en el caso de los segmentos competitivos de la industria, a través de los mecanismos de mercado y de las normas técnicas exigidas por el Ministerio de Minas y Energía; y b) en el caso de los segmentos monopolísticos de la industria, a través de las exigencias contenidas en los códigos y reglamentos técnico-operativos que ha expedido la CREG, así como, mediante la fijación de tarifas y cargos aplicando criterios de eficiencia económica.

v) Aún cuando, los indicadores adoptados por la CREG tienen representación en todas las categorías (con excepción de la categoría de Equidad) y obviando los inconvenientes que presentan algunos de ellos en términos de sus cualidades (Relevancia, Pertinencia, Objetividad, Inequívoco, Accesibilidad), puede afirmarse que la mayoría de ellos son necesarios pero no suficientes, para evaluar la gestión integral de las empresas en las áreas financiera, técnica y administrativa4.

Como se verá más adelante, la SSPD no tiene acceso al Plan de Acción y al Plan Financiero de las empresas. Es decir, efectúa el control de gestión únicamente a través de los indicadores.

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En la siguiente tabla se presenta la clasificación según su naturaleza del conjunto de indicadores adoptado para las empresas de GLP:

Indicador/Aspecto de la Actuación

Indice de PérdidasRotación Cuentas por Cobrar

Economía Eficiencia Eficacia Efectividad Equidad Excelencia Sostenibilidad

X X X

X X

Rotación Cuentas por PagarRelación Gastos deFuncionamientoReclamosFacturaciónAtenciónReclamosServicioMargen de Seguridad Almacenamiento

X X

X X X

X X

X X

X X

Seis (6) de los siete (7) indicadores adoptados para las empresas de GLP, constituyen un subconjunto de los indicadores adoptados para las empresas de Electricidad y Gas Natural. El indicador independiente corresponde al “Margen de Seguridad Almacenamiento”.

Con relación a los indicadores definidos por la CREG para este sector, parte del análisis efectuado para los indicadores de las empresas de Electricidad y Gas Natural continúa siendo válido. No obstante, cabe resaltar lo siguiente:

i) La exclusión de indicadores de Eficacia y Equidad, no permitió elseguimiento al cumplimiento del principio de Continuidad y a los principios de Neutralidad, Solidaridad y Equidad, respectivamente.

¡i) Ninguno de los indicadores adoptados por la CREG refleja el principio deAdaptabilidad. En el caso del GLP su definición pudo ser pertinente en el marco de programas como el montaje de una planta de abasto en el Departamento de San Andrés y Providencia y el programa a gran escala de reposición de cilindros previsto desde hace varios años.

¡ii) Como en el caso de Electricidad y Gas Natural, puede afirmarse que la mayoría de los indicadores adoptados para la industria de GLP son

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necesarios pero no suficientes para evaluar la gestión integral de las empresas en las áreas financiera, técnica y administrativa (Ver nota a pie de página 5).

iv) La CREG no definió indicadores aplicables a las empresas que suministran GLP por redes.

De los Referentes-,

Todo indicador requiere de un referente para tener significado. Sin una base de comparación, los indicadores, estén o no bien definidos, carecen de valor intrínseco. Los denominados referentes corresponden a los criterios de eficiencia que debió fijar la CREG para cada uno de los indicadores adoptados. Sin ellos, el indicador informa pero no evalúa, es decir, el cálculo del indicador arroja un resultado numérico sobre el cual no se puede afirmar o negar algo.

Aún cuando, por vía interpretativa se podría afirmar que algunos de los referentes se encuentran definidos tácitamente, por estar establecidos en otros actos administrativos expedidos por la Comisión, no son explícitos en las Resoluciones emitidas por la CREG sobre control de gestión y resultados.

Los referentes prefijados para cada indicador, permiten emitir juicios cuantitativos y cualitativos, parciales o integrales (dependiendo del nivel de acierto en la escogencia y en el diseño de los indicadores), sobre el desempeño de las empresas.

Aunque trasciende el alcance del diagnóstico, cabe mencionar que existen muchas opciones para la definición de referentes. Entre las opciones más utilizadas se encuentran: Referentes Estándar, Referentes Mayoritarios,Referentes Inter-Servicio, Referentes de Precios de Mercado, Referentes de Tendencia y Referentes Gerenciales. La metodología, o el procedimiento empleado para la fijación de referentes corresponde a la técnica de benchmarking.

Desde el punto de vista conceptual, el gran vacío en los desarrollos regúlatenos de la CREG sobre el tema de control de gestión y resultados, se relaciona entonces con la indefinición de referentes para los indicadores.

No se deben confundir las metas que pactaban las empresas con la UPME, en el contexto de los planes de gestión, con los “referentes”. La ley dispuso que las metas que se establecieran fueran congruentes con las previsiones. Lo anterior no implica que las metas estén reflejando la aplicación de criterios de eficiencia, así como tampoco implica que la consecución de dichas metas permita calificar

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automáticamente a la empresa, sin que medien otras consideraciones, como una empresa eficiente y sostenible.

El cumplimiento de metas, bajo el supuesto de que las mismas se hayan fijado adecuadamente y sean congruentes con las previsiones, solo representan un esfuerzo de la administración por mejorar el desempeño. Únicamente los referentes permiten calificar la gestión de la empresa en términos de su nivel de eficiencia y su grado de sostenibilidad.

De haber contado con referentes, las evaluaciones de gestión efectuadas por la SSPD hubieran arrojado resultados con toda certeza diferentes.

Del Modelo de Evaluación:

El modelo de evaluación de gestión regulado mediante Resolución CREG-232 de 1997, tiene las siguientes características:

1) El modelo mide las desviaciones entre los indicadores reportados por lasempresas y las metas establecidas por la UPME para cada uno de ellos.

2) El modelo homogeniza en unidades monetarias las desviaciones que seregistran entre cada indicador y su correspondiente meta. La homogenización en unidades monetarias de las desviaciones, es el resultado de estimar el costo de oportunidad de los ingresos dejados de percibir, o de los costos no ahorrados, por incumplimientos con relación a las metas pactadas.

3) El modelo agrega todas las desviaciones, una vez expresadas en unidadesmonetarias, denominando a esta sumatoria como Costo Total de Gestión.

4) El modelo calcula un Indicador Global de Gestión, definido como la relaciónentre el Costo Total de Gestión y los Ingresos Operacionales, expresando esta razón en términos porcentuales.

La efectividad del modelo desarrollado como instrumento de evaluación de gestión y en el contexto del marco legal descrito, depende de los siguientes factores:

• Todos los indicadores tiene las cualidades de Relevancia, Pertinencia, Objetividad, Inequívoco y Accesibilidad.

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• Existen indicadores para todas las categorías de clasificación según su naturaleza. Es decir: Economía, Eficiencia, Eficacia, Efectividad, Equidad, Excelencia y Sostenibilidad.

• Existen indicadores que reflejan los principios de Eficiencia, Calidad, Continuidad, Adaptabilidad5, Neutralidad, Solidaridad y Equidad.

• El conjunto de indicadores establecidos por categoría, según su naturaleza, son necesarios y suficientes para lo que pretenden medir.

• Existen indicadores que reflejan la gestión financiera, técnica y administrativa de las empresas.

En las condiciones descritas, podría afirmarse que el modelo desde el punto de vista conceptual, representa una opción adecuada y atractiva para la evaluación de la gestión de las empresas, teniendo en cuenta su simplicidad. Sin embargo, a la luz de las consideraciones efectuadas en el ítem anterior, el tema de los referentes adquiere relevancia significativa en un modelo basado en la cuantificación de desviaciones.

Si las metas fueran equivalentes, o muy próximas a los referentes, la aplicación del modelo arrojaría resultados consistentes y confiables sobre la situación real de una empresa en términos de gestión. No obstante, debido a que las metas difieren ostensiblemente de los referentes (téngase en cuenta que los criterios de definición de ambas variables no guardan relación alguna), la aplicación del modelo arrojará resultados inconsistentes, incoherentes y posiblemente incongruentes.

Aún cuando, como se anotó, la indefinición de referentes representa un vacío conceptual importante en el diseño de la CREG, su actuación podría explicarse por las siguientes motivaciones o supuestos:

i) El proceso de privatización de las empresas ineficientes del sector eléctricose realizaría en un plazo relativamente corto. La privatización sanearía la situación financiera de las empresas y eliminaría las condiciones iniciales indeseables. En consecuencia, los referentes no podrían diferir sustancialmente de las metas que se establecieran en el marco de los planes de gestión.

¡i) En los casos en los cuales las empresas no fueran privatizadas, los planesde reestructuración exigidos en desarrollo de lo dispuesto en el Artículo 181

Para el caso de las empresas prestadoras del servicio público de GLP.

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de la Ley 142 de 1994, serían exitosos y ajustarían el desempeño de las empresas a una senda de eficiencia. En consecuencia, los referentes no podrían diferir sustancialmente de las metas que se establecieran en el marco de los planes de gestión.

ni) Las señales de eficiencia provenientes del mercado, en el caso de lossegmentos competitivos de la industria y de la regulación, en el caso de los segmentos monopolísticos de la industria, obligarían a las empresas a ajustarse a una senda de desempeño eficiente. En consecuencia, los referentes no podrían diferir sustancialmente de las metas que se establecieran en el marco de los planes de gestión.

iv) Si las metas no se asimilaban a los referentes, las funciones asignadas porla ley a la UPME en lo atinente a la suscripción de planes de gestión y acuerdos sobre metas, no tendrían sentido. Con el proceso de sustitución de metas por referentes, todo el esquema diseñado por la ley hubiera colapsado en la práctica. Los acuerdos de metas entre la UPME y las empresas serían inocuos, ya que no se tendrían en cuenta ni para definir, ni para evaluar el desempeño de los prestadores de servicios.

Del Balance de los Mecanismos de Control:

Mediante Resolución CREG-053 de 2000 la Comisión reguló el balance de los mecanismos de control aplicable a todas las entidades y organismos que se encuentran legalmente facultados para ejercer el control empresarial en el sector de electricidad y gas combustible. Las instancias de control previstas en la ley son las siguientes: i) Control Interno, ¡i) Control Fiscal, ¡¡i) Auditorías Externas y iv) Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios.

Entre las disposiciones establecidas en la norma se destacan:

i) Regulación de un “ Instrumento Único del Control de Gestión y Resultados” que establece que todas las instancias de control deberán ceñirse a los indicadores de gestión definidos por la Comisión.

¡i) Definición de la existencia de un “Formato Unificado de Información” que debería ser desarrollado por la SSPD.

ni) Disposición sobre la obligatoriedad de que los organismos de control tuvieran en cuenta los informes de evaluación elaborados por las Auditorías Externas. En el caso de concesiones, el informe básico sería el elaborado por los Interventores nominados por la autoridad concedente.

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iv) Determinó que los organismos encargados de ejercer el control de gestión deben tener en cuenta las evaluaciones realizadas por la SSPD en materia financiera, técnica y administrativa.

v) Determinó que el traslado de pruebas entre organismos de control con el fin de evitar la ejecución de trámites repetitivos.

Aún cuando, la Resolución trata de racionalizar el balance de los mecanismos de control, no precisa suficientemente la relación y ámbitos de acción de las diferentes instancias involucradas. Por ejemplo: Qué evaluación financiera tiene prioridad, la de la Revisoría Fiscal y/o Contraloría, o la del Auditor Externo (o Interventor en el caso de concesiones). Esta definición se precisa para definir responsabilidades en el proceso de evaluación de la gestión. En las circunstancias actuales, la responsabilidad tiende a diluirse y adicionalmente los informes pueden resultar contradictorios, o inconsistentes.

Por otra parte y dado que la SSPD es la responsable de última instancia por la evaluación de gestión de las entidades, los informes elaborados por el Revisor Fiscal y las Auditorías Externas (o Interventorías) adquieren el carácter de evaluaciones preliminares, debilitando la responsabilidad que realmente tienen estas instancias de control. Lo anterior sugiere que sería deseable precisar en todos los casos y para los distintos grupos de variables, las fuentes oficiales de información sobre las cuales deberá basarse la SSPD para efectuar diagnósticos. Esto permitiría establecer responsabilidades en el caso de diagnósticos equivocados o deficientes. Debido a la no precisión de las fuentes oficiales y las respectivas responsabilidades, la Superintendencia, además del control que debe ejercer sobre las empresas, debe efectuar procesos adiciones de verificación de la información remitida por las distintas instancias, restándole eficiencia a esta entidad.

En síntesis, la definición del balance de los mecanismos de control es incompleta, en la medida en que no se establezcan responsabilidades precisas sobre las evaluaciones y datos que nutren el sistema de Control de Gestión y Resultados.

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2. EVALUACIÓN PRÁCTICA DE LOS CRITERIOS Y LA METODOLOGÍA VIGENTES PARA LA EVALUACIÓN DE LA GESTIÓN Y RESULTADOS DE LAS EMPRESAS

Expuesta la evaluación conceptual en la sección anterior la cual muestra las limitaciones, problemática, ventajas y desventajas de concepción y diseño de la metodología actual, a continuación se presenta una evaluación de la forma como en la realidad se aplicó la metodología y los resultados obtenidos.

2.1 DE LA EXPERIENCIA INSTITUCIONAL

2.1.1 APLICACION POR PARTE DE LA UPME

Desarrollo de las funciones de Ley

La UPME en desarrollo de las funciones que le asigno el parágrafo I del artículo 52 de la Ley 142 de 1994, desarrolló varias actividades para cumplir con el proceso de revisión y aprobación de los planes de gestión y resultados y negociación de los indicadores de gestión de las empresas de servicios públicos del sector energético:

■ Contrató con la Vicepresidencia de Gestión de la FEN, una asesoría para pasar a la UPME el know-how del proceso de evaluación y aprobación de los convenios de desempeño de las empresas del sector eléctrico, que metodológicamente tenían la misma concepción de los Planes de Gestión y Resultados.

Como resultado de este proceso, varios funcionarios de la UPME recibieron capacitación en este tópico y participaron con la FEN durante 1996 en los procesos de evaluación de los Convenios de Desempeño y de negociación de indicadores de desempeño de las empresas del sector eléctrico.

■ Contrató el diseño, desarrollo e implementación del Sistema de Información de Gestión, el cual tenia como objetivo:

1. Servir de herramienta para la evaluación de los PGR y la negociación de las metas de los indicadores de gestión.

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2. Crear y mantener una base de datos con toda la información de los PGR de las empresas de servicios públicos de energía eléctrica y gas combustible.

3. Agregar los resultados de las empresas, para calcular indicadores por actividad y por sector.

4. Mostrar en forma de semáforo el desempeño de cada empresa, cada actividad y cada sector, utilizando para ello los indicadores de gestión de los PGR.

5. Emitió la circular No. 1 de 1996, en la cual se presento la metodología de presentación, evaluación y novación de los PGR. En los anexos de la Circular se presento una metodología de preparación de los PGR.

Proceso de evaluación de los PRG v negociación de metas

Durante 1997 la UPME, procedió a la evaluación de los PGR de las empresas de servicios públicos de energía eléctrica y gas combustible, de acuerdo con la metodología desarrollada conjuntamente con la FEN, la cual recoge la Circular No. 1 de 1996.

El proceso iniciaba con el análisis del diagnostico de los indicadores de gestión, en este punto se evaluaba la matriz DOFA de cada indicador y se verificaba que el plan de acción fuese un resultado de dicho análisis, y que los planes programas y proyectos en el contenidos estuviesen orientados a mantener o mejorar el valor de los indicadores. Cuando se presentaban grandes inconsistencias o falencias el plan se devolvía a las empresas.

Finalmente se revisaba el plan financiero de las empresas, para las empresas de energía eléctrica y gas natural se revisaba la coherencia de las proyección de demanda de uno u otro energético con las demandas de corto y mediano plazo que la UPME calculaba en desarrollo de las funciones de planeamiento energético que tenia a su cargo.

En el sector eléctrico se utilizaba además como información de evaluación: los montos de los subsidios a transferir a las empresas por parte del Gobierno Nacional, los reportes del ADSIC sobre cartera en el mercado mayorista de energía, finalmente ISA y los generadores de energía eléctrica entregaban a la UPME la información sobre la cartera vencida.

En el sector de Gas Natural también se utilizaban las proyecciones de Comité de Gas Natural de modo que hubiese consistencia entre los aspectos operativos y de planeamiento.

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Las expectativas sobre montos para inversión y mantenimiento eran de competencia total de la empresa.

A finales de 1997, la CREG aprobó el sistema tarifário para los distribuidores- comercializadores de Gas Natural, con el fin de lograr consistencia con esto, la UPME solicito a la CREG la información base suministrada por las empresas de Gas Natural y a las empresas la modificación de los PGR para que en estos quedaran plasmadas los mismos supuestos, así como los montos para inversión y mantenimiento aprobados por la CREG. De tal manera que los PGR de las empresas de Gas Natural eran totalmente consistentes con la regulación de la CREG.

En el sector de Gas Licuado del Petróleo, debido al gran número de empresas y la disparidad entre ellas mismas, la consistencia del plan financiero y de las metas de algunos indicadores de gestión, se verificó mediante el análisis de las proyecciones de demanda, primero para los grandes comercializadores y luego para los comercializadores minoristas. Dado que las empresas del sector de gas combustible no tenían la misma experiencia que las empresas del sector eléctrico referente a los convenios de desempeño, la UPME organizo varios seminarios para orientar a estas empresas en el proceso de elaboración de los PGR.

Bajo este marco teórico se revisaron los PGR de las empresas de servicios públicos y se aprobaron las metas de los indicadores de gestión, los cuales tuvieron, durante el año 1997 un respaldo total tanto desde el punto de vista de programas y proyectos - plan de acción -, como desde el punto de vista financiero, de los estados financieros proyectados se podían calcular el valor de los indicadores.

Es de anotar que aunque la Circular No 1 hizo un aporte significativo no fue explícita en la definición de los criterios de aprobación de los PGR.

A partir de 1998, la ¡dea consistía entonces en revisar los valores reales de los indicadores de gestión, confrontarlos con las metas acordadas y revisar los correctivos propuestos por la empresa para su mejoramiento, sin embargo, se presentó un cambio radical en el proceso metodológico antes descrito, a partir de ese año:

■ La UPME revaluó anualmente los PGR de todas las empresas del sector, lo cual condujo a que en la practica las empresas pactaran metas que solamente eran validas para el primer año del PGR. No se consideraba en muchos casos el análisis histórico del desempeño de las empresas.

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■ Se reorientó el proceso de desarrollo del Sistema de Información de Gestión, el cual venia realizándose de manera exitosa, ya que se había logrado la participación activa de la SSPD, Los Ministerios de Minas y Energía y de Hacienda y Crédito Público, esta reorientación preemitió entre otras a las empresas modificar los formatos de captura de información del PGR, haciendo imposible la utilización del sistema de información de gestión para la revisión y aprobación de los PGR; se suspendió el intercambio de información que existía con SSP, basados en el argumento de confidencialidad de la información de las empresas.

Dentro del actuar de la UPME, es necesario destacar el hecho de que en la normatividad vigente no había herramientas eficaces para sancionar de alguna manera a las empresas que no entregaban el PGR o que lo entregaban incompleto. Durante varios años la UPME entregó a la SSP la relación de estas empresas pero los procesos administrativos de la SSP nunca fueron rápidos y efectivos en este plano, quedando los PGR sin aprobación.

2.1.2 ACTUACIÓN DE LA SSPD

Desarrollo de las funciones de Ley

La SSPD debería ser receptora de los PGR para su control y evaluación, sin embargo debido a la posición asumida por la UPME, aparentemente por interpretaciones jurídicas sobre confidencialidad de la información, la SSPD solamente recibía la relación de las metas de los indicadores de gestión aprobados por la UPME. Esta situación obligó a la SSPD a evaluar unas metas sin los correspondientes supuestos y soportes correspondientes; dificultando aún mas la aplicación del esquema de control de gestión definido por la Ley 142, por cuanto se suspendió el flujo normal que debía tener toda la información ( en teoría la SSPD debió tener copia del PGR.

Suministro y manejo de Información

La SSPD desarrolló el SÍVICO ( El Sistema de Información para la Vigilancia y Control), el cual contiene mucha de la información que la UPME solicitaba a las empresa.

En la practica, la información del Sivico, de la UPME y la proporcionada por los auditores externos y la certificada por la empresa eran todas diferentes.

Otro aspecto importante es la base de datos de las empresas de servicios públicos, desarrollado en la SSPD y llamado Renacer, Registro Nacional de

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Prestadores de Servicios Públicos, el cual está a cargo de la Oficina de informática de la SSPD, sin embargo este registro no cuenta con un mecanismo de actualización permanente, por lo cual se presentan inconsistencias, por ejemplo, aun existen empresas que ya están fusionadas.

La carencia de información del PGR se hizo más crítica cuando la CREG expidió la Resolución 232 de 1997, reduciendo la evaluación de la gestión al simple calculo de los valores de unos indicadores, sin contar con toda la información que los sustentaba: información base del cálculo de los indicadores, proyectos y programas que sustentaban las metas de los indicadores de gestión, y los supuestos del plan financiero.

Mecanismos de evaluación de PGR

Los aspectos más relevantes del análisis conceptual y que inciden en la aplicación de la Resolución 232 de 1997 por parte de la SSPD se presentaron en la sección correspondiente. A manera de comentario se reafirma aquí, que aunque la formulación matemática de los índices era acertada como ya se expuso, los resultados obtenidos en algunos casos eran inconsistentes con la realidad pues, por ejemplo: la buena gestión no se premiaba o apreciaba ya que el costo de gestión era cero; en otros casos una gestión excelente, es decir el alcanzar mayores metas, implicaba costos de gestión negativos; o, algunas empresas que alcanzaban metas superiores a las pactadas pero inferiores a referentes tácitos en la regulación (por ejemplo nivel de pérdidas reconocidas) resultaban arrojando buenos resultados de gestión a pesar de tener comprometida su situación financiera.

Evolución de la base legal del control de gestión

La presentación de los PGR no tuvieron continuidad, existen metas para los años 1997, 1998, 1999 y 2001. En 22 de febrero de 2000 el Gobierno Nacional expidió el Decreto 266, mediante el cual derogó el trámite de presentación, evaluación y aprobación de los PGR. El 26 de septiembre de 2000, la Corte Constitucional, mediante sentencia C-1316, declaró inexequible en su totalidad el decreto en mención, con lo cual recobro vigencia la presentación, evaluación y aprobación de los PGR. En respuesta a un oficio de la UPME, sobre si las ESP debían presentar el PGR, la CREG conceptuó que dado que durante las fechas de realización de estos tramites el Decreto 266 estaba vigente, estas no debían presentar el PGR, lo cual se plasmó en la Circular 16 de 2000.

En ausencia de metas para la evaluación del año 2000, la SSPD tomó como metas para ese año, el valor real de los indicadores de gestión de 1999 mejorado en un 5%, también se consideraron las metas de los indicadores aprobadas para

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el año 2000. La SSPD determinó que la evaluación de las empresas era aquella que entre los dos escenarios de metas más le favorecía.

El 31 de octubre de 2001 entró en vigencia la Ley 689 de ese mismo año por la cual se modificó la Ley 142 de 1994. Para dar mayor claridad al respecto la CREG emitió la circular 012 de 2002, la cual expresa: “ .. Se concluye que así las empresas no tengan la obligación de presentar el plan de gestión para aprobación como esta establecido en el artículo 52 de la Ley 142 de 1994, si están obligadas a contar con un plan de gestión de corto mediano y largo plazo.

Una vez la Comisión defina los indicadores y las metodologías mencionadas en la Ley, dichos planes deberán ser ajustados a la regulación que se adopte sobre la materia..’’.

En consecuencia, como la Ley no es retroactiva, no se puede afirmar que el trámite de evaluación de los PGR es improcedente para la vigencia de 2001 y la SSPD deberá en concordancia con la Ley, proceder en este sentido.

Finalmente la evaluación de la gestión de las empresas no consideraba las metas alcanzadas por los indicadores DES y FES al no estar incluidos estos en el conjunto de indicadores de las resoluciones vigentes.

Sanciones y multas

La SSPD durante el periodo 1996 - 2001 impuso sanciones mínimas a las empresas que no presentaron PGR.

La SSPD en muchos casos pactó programas de gestión con las empresas; la aplicación de estos programas desvirtuaba en muchos casos, lo pactado con la UPME en los planes de gestión y resultados.

2.1.3 ACTUACIÓN DE LAS AUDITORIAS EXTERNAS

La actuación de las auditorias externas no cumplió con las expectativas que en torno a ellas generó la Ley 142 de 1994.

La SSPD expidió las circulares NO. 11 de 1996 y 05 de 1997, mediante las cuales se definían los requisitos mínimos que debían cumplir los auditores y la información mínima que debía contener el informe de auditoria respectivamente. Empresas y Auditores protestaron aduciendo que la SSPD no-tenia potestad ni competencia en los aspectos que regulaban las circulares. Como resultado de

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esta situación, la SSPD no pudo controlar estos aspectos básicos en el actuar de los auditores.

La SSPD desarrolló una metodología para evaluar las auditorias y la información presentadas por estas, a pesar que en algunos casos los resultados eran negativos, algunas empresas no cambiaron los auditores.

Según información de la SSPD, solamente el 10% de los informes de auditorias presentados contenían información valiosa.

Nunca un auditor externo alertó sobre la situación de riesgo que comprometían a las empresas que posteriormente fueron intervenidas.

2.2 EVALUACIÓN DE LA APLICACIÓN DEL ESQUEMA DE CONTROL DE GESTIÓN Y RESULTADOS

2.2.1 PRESENTACIÓN DE PLANES

Al revisar las empresas que presentaron Plan de Gestión en el último año, se encuentra que solo un 51% del total registrado en la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios lo hicieron, con el mayor incumplimiento de parte de las empresas de energía eléctrica, de las cuales solo presentaron Plan el 42%.

Esta cifra aunada con el porcentaje de aprobación de los mismos Planes, que llegó al 63% de manera global, evidencia más el incumplimiento existente alrededor de éstos. En definitiva, para el año 2001 la concertación de Planes y metas solo fue efectiva para el 32% de las empresas, como se muestra en la siguiente tabla:

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E M PRESAS CON PLAN DE G ESTIÓ N AÑO 2001

SSPD PRESENTADOS A LA UPME

% presentación APROBADOS NO APROBADOS % aprobación

ENERGIA ELECTRICA 164 69 42% 43 26 62%Comercializadores 14 8 6 57%DistribuidoresTransportadores 4 4 100%Generadores 16 14 2 88%D-C 33 15 18 45%G-D-C 1 1 100%G-T-D-C 1 1 100%

GAS NATURAL 41 26 63% 23 3 88%ComercializadoresDistribuidoresTransportadores 4 4 100%ProductoresD-C 22 19 3 86%

GAS LICUADO DE PETROLEO 190 106 56% 61 45 58%Distribuidor Mayorista 13 8 5 62%Distribuidor Minorista 86 47 39 55%D. May-D. Min 7 6 1 86%Productores

TOTAL EMPRESAS 395 201 51% 127 74 63%

Fuente: UPME, SSPD

El gran número de empresas que aparecen incumpliendo la entrega de los Planes de Gestión y Resultados, obedece a varias razones, entre las que se mencionan:

a) No existe un sistema sancionatorio efectivo que incentive la presentación de los planes.

b) La aplicación de la metodología para empresas con características particulares, tales como las de zonas no interconectadas, resultaba muy compleja.

c) La informalidad en el manejo del aspecto contable y administrativo en el caso de muchas empresas de GLP.

d) Algunas de las empresas contempladas en el inventario de la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, pueden estar actualmente inactivas6.

2.2.2 FIJACIÓN DE METAS

Con base en información presentada por la SSPD, se realizó un análisis de la evolución de las metas pactadas anualmente entre la UPME y las empresas con el fin de identificar si este proceso originaba una tendencia hacia el mejoramiento de

6 El inventario se depurará en una siguiente fase del estudio

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los factores evaluados. Para el efecto se seleccionaron los siguientes indicadores considerados relevantes para efectos del alcance de esta evaluación:

o índice de Pérdidas o Rotación Cuentas por Cobrar Servicios o Rotación Cuentas por Pagar Servicios

A continuación se mencionan los resultados más importantes observados.

índice de Pérdidas

El cuadro adjunto presenta la evolución de este indicador para las empresas distribuidoras-comercializadoras de energía eléctrica para el período 1997-20017. A partir de 1998, las metas se diferencian para la actividad de distribución y la de comercialización. De este cuadro, se pueden obtener las siguientes observaciones:

o No hay una tendencia definida hacia la reducción de los niveles de pérdidas, de tal forma que se acerquen rápidamente a los niveles reconocidos por la regulación. Claro ejemplo de ello es el caso de empresas como Cedenar, CENS, CHEC, EADE, EEC cuyos valores de pérdidas oscilan entre el 20 y 35%, bastante lejos de los niveles de pérdidas reconocidos, para los cuales no se fija una meta de disminución en el tiempo. Esto afecta consecuentemente la situación financiera de la empresa.

o Existen empresas que no cuentan con metas fijadas para todos los años, como Amazonas, APL, Electrohuila, Electrolima, etc., las cuales precisamente presentan altos niveles de pérdida. Lo anterior confirma la debilidad en el cumplimiento del control de gestión.

o La mayoría de las empresas reportan índice de pérdidas solo para una actividad, mostrando así la dificultad que se ha presentado en la separación contable de los negocios.

7 En el año 2000 no se presentan metas por las razones antes anotadas.

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EVOLUCIÓN DE LAS METAS PACTADAS DE LOS INDICADORES DE GESTION Y RESULTADOS EN EL SECTOR ELÉCTRICOEMPRESAS DE DISTRIBUCIÓN - COMERCIALIZACIÓN

1997-2001______________________________________________ INDICE DE PERDIDAS (%)_______________________________________________

EMPRESA 199 7

199 8 199 9 2001

COMERCIALI Z ACION

DISTRIBUCION

COMERCIALI Z ACION

DISTRIBUCION

COMERCIALI Z ACION

DISTRIBUCION

AMAZONAS 21,5 NAARCHIPIELAGOS POWER & LIGHT CO S.A. ESP 21,0 21,0 NACEDENAR 34,9 33,4 NA 35,5 NACENS 22,0 24,0 ND 24,0 NA 15,4 12,6CENTRAL HIDROELECTRICA DE CALDAS CHEC S.A. ESP 21,2 20,9 20,9 20,3 20,3CENTRALES ELECTRICAS DEL CAUCA CEDELCA S.A. ESP 27,0 26,5 NA 26,0 NACETSA 12,8 11,2 12,8 11,2 9,0 9,0CODENSA 18,4 NA 17,3 NA 10,4 NAEADE 23,5 25,0 11,0 17,7 10,0 20,2 7,0EDEC (QUINDIO) 17,8 17,8 NA 16,5 NA 19,0 19,0EEC 17,0 22,0 NA 21,0 NAELCTRIPICADORA DE SANTANDER ESSA S.A. ESP 16,5 6,2 13,6 9,0 13,5 9,8 13,3ELECTRICARIBE* 0,3 26,8 35,7 35,7ELECTROCOSTA * 3,9 19,7 31,9 31,9ELECTROCACUETA 19,2 24,5 NA 24,5 NAELECTROCHOCO 33,0 32,0 NAELECTROHUILA 21,9 4,6 19,3ELECTROLIMA 20,0 NA 19,5EMCARTAGO 12,7EMPRESA DE ENERGIA DE BOYACA EBSA S.A. ESP 13,4 13,3 NA 13,2 NAEMPRESA DE ENERGIA DE PACIFICO EPSA S.A. ESP 21,0 1,0 18,0 NA 18,0 NA 12,5EMPRESAS MUNICIPALES DE CALI EMCALI S.A. ESP NA 15,5 NA 16,1EMSA 19,8 21,0 NA 20,0 NA 28,5 NAENELAR 21,0EPM 14,5 15,2 ND 14,9 12,5 12,6 10,5HUILA 3,7 17,7 6,0 21,0PEREIRA 21,3 NA 20,6 9,4 9,4 11,1 11,1POPAYAN 45,0SIBUNDOY NA 15,5 NA 30,8TOLIMA NA 19,0TULUA 12,4Fuente: SIVICO, AEGR

Rotación Cuentas por Cobrar

La evolución del indicador de rotación de cartera para el período 1997-2001 de las empresas distribuidoras-comercializadoras de energía eléctrica se muestra en el cuadro siguiente.

o Hay una tendencia errática en la definición de las metas de este indicador, en algunos casos con grandes variaciones entre un año y otro, lo cual seguramente obedece a los resultados reales obtenidos por las empresas más que a un plan de recuperación de la misma.

o En varios casos las metas de un año a otro, son ¡guales o mayores indicando una falta de exigencia hacia el mejoramiento. Por ejemplo, Cedenar en el año 1998 pactó 170 días mientras que en 1997 había pactado un valor de 167 y EEC para los mismos años pactó 183 y 159 días respectivamente. Por su parte, Electricaribe, pactó 170 días para el 2001 y 57 para 1999.

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1997-2001________________________________________ ROTACION CUENTAS X COBRAR (DIAS)________________________________________

EMPRESA 1997 1998 1999 2 0 0 1

AMAZONAS 93ARCHIPIELAGOS POWER & LIGHT CO S.A. ESP 47 47CEDENAR 164 170 158CENS 58 57 55 40CENTRAL HIDROELECTRICA DE CALDAS CHEC S.A. ESP 47 74 74CENTRALES ELECTRICAS DEL CAUCA CEDELCA S.A. ESP 60 85 80CES-SINU 42CETSA 2 2 33CODENSA 20 9 29EADE 50 83 83 69EDEC (QUINDIO) 30 25 20 23EEC 159 183 139ELCTRI PICADORA DE SANTANDER ESSA S.A. ESP 7 8 15 27ELECTRICARIBE* 57 171ELECTROCOSTA * 53 103ELECTROCACUETA 13 11 11ELECTROHUILA 63 63ELECTROLIMA 90 80EMCARTAGO 48EMPRESA DE ENERGIA DE BOYACA EBSA S.A. ESP 50 55 40EMPRESA DE ENERGIA DE PACIFICO EPSA S.A. ESP 40 49 48 17EMPRESAS MUNICIPALES DE CALI EMCALI S.A. ESP 26 91EMSA 173 28 35 28ENELAR 45EPM 15 7 17 15HUILA 56 78PEREIRA 28 27 45 32RUITOCUE 4SIBUNDOY 62 64TOLIMA 70TULUA 35Fuente: SIVICO, AEGR


La evolución del indicador de rotación de proveedores para el período 1997-2001 de las empresas distribuidoras-comercializadoras de energía eléctrica se muestra en el cuadro siguiente.

o Como generalidad se puede observar que la propuesta de metas muestra una alta rotación que no guarda consistencia con las metas de rotación de la cartera.

o En muchos casos la meta es de cero días, lo cual no parece ser una práctica real.

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1997-2001________________________________________ ROTACION CUENTAS X PAGAR (DIAS)________________________________________

EMPRESAS 1997 1998 1999 2001AM AZONAS 34,00ARCHIPIELAG OS POW ER a LIGHT CO S.A. ESP 50,00 50,00CEDENAR 19,00 12,00 13,00CENS 0,00 0,00 0,00 30,00CENTRALES ELECTRICAS DEL CAUCA CEDELCA S.A. ESP 30,00 31,00 32,00C E S -S IN U 47,00COM ERCIALIZAR S.A ESP 17,00EADE 45,00 48,00 39,30 0,00EDEC (QUINDIO) 0,00 0,00 0,00 0,00EEC 0,00 30,00 20,00ELCTRI PICADORA DE SANTANDER ESSA S.A. ESP 0,00 0,00 0,00 0,00ELECTRICARIBE* 0,00 7,60ELECTROCOSTA * 0,00 9,00ELECTROCACUETA 0,00 0,00 0,00ELECTROCHOCO 210,00 200,00ELECTROHUILA, 11,00 88,00ELECTROLIMA 0,00 0,00EMCARTAGO 215,10EMPRESA DE ENERGIA DE BOYACA EBSA S.A. ESP 0,00 0,00 0,00EMPRESA DE ENERGIA DE PACIFICO EPSA S.A. ESP 0,00 0,00 0,00 0,00EMPRESAS MUNICIPALES DE CALI EMCALI S.A. ESP 0,00 100,57EMSA 0,00 0,00 0,00 0,00ENELAR 85,00ENERCOMSA 0,00 30,00ENERGIZAR 14,74 4,00EPM 0,00 0,00 0,00 0,00HUILA 26,00 0,00ISAGEN 0,00 0,00 0,00 19,70PEREIRA 0,00 0,00 20,00 5,00POPAYAN N.A.RUITOCUE 0,00SOPESASIBUNDOY 0,00 0,00TOLIMA 0,00TULUA 0,00Fuente: S IV IC O , A E G R

Lo anterior demuestra la ineficacia del esquema evaluado, tal como se explicó en el aparte de evaluación conceptual

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3. EVALUACION Y ANÁLISIS DE LA EXPERIENCIA DE LOS ESTUDIOS DE VIABILIDAD EMPRESARIAL

Con el fin de identificar elementos que puedan contribuir a la nueva propuesta de control de gestión, se revisa en este numeral la experiencia acumulada en el proceso de análisis de viabilidad empresarial, ordenado por el Artículo 181 contenido en la Ley 142 de 1994. El objetivo es establecer si algunos de los criterios e indicadores, utilizados en las Resoluciones CREG-038, CREG-039 y CREG-051 de 1996, se deben considerar al definir la nueva metodología.

3.1 Antecedentes

El artículo 181 de la Ley 142 de 1994, el cual forma parte del régimen de transición (Título X) estableció lo siguiente:

“Viabilidad Empresarial. Todas las empresas de servicios públicos o quienes al entrar en vigencia esta ley estén prestando servicios públicos domiciliarios, llevarán a cabo durante el período de transición de dos años, una evaluación de la viabilidad empresarial a mediano y largo plazo, de acuerdo a las metodologías que aprueben las respectivas comisiones de regulación.

Si de la evaluación se desprende que el valor patrimonial es negativo o si las obligaciones existentes exceden la capacidad operativa de la empresa para servirlas, la comisión de regulación respectiva exigirá que se presente un plan de reestructuración financiero y operativo. Dentro de este plan, se autoriza a la Nación, a las entidades territoriales y a las entidades descentralizadas de aquella o de éstas, para asumir o adquirir pasivos, inclusive laborales, de las entidades que se transforman o de las empresas, así como para hacerles aportes y para condonarles deudas. ’’

Al respecto se destaca lo siguiente:

• Curiosamente, la Ley previo un instrumento transitorio para enfrentar las situaciones de inviabilidad empresarial, siendo una circunstancia que se puede presentar en cualquier época de la vida de una empresa. Sin embargo, el artículo 36, numeral 36.6 de la Ley 142, dejó la prohibición a las instituciones financieras de celebrar contratos con empresas de servicio públicos oficiales para facilitarles recursos, cuando se encuentren incumpliendo los indicadores de gestión, mientras no acuerden un plan de recuperación con la comisión encargada de regularlas. Es decir, en este caso en particular, al menos queda la opción de planes de recuperación

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para que las empresas oficiales en dificultades (que se supone deberían aparecer incumpliendo los indicadores aunque, como ya se explicó en el diagnóstico de los numerales anteriores, dado los problemas de la metodología actual, no necesariamente ocurre).

• Este artículo facultó a las Comisiones de Regulación (bien podría haber sido a la SSPD) a solicitar planes de reestructuración financiero y operativo, lo cual constituía una forma de presión efectiva sobre las empresas en problemas - sin acudir a la medida extrema de la intervención directa por parte de la SSPD para fines de administración o liquidación - orientada a producir cambios en las empresas so pena de una intervención definitiva por parte de la Superintendencia.

• La ley identificó como indicadores de inviabilidad “un valor patrimonial negativo” y la incapacidad para servir las obligaciones financieras.

En desarrollo de lo dispuesto por la Ley, la CREG expidió las resoluciones ya mencionadas las cuales presentaban las siguientes características:

Resolución CREG-038- 1996 - Energía Eléctrica

a- Definición de viabilidad empresarial y viabilidad de una actividad.-“Se entiende por viabilidad empresarial la capacidad que tiene una empresa para cumplir con sus obligaciones actuales y para generar los recursos que permitan realizar las inversiones que se necesitan para garantizar un nivel adecuado de servicio a los usuarios finales, al mismo tiempo que se genera la rentabilidad adecuada para remunerar las inversiones realizadas.” Y “Para cada una de las actividades involucradas en la prestación del servicio de energía eléctrica, se entiende por viabilidad empresarial la capacidad que tiene dicha actividad para cumplir con sus obligaciones actuales esto es, aquellas que le han sido asignadas en el proceso de separación por actividad según lo indicado en esta resolución, y para generar los recursos que permitan realizar las inversiones que se necesitan para garantizar un nivel adecuado de servicio a los clientes de dicha actividad, al mismo tiempo que se genera la rentabilidad adecuada para remunerar las inversiones realizadas. ”

Como se puede apreciar, la viabilidad se entendió como la capacidad de generar recursos para cubrir las obligaciones y para realizar las

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inversiones necesarias para mantener el servicio a la vez que se obtienen una rentabilidad adecuada.

b- Criterios para la viabilidad empresarial.- Se incorporaron los siguientes criterios o indicadores, en términos estrictamente financieros; para analizar la viabilidad empresarial, tanto de las empresas como de las actividades:

o Valor del negocio o valor del patrimonio en el mercado: Medido a través del valor presente del flujo de caja libre descontado. La viabilidad, según la ley, se da en términos de si dicho valor es positivo o negativo.

o Cobertura de gastos financieros: Medida por la relación entre el flujo de caja operativo y los gastos financieros totales del negocio, ya sea que estos se estén llevando al estado de pérdidas y ganancias a a un mayor valor de los activos (obras en construcción).

o Generación interna de fondos frente al servicio de la deuda y a los requerimientos del programa de inversiones: Medida como la relación del flujo de caja operativo y el servicio de la deuda más la inversión.

o Valor neto agregado al negocio: Es un complemento a la evaluación que aporta el valor del negocio, cuando este resulta positivo. Se trata de determinar si ha habido un proceso de pérdida o creación de valor.

o Contribución de cada actividad al valor total de mercado de la empresa o del servicio: Corresponde a la desagregación del Valor Neto Agregado del Negocio en cada una de las actividades desarrolladas por empresas integradas verticalmente.

o Apalancamiento operacional: Permite evaluar el nivel de riesgo que enfrenta la empresa como consecuencia de su estructura de costos operacionales frente a fluctuaciones de los niveles de ventas, medido ese riesgo por fluctuaciones en la utilidad operacional. Se consideraba relevante en el ambiente de competencia que debían enfrentar las empresas.

o Apalancamiento total: Permite evaluar el riesgo tomando en cuenta el apalancamiento operacional y el financiero dada la estructura de costos operacionales y gastos financieros

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c- Planes de reestructuración.- La CREG definiría, de acuerdo con los resultados de la evaluación de los criterios anteriores, si una determinada empresa requiere presentar un plan de reestructuración financiero y operativo.

d- Modelo de proyecciones.- Se exigieron proyecciones financieras a 10años utilizando los escenarios de demanda de referencia definidos por la UPME y dos escenarios adicionales, uno optimista y otro pesimista, definidos por las propias empresas. Se argumento la necesidad de un horizonte mayor al de los planes de gestión con el fin de establecer plenamente las consecuencias de la reforma tributaria y la amortización total del pasivo laboral. Sin embargo, se permitía utilizar como base las mismas proyecciones que resultaron de la preparación de los planes de gestión que se suponía debían haber sido enviados a la UPME el 1 de abril de 1996. El modelo debía incluir los siguientes módulos: balance de energía y potencia para el caso de energía eléctrica, ingresos operacionales, egresos por compra de energía, inversiones, estimación del servicio de la deuda, financiamiento, estimación de impuestos a pagar.

e- Otra información.- Se solicitaba la discriminación de las cuentas porcobrar por edades e información sobre pasivos laborales (según las normas vigentes todo el pasivo actuarial debía estar provisionado al finalizar el año 2005). También se debía informar pasivos contingentes por pleitos laborales, civiles, comerciales, avales o garantías otorgadas y glosas tributarias.

Resolución CREG-039- 1996 - D istribución y Comercialización de Gas Combustible p o r Red

Presenta la misma estructura y características de la resolución 038.

Resolución CREG-051- 1996 -Empresa de GLP

Esta resolución cuenta con una estructura bastante simplificada, dada la precaria disponibilidad de información del sector de GLP, caracterizado en ese entonces por cierta informalidad y desorden. Adicionalmente, la característica no monopólica de estas empresas y la presencia de un número importante de participantes en ese mercado, lo cual no implica efectos potenciales negativos relevantes ante una eventual inviabilidad de cualquiera de ellas, no hacía necesario un mayor detalle en la evaluación.

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A diferencia de las otras dos resoluciones anteriores, solo considera proyecciones de las empresas para los años 1997 y 1998 sin exigencias particulares sobre el modelo a utilizar. Adicionalmente se solicitaba el cálculo de varios indicadores financieros tradicionales como razón corriente, rentabilidad sobre patrimonio, margen operacional, índice de endeudamiento, entre otros.

Los criterios de viabilidad empresarial aplicados fueron los siguientes:

“a) Valor en libros del patrimonio: - el criterio principal, tal y como lo establece en el artículo 181 de la Ley 142, es la verificación de si la empresa tiene o no, un valor patrimonial positivo.

b) Liquidez, rentabilidad, endeudamiento y eficiencia operacional. ”

3.2 Aplicación de las resoluciones sobre Viabilidad Empresarial

La CREG recibió los estudios de viabilidad enviados por las empresas los cuales fueron sometidos a una revisión de consistencia y cumplimiento de los requisitos establecidos en las resoluciones respectivas. Para ello, se conformaron equipos de trabajo con los profesionales de la Comisión y el apoyo de los asesores externos contratados para el diseño de la metodología y la asistencia en el proceso de evaluación. Igualmente, se contó con el apoyo importante de profesionales de la FEN (especialmente para el sector eléctrico).

Efectuada la revisión de cada estudio de viabilidad, se procedió a realizar los ajustes que se consideraron necesarios, con el fin de adecuar las proyecciones a las exigencias normativas, cuando era del caso. Con los resultados, se realizó el análisis de viabilidad empresarial.

Dada la situación en que venían las empresas - información deficiente y una separación por actividades también precaria - la labor de análisis y evaluación fue bastante dispendiosa.

Para aquellas empresas que la CREG determinó que debían presentar un plan de reestructuración, se expidieron resoluciones motivadas que explicaban las razones para solicitar tales planes y se exponían los requisitos que debían reunir. Por defecto, aquellas a las que no se solicitó un plan de reestructuración se consideraba que eran viables.

Como resultado de este proceso, se originaron las siguientes actuaciones y experiencias:

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3.2.1 Sector Eléctrico

a- Empresas de Distribución

Se solicitaron planes de reestructuración a 20 empresas. En el cuadro que se presenta a continuación se muestra una síntesis de las resoluciones, exigencias y situación de dichas empresas.

Empresas Distribuidoras Comercializadoras

EMPRESA RESOLUCIONESRELEVANTES

ACCIONESEXIGIDAS

SITUACION

1. Empresas Dentro del Programa de Vinculación de Capital

CEDELCA 222/97 y 39/00 inviable por patrimonio negativo e incapacidad para cubrir obligaciones

Se esperaba presentación del Plan en función del programa de capitalización impulsado por el Gobierno aún no ejecutado.

Sin cambio

CEDENAR 219/97 y 39/00 inviable por patrimonio negativo e incapacidad para cubrir obligaciones


Sin cambio

CENS 139/96 y 39/00 Generación inviable por patrimonio negativo e incapacidad para cubrir obligaciones


Sin cambio

EBSA 127/97 y 39/00 Generación inviable por patrimonio negativo e incapacidad para cubrir obligaciones


Sin cambio

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ACCIONESEXIGIDAS

SITUACION

Chocó 136/97 y 39/00 inviable por patrimonio negativo e incapacidad para cubrir obligaciones


Sin cambio

2. Empresas de la Costa Atlántica

Bolívar, Guajira, Sucre, Atlántico, Cesar, Sucre, Córdoba, Magdalena y Magangué

25, 28, 29, 30, 37, 38 y 48 de 1997

solicitaron planes de reestructuración, inviables por patrimonio negativo e incapacidad para cubrir obligaciones

El Gobierno ejecutó un plan de reestructuración mediante la conformación de dos nuevas empresas con los activos de las antiguas distribuidoras.

Las empresas fueron intervenidas por la SSPD para su liquidación.

3. Otras Empresas de Distribución

ENELAR 224-97 Ordena presentar Plan con ciertas exigencias. 14-99Solicita la intervención de la SSPD con fines de liquidación.

Liquidación Aún no liquidada. Permanentes incumplimientos en la Bolsa

C ARIACO 223/97 y 88-99 inviable por patrimonio negativo e incapacidad para cubrir obligaciones

a) En el 2000 su nivel sea del orden del 16% . Inversiones:

1999US$ 1.354.589,77 2 00 0 : US$ 95.521,07 2 00 1 : US$ 79.146,61

b) Inversiones en reposición y expansión de redes de distribución, no mayores al millón de dólares anuales

41999: US$ 192.951,05 2 00 0 : US$ 622.138,70 2 00 1 : US$ 812.888,83

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ACCIONESEXIGIDAS

SITUACION

Reducción de gastos en un 2% en términos reales, durante el periodo 1999-2007 con Plan de Retiro Voluntario (se presentaba detalle)

c) Ejecución de plan para reducir el tiempo de expedición y cobro de la factura al usuario final de 60 a 45 días a partir del 2000, de la siguiente manera:

Que en lo que hace relación al literal e) del Artículo 1o. de la Resolución CREG-018 de 1999, la empresa presentó copia de un contrato, celebrado el día 12 de octubre de 1999, para la valoración de su Empresa de Energía y para la presentación de las opciones de capitalización.

CHEC 221-97 exigía un Plan de Reestructuración tendiente a transformar los negocios de generación y transmisión para lograr su viabilidad financiera y operativa

55-98modifica la anterior y solo deja la exigencia para transmisión

No se exigieron finalmente acciones concretas para transmisión

CHEC se encuentra en el grupo de empresas con grandes problemas de viabilidad.

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ACCIONESEXIGIDAS

SITUACION

Pereira 149-97EPP estaba en un proceso de creación de 5 empresas con apoyo de Arthur Andersen. El negocio de generación no daba viable. EPP o la Empresa que la haya sucedido en la prestación del servicio público de energía eléctrica, deberá presentar a la CREG un informe de avance sobre la reestructuración de la EPP, en relación con la organización de la empresa de energía eléctrica.

No existe evidencia sobre informes de avance de dicha reestructuración. el cual tenía un plazo de 2 meses.

Al parecer, EPP sigue en la realidad igual que antes.

Quindío 91-87 Solicita Plan paraa) Garantizar la

prestación del servicio público durante el proceso de reestructuración.

b) Deberá demostrar que la empresa podrá obtener los recursos necesarios,.

c) La empresa deberá analizar dentro de las opciones que considere, las ventajas y desventajas de la eventualincorporación de capital privado dentro de la entidad.

130-98da plazo hasta el 30/11/99 para presentar el plan de reestructuración.

Quindío entra a formar parte del grupo de 14 empresas del programa de vinculación de capital privado del Gobierno.

El programa de vinculación de capital privado no ha funcionado y la empresa está en situación peor.

EEB 126-97 y 34-98 Plan de Se reestructuró

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ACCIONESEXIGIDAS

SITUACION

reestructuración

b- Empresas de Generación

Las únicas empresas de dedicación principal a la generación a las cuales se les exigió fue a CHIDRAL (Alto Anchicayá) y a CORELCA.

En el caso de CHIDRAL (resolución 76/98), empresa de propiedad de EPSA, la exigencia de una reestructuración era compartida por sus accionistas y facilitó las acciones hacia su liquidación definitiva dada su inviabilidad.

En el caso de CORELCA (resolución 124/97) se concluyó que la situación de inviabilidad era grave y que presenta problemas de liquidez y de solvencia que la hacían no viable en el mediano y largo plazo, por lo cual se le exigió el plan de reestructuración.

A mediados de 1998, el Gobierno Nacional desarrolló un proyecto de reestructuración orientado a la creación de dos empresas, una de transmisión (TRANSELCA) y una de generación (GENDELCA), las cuales se crearían con los activos respectivos de CORELCA. El proceso estaba estructurado sobre la base de vinculación de capital, con participación mayoritaria en las nuevas empresas.

Mediante resolución 83/98 la CREG aprobó el anterior plan y quedó en manos de la SSPD su evaluación y seguimiento.

c- Comentarios Sobre la Metodología y los Indicadores en el Caso del Sector Eléctrico

De un análisis de la información anterior se pueden extraer las siguientes observaciones:

• En la práctica, todas las empresas merecedoras de la exigencia de un plan de reestructuración presentaban, y algunas siguen presentando, problemas de viabilidad.

• En general, la metodología y los indicadores de patrimonio negativo e incapacidad financiera para cubrir sus obligaciones futuras constituyen unos indicadores eficientes para identificar problemas de viabilidad de las

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empresas. Queda la incertidumbre si el instrumento fue lo suficientemente eficiente para evaluar la situación de otras empresas como Tolima, Huila, etc, que se encuentran en dificultades y a las cuales no se les exigió un plan de reestructuración. Sin embargo, podría pensarse que el nivel de acierto fue alto.

• El mecanismo permitía identificar las causas principales de la problemática enfrentada por cada empresas y así especificar los principales elementos que debía reunir el plan de reestructuración solicitado. En este sentido, constituía un instrumento eficiente para presionar soluciones.

El éxito final de las exigencias solicitadas y de la conclusión de los procesos mismos no dependen de la metodología en sí misma sino de la capacidad de ejecución de la SSPD y de voluntad política de los gobiernos, como accionista principal de las empresas en la mayoría de los casos (aunque no en todos), para producir la reestructuración o cambios requeridos

3.2.2 Sector de Gas Natural

No se produjo resolución alguna sobre empresas de gas natural. La realidad posterior ha confirmado la viabilidad y solvencia en que se encontraban dichas empresas.

Lo anterior permite ratificar las observaciones adelantadas sobre la metodología de análisis de viabilidad empresarial para el sector eléctrico.

3.2.3 Sector del GLP

Solamente a COLGAS se le exigió un plan de reestructuración (hubo otros dos casos pero la decisión se revocó posteriormente) mediante resolución 140/97 por patrimonio negativo e incapacidad financiera. Se enfatizó en que una reestructuración debía garantizar el aporte de recursos de capital nuevos. Mediante resolución 13 del 2002, la CREG aprobó el plan de reestructuración que ya se encontraba en marcha y el cual incluía una capitalización mediante suscripción de acciones por $7.135 millones.

Se puede observar claramente en este caso, la efectividad el mecanismo de viabilidad empresarial de la ley como también, que a pesar de la sencillez de la resolución de metodología para el sector de GLP (por las razones ya anotadas) fue posible identificar la situación de una de las empresas, tal vez la más grande de ese sector.

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4 . INDAGACIÓN DE EXPERIENCIA INTERNACIONAL EN EL TEMA DE CONTROL DE GESTIÓN

Esta sección presenta los resultados de la búsqueda a nivel internacional sobre la aplicación de instrumentos de control de gestión y resultados por parte de organismos de regulación y control, como también, de calificación de empresas de servicio público por niveles de riesgo.

Esta búsqueda ha tomado en consideración que el esquema institucional colombiano cuenta con entidades separadas para ejercer las funciones de regulación y control, caso poco frecuente en las reformas sectoriales de la última década. Así mismo, en muchos casos el servicio se presta mediante contratos de concesión, lo que simplifica el control de gestión, limitándolo al seguimiento de los compromisos que se adquieren en términos de indicadores de desempeño en clausulado contractual.

4.1 CONSULTA A ENTIDADES DE REGULACIÓN Y CONTROL DE IBEROAMÉRICA

A través de la CREG, se enviaron comunicaciones a todas las entidades de regulación y control de iberoamérica relacionadas con los sectores de electricidad y gas. En dicha comunicación, se solicitó información sobre la aplicación en el país respectivo de instrumentos de control de gestión y resultados, como también, de metodologías de clasificación de las empresas reguladas y controladas por niveles de riesgo.

Solamente se obtuvo respuesta de CONELEC del Ecuador y de SIGET del Salvador. La primera, remite a información estadística observando que de ella se pueden obtener indicadores. La segunda, indica que “SIGET no lleva dichos indicadores como parámetros a evaluar dentro de la regulación del sector eléctrico” . En cuanto a calificación de riesgo, esta última hace referencia a que varias de las empresas cotizan en Bolsa lo cual implica que esa institución debe hacer la calificación respectiva. En otros dos casos de empresas distribuidoras, debieron ser evaluadas por una firma internacional calificadora de riesgo, con el fin de acceder a créditos de la IFC.

Esta búsqueda fue soportada también a través de Internet, accesando los portales de varias instituciones que figuran en el directorio del Banco Mundial de organismos de regulación, sin obtenerse resultados adicionales, salvo el que se

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expone a continuación. También se consultaron algunas personas del BID y Banco Mundial sin respuesta positiva.

El único caso identificado se refiere a la Superintendencia de Servicios Sanitarios de Chile la cual exige el “Plan de Desarrollo” consistente en un programa de inversiones que se debe ejecutar en un horizonte de tiempo dado para establecer, construir, ampliar, mejorar y/o mantener un servicio público de agua potable o de alcantarillado, que beneficiará a una población dada.

El Plan es aprobado por la Superintendencia, constituye un documento público y es un “instrumento de gestión y planificación” y es “objeto de control y supervigilancia de parte de la autoridad”. El cumplimiento del Plan es una de las obligaciones del concesionario.

Aparte del requerimiento a aprobación del Plan de Desarrollo, no se encontró que dicha Superintendencia tuviera un conjunto de indicadores para evaluar su ejecución y menos para medir la eficiencia del concesionario.

De todo lo anterior se concluye que el esquema de control mediante PGR es algo típico del caso colombiano.

4.2 CONSULTA A FIRMAS DE AUDITORÍA

Tal como se había previsto, se enviaron comunicaciones a varias firmas de auditoría internacional indagando sobre los mismos temas, aún sin respuesta a la fecha.

4.3 BÚSQUEDA A TRAVÉS DE INTERNET

Se realizaron búsquedas utilizando las siguientes claves: control, gestión, indicador, desempeño, riesgo, índice de desempeño, fiscalización, performance, utility performance, performance optimization, performance assurance, entre otras.

En general, la literatura y experiencia disponible hace referencia a los casos de la administración pública, tal como ha sido lo usado a través de varias décadas. La información relevante encontrada, relacionada principalmente con el sector de agua, se destaca a continuación:

IWA - International Water Association

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Este organismo tiene desarrollado e implementado un sistema de indicadores de desempeño (“IWA system performance indicators for water supply services”), basado en el documento desarrollado para dicho propósito 8

El sistema comprende un conjunto de 133 indicadores destinados a los administradores y accionistas, reguladores y usuarios, agrupados en indicadores de uso del agua (2), de personal (22), físicos y de infraestructura (12), operacionales (36, calidad del servicio (25) y financieros (36).

Los indicadores e encuentran priorizados así:

Nivel 1- indicadores que permiten una visión global sintética de la eficiencia yefectividad de la empresa (por ejemplo, porcentaje de rehabilitación de redes, cobertura de costos totales)

Nivel 2- indicadores adicionales lo cuales permiten una mejor comprensión delos indicadores del nivel 1 cuando se requiere analizar en más detalle (por ejemplo, porcentaje de población cubierta con el servicio)

Nivel 3- indicadores que proveen la comprensión global de referencia porparte de los administradores, y que son todavía relevantes al nivel alto de gerencia (por ejemplo, relación de costos por intereses)

El Manual desarrolla las reglas para el procesamiento y suministro (reporte) de información .

Como elementos a tomar en cuenta en la etapa de ajuste del diseño de la metodología, se consultará el conjunto de indicadores de IWA para identificar aquellos que puedan resultar relevantes para los propósitos del presente trabajo.

A Water Scorecard - Setting Performance Targets for Water Utilities

En este artículo del Banco Mundial, de Nicola Tynam Bill Kingdom, se mide la eficiencia de varias empresas usando indicadores para evaluar aspectos relacionados con la inversión, la eficiencia de la operación y mantenimiento, la sostenibilidad financiera y la respuesta a los usuarios.

En cuando a la medición de la eficiencia de la inversión en nuevos activos se propone como un indicador “crudo” el índice de pérdidas. Un alto nivel de pérdidas

“Performance Indicators for Water Supply Services - IWA Manual of Best Practice”, Helena Alegre, july 2000

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no solamente indica pérdidas físicas sino también pérdidas comerciales debidas a mala gestión comercial y conexiones ¡legales. En este sentido, también estaría indicando un uso ineficiente de activos que pueden ser mejor aprovechados y así evitar nuevas inversiones.

Para la medición de la eficiencia en operación y mantenimiento se propone el uso de la relación de inputs sobre outputs. Una relación alta indica ineficiencia. Uno de los indicadores propuesto es personal utilizado por 1.000 personas servidas (este es un indicador de difícil utilización en ambientes donde la tercerización de muchos trabajos que antes se hacían con personal propio se efectúa mediante contratos).

Para la sostenibilidad financiera se propone un indicador que permita medir la recuperación de costos tal como la relación entre costos totales anuales (excluyendo la depreciación y pago de la deuda) sobre el total de ingresos por facturación antes de impuestos.

En cuanto a la medición de la eficiencia en la respuesta a los usuarios se proponen indicadores para evaluar aspectos de cobertura, acceso a nuevas instalaciones (por ejemplo, tiempo de aprobación de solicitudes pero presenta problemas de información y el costo de conexión) y la calidad (calidad del agua, presión y relaciones con los usuarios)

EEI - Edison Electric Institute

La EEI publica el “Statistical Yearbook of the Electric Utility Industri” con estadísticas de desempeño operacional y financiero. Sin embargo, no se logró el acceso a la publicación para conocer el tipo de indicadores utilizados.

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5. CONCLUSIONES

De la evaluación conceptual y práctica efectuada sobre el esquema de Control de Gestión y Resultados vigente, se pueden extraer las siguientes conclusiones que servirán de base para elaborar la propuesta de modificación de la metodología:

o El diseño del marco legislativo del Control de Gestión y Resultados vigente con anterioridad a la expedición de la Ley 689 de 2001, es inoperante, con independencia de los defectos encontrados en los desarrollos regúlatenos que definían los criterios, características, indicadores y modelos de carácter obligatorio que permitan evaluar la gestión y resultados de las empresas”.

o Las disposiciones de ley fragmentan la función de control y su diseño es tan deficiente, que ninguna de las entidades involucradas es responsable de manera integral por el adecuado seguimiento de la gestión de las empresas prestadoras de servicios públicos.

o Existe un conflicto potencial de intereses entre las Auditorias Externas y las empresas y es cuestionable su independencia en el ejercicio de sus funciones.

o La ley presenta inconsistencias al reglar las medidas preventivas que puede adoptar la SSPD por incumplimiento reiterado de los índices de eficiencia, indicadores de gestión y normas calidad.

o La ley en relación con programas de desempeño de las empresas, establece: Planes de Gestión, Programas de Gestión, Planes y Programas para Resolver Deficiencias, Planes de Reestructuración, Acuerdos de Reestructuración y Planes de Recuperación. Si bien, los planes de gestión, los programas de gestión y los planes y programas para resolver deficiencias tienen objetivos similares, proceden de tres instancias institucionales distintas: UPME, SSPD y Comités de Desarrollo y Control Social. Del mismo modo, los acuerdos de reestructuración y los planes de recuperación, siendo de la misma naturaleza, se derivan de facultades ejercidas por dos autoridades diferentes: SSPD y CREG. La segmentación de funciones es en parte la causante de la inoperancia del esquema de control actual.

o Mientras las “restricciones naturales” deben ser asumidas por el regulador, como factor de diferenciación conceptual en el diseño de los instrumentos de control de gestión, las “restricciones artificiales”, en tanto que arbitrarias, obligan a establecer diferenciaciones o categorías adicionales en el diseño del marco, que en otras circunstancias, serían innecesarias. Del mismo

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modo, mientras la aplicación de diferenciaciones que tienen su origen en “restricciones naturales”, permiten la conformación de grupos homogéneos en términos del proceso de evaluación del desempeño, las “restricciones artificiales” comprometen la gestión misma de las empresas y originan grupos heterogéneos a la luz del análisis de resultados.

o Los Planes de Gestión como están concebidos no resultan adecuados para empresas que desarrollen sus actividades en entornos competitivos, ni resultan adecuados para empresas inviables financieramente. Es decir, su ámbito de efectividad quedaría restringido a las actividades monopolísticas de empresas cuya situación financiera presente liquidez y solvencia, o al menos esta última.

o No todos los indicadores adoptados por la CREG cumplen con los requisitos formales que deben cumplir en términos de Relevancia, Pertinencia, Objetividad, Inequívoco y Accesibilidad.

o El control de gestión empresarial en el marco legal vigente debe garantizar que los prestadores de los servicios públicos cumplan con los principios que rigen las actividades relacionadas con los mismos. Es decir: Eficiencia, Calidad, Continuidad, Adaptabilidad, Neutralidad, Solidaridad y Equidad. No todos estos aspectos se reflejan en el conjunto de indicadores adoptados por la CREG.

o La mayoría de los indicadores diseñados por la CREG son necesarios pero no suficientes para que la SSPD cuente con las herramientas necesarias para evaluar la gestión financiera, técnica y administrativa de las empresas.

o La CREG no definió indicadores aplicables a las empresas que suministran GLP por redes.

o Desde el punto de vista conceptual, el gran vacío en los desarrollos regúlatenos de la CREG sobre el tema de control de gestión y resultados, se relaciona entonces con la indefinición de referentes para los indicadores.

o Puede afirmarse que el modelo de evaluación de gestión diseñado por la CREG, desde el punto de vista conceptual, representa una opción adecuada y atractiva para la evaluación de la gestión de las empresas, teniendo en cuenta su simplicidad. Sin embargo, a la luz de las consideraciones efectuadas sobre la inexistencia explícita de referentes, la aplicación del modelo arrojará resultados inconsistentes, incoherentes y posiblemente incongruentes.

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o La definición del balance de los mecanismos de control es incompleta, en la medida en que no se establezcan responsabilidades precisas sobre las evaluaciones y datos que nutren el sistema de Control de Gestión y Resultados.

o La UPME aprobó los PGR en concordancia con la metodología vigente, es decir que los resultados esperados debían ser congruentes con los recursos disponibles, sin que esto implique en términos de metas de indicadores y de proyecciones financieras que las empresas tendiesen a alcanzar niveles de eficiencia y no se encontraran en situación de riesgo.

o En razón de que la Unidad no maneja el inventario de las ESP del sector y únicamente remitía a la Superintendencia el listado de aquellas empresas a las cuales se les aprobó el Plan, esto implicó que nunca se dispuso de todos los PGR de las empresas.

o Existía un vacío legal sobre las consecuencias para una empresa a la que la UPME no apruebe el PGR y este quedaba solamente en la etapa de revisión.

o El sustento jurídico de los Planes de Gestión y Resultados ha sufrido vaivenes, los cuales, pasaron por una derogatoria temporal, debida a una norma que posteriormente fue declarada inexequible. Por este motivo, tanto empresas como las entidades encargadas de su manejo y control, no le otorgaron la importancia debida, ya que se esperaba un nuevo ajuste jurídico.

o El gran volumen de información que se maneja en los PGR, debido a su concepción teórica, muchas veces fue un obstáculo para el suministro por parte de las empresas y el análisis y revisión por parte de la UPME. Debido a la inexistencia de un sistema sectorial de información las tres entidades involucradas: UPME, CREG y SSPD, desarrollaron gran cantidad de formatos que las empresas debían diligenciar, lo cual hizo que muchas veces existiesen diferentes datos de una misma variables.

o La Resolución de la CREG-023 de 1996, estableció la obligatoriedad de presentar un PGR por cada actividad a las empresas integradas verticalmente, esto causó traumatismos sobre todo a los distribuidores - comercializadores que hasta ahora estaban iniciando o no tenían una separación contable de actividades aun hoy es un obstáculo.

o En la práctica, para efectos del manejo de la información, existía un desfase de fechas del cronograma de presentación de informes por parte de las

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empresa, ya que la fecha en la cual la UPME debía aprobar los planes de gestión con sus respectivas metas era anterior a la fecha en la cual la SSPD obtenía los resultados reales conseguidos el año inmediatamente anterior sobre los indicadores, a través del formulario SÍVICO. Cuando las empresas no suministraban la misma información a las dos entidades, se desvirtuaba en muchas ocasiones la fijación de metas por parte de la UPME, ya que en muchos casos la meta pactada era menos exigente que la conseguida el año anterior.

o A las empresas de las zonas no interconectadas se les trató de aplicar el mismo esquema de control que regía para el Sistema Interconectado Nacional (Sector Eléctrico), ya que la regulación no definió un tratamiento diferencial para ellas, por ser empresas en etapa de formación la información suministrada por ellas era muy simplificada y a veces insuficiente para realizar dichas evaluaciones.

o La SSPD no dispuso de toda la información pertinente para la evaluación de la gestión de las empresas de servicios públicos del sector.

o Los resultados de la evaluación con la metodología vigente, hace que las empresas no sean comparables entre sí, sobre todo en aquellas en las que aún persiste el manejo de costos conjuntos de producción para diferentes actividades y servicios.

o Los indicadores DES y FES deberían formar parte del conjunto de indicadores de gestión definidos por la CREG para el control de gestión.

o La metodología de Viabilidad Empresarial constituye un elemento valioso para evaluar la viabilidad y gestión de las empresas y permite identificar causas relevantes de la situación problemática de una empresa con el fin de exigir planes de reestructuración.

o El instrumento de Control de Gestión y Resultados entendido como se ha establecido por la ley y la regulación en Colombia (criterios, características, indicadores y modelos) para los servicios públicos domiciliarios, es un caso típico que no presenta experiencia similares en otros países, hasta donde la indagación internacional lo permitió.

o No se logró la identificación de experiencias relacionadas con metodologías para la clasificación de empresas de servicios públicos domiciliarios por niveles de riesgo.

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o La experiencia identificada a nivel internacional hace referencia principalmente al diseño de indicadores en el sector de agua potable (IWA) y a bases da datos sobre estadísticas (CONELEC y EEI).

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definiciÓn de criterios y metodologÍas …apolo.creg.gov.co/publicac.nsf/0...vez, la facultad para...

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