SE/0009/2015

TRIBUNAL SUPREMO DE JUSTICIA

SALA CONTENCIOSA Y CONTENCIOSA ADM., SOCIAL Y ADM. PRIMERA

SENTENCIA Nº 09

Sucre, 21 de septiembre de 2015

Expediente : 36/2015-CA

Demandante : Compañía Boliviana de Energía Eléctrica S.A

Demandado : Ministerio de Hidrocarburos y Energía

Magistrado Relator : Dr. Pastor Segundo Mamani Villca

Pronunciado dentro del proceso Contencioso Administrativo interpuesto por la Compañía Boliviana de Energía Eléctrica S.A. Power Company Limited Sucursal Bolivia (“COBEE”) en la que impugna la Resolución Ministerial R.J. Nº 133/2014 de 14 de noviembre, emitida por el Ministerio de Hidrocarburos y Energía.

VISTOS: La demanda interpuesta por la Compañía Boliviana de Energía Eléctrica S.A. Bolivian Power Company Limited Sucursal Bolivia (COBB), de fs. 126 a 132 vta., contestación a la demanda presentada por el Ministerio de hidrocarburos y Energía, representado legalmente por Luis Alberto Sánchez Fernández en su condición de Ministro de Hidrocarburos y Energía., de fs. 145 a 156 vta., los antecedentes del proceso y todo lo que en materia fue pertinente analizar; y:

CONSIDERANDO I:

I. Antecedentes del proceso

Que, teniéndose reconocida la competencia del Tribunal Supremo de Justicia para la resolución de la controversia mediante su Sala Contenciosa y Contenciosa Administrativa, por mandato del art. 2 de la Ley Nº 620 de 29 de diciembre de 2014, tomando en cuenta la naturaleza del proceso contencioso administrativo que reviste las características de juicio ordinario de puro derecho, conforme lo preceptuado por el art. 354 del Código de Procedimiento Civil (CPC), cumpliendo con el control judicial y legalidad sobre los actos ejercidos por el Ministerio de hidrocarburos y Energía; toda vez que, el trámite en la fase administrativa se agotó en todas sus instancias con la emisión de la Resolución del Recurso Jerárquico; correspondiendo únicamente analizar si fueron interpretadas y aplicadas correctamente las disposiciones legales en sede administrativa en el marco de los argumentos expuestos por el demandante, realizando el control judicial de legalidad sobre los hechos resueltos en el recurso jerárquico.

Que, mediante Resolución AE Nº 168/2014 de 28 de abril de 1014, la Autoridad de Fiscalización y Control Social de Electricidad dispuso: “Aprobar los Precios de Nodo de Energía y Potencia, Potencia Desplazada, Reserva Fría y Compensación por Ubicación y Peajes Unitarios por uso de las instalaciones de Transmisión en el Sistema Troncal de Interconexión (STI), con sus correspondientes Formulas de indexación, que se presentan en el Anexo de la presente Resolución para su aplicación en el periodo mayo 2014 – octubre 2014”.

Que, interpuesto el Recurso de Revocatoria contra dicha determinación, mediante Resolución AE Nº 286/2014 de 25 de junio, la AE dispuso: “UNICA.- Rechazar el Recurso de revocatoria interpuesto por la Compañía Boliviana de Energía Eléctrica S.A., de conformidad a lo establecido en el inc. c) Parágrafo II del art. 89 del Reglamento de la Ley Nº 2341 de Procedimiento Administrativo para el Sistema de Regulación Sectorial – SIRESE aprobado mediante DS Nº 27172 de 15 de septiembre de 2003, y confirma en todas sus partes el acto impugnado”.

Que, en virtud a la notificación con la citada Resolución de Revocatoria, la Empresa regulada interpuso Recurso Jerárquico, que es resuelto por Resolución Ministerial R.J. Nº 133/2014 de 14 de noviembre, que dispuso: “ARTÍCULO UNICO: RECHAZAR el Recurso Jerárquico interpuesto por la empresa COBEE S.A. contra la Resolución Administrativa AE Nº 286/2014 de 25 de junio, emitida por la Autoridad de Fiscalización y Control Social de Electricidad, y en su mérito CONFIRMAR la Resolución AE Nº 168/2014 de 28 de abril.

I.2. Contenido de la Demanda Contenciosa Administrativa

Que, mediante memorial de fecha 20 de febrero de 2015 de fs.126 a 132 vta., COBEE señala que; reclamó en la vía administrativa la comisión de una ilegalidad y arbitrariedad por parte del Comité Nacional de Despacho de Carga (“CNDC” o “Comité”), situación que a lo largo del procedimiento administrativo ha sido valorado y resuelto por las autoridades administrativas sectoriales (AE y MHE) en detrimento de la Empresa demandante y en directa violación al principio de la seguridad jurídica.

Con esas acciones, acusó expresó haberse vulnerado el art. 29 del Reglamento de Operación del Mercado Eléctrico (ROME) aprobado mediante DS Nº 26093 de 2 de marzo de 2001, puntualmente lo establecido en su último párrafo que indica: “El comité deberá contar con modelos de optimización y despacho de largo, mediano y corto plazo que permitan representar adecuadamente el sistema y sus restricciones para realizar las programaciones indicadas. …”

I.3. Agravios contenidos en la Resolución Ministerial R.J. Mº 133/2014 de 14 de noviembre.

I.3.1. Violación del art. 29 del Reglamento de Operación del Mercado Eléctrico aprobado por DS Nº 26093, de 2 de marzo de 2001.

Los documentos denominados i) Informe de Programación de Mediano Plazo (“IPMP”); ii) Informe Preliminar de Precios Nodo (“IPPN”); é, iii) Informe de Precios de Nodo (“IPN”), son los documentos técnicos elaborados por el CNDC que sirven de base para que la Autoridad de Electricidad (AE) aprueba dos veces por año los “Precios de Nodo de Energía y Potencia”, bajo las cuales se remunera a lo largo de cada año a los agentes del sector eléctrico, incluyendo COBEE.

Señala que el origen de la vulneración se encuentra en la emisión por parte del CNDC del Informe de Mediano Plazo periodo noviembre 2012- octubre 2016, en cuyo acápite “Capacidad Garantizada de Centrales Hidroeléctricas” el CNDC indica en la parte pertinente; “Luego, de acuerdo al punto 4 inciso f) de la Norma Operativa Nº 2, para cada subperiodo se simula la operación de centrales únicas (Kanata, Quehata) o del conjunto de centrales en cascada (Corani, Yura, Miguillas, Zongo y Taquesi), utilizando el Modelo NCP con las curvas de carga definidas anteriormente, simulando un despacho uninodal y considerando un parque térmico ficticio de costos crecientes. Los resultados del Modelo NCP muestran que todas las centrales operan a su máxima capacidad en la hora de demanda máxima en los tres subperiodos, con excepción de algunas centrales en el Sistema Zongo que en el segundo y tercer subperiodo, no alcanzan su máxima capacidad (potencia efectiva). En este caso de acuerdo al punto 4 inciso 6) de la Norma Operativa Nº 2, la potencia de cada central en cada subperiodo, es igual a la relación entre su potencia máxima individual y la suma de las potencias máximas multiplicada por la potencia total colocada por el conjunto de centrales de la cascada.”

Posteriormente expresa, que el Informe de Precios Nodo del periodo noviembre 2012-abril 2013 (IPN-Nov 12-abri13”), en su acápite dedicado a la determinación de la “Capacidad Garantizada de Centrales Hidroeléctricas”, el CNDC rectifica y declara; “En el Informe de Mediano Plazo periodo noviembre 2012 – octubre 2016 se consideró que en el periodo seco no debería ocurrir vertimientos en el cálculo de la potencia garantizada hidroeléctrica por la poca disponibilidad de agua, sin embargo ESTA CONSIDERACION NO ESTA ESTABLECIDA EN LA NORMATIVA VIGENTE, razón por la cual, para determinar la potencia garantizada hidroeléctrica en este informe SE HABILITA LA OPCIÓN DE VERTIMIENTOS EN EL MODELO. Los resultados del Modelo NCP muestran que todas las centrales generan a su capacidad efectiva en los tres subperiodos por lo que LA CAPACIDAD GARANTIZADA de las centrales hidroeléctricas ES IGUAL A SU CAPACIDAD EFECTIVA.” Expresó que en directa contradicción a la rectificación y declaración antes citada en los posteriores informes del CNDC, se vuelve a cometer la misma irregularidad indicando “Luego, de acuerdo al punto 4 inciso f) de la Norma Operativa N 2 para cada subperiodo se simula la operación de centrales únicas (Kanata, Quehata) o del conjunto de centrales en cascada (Corani, Yura, Miguillas, Zongo y Taquesi), utilizando el Modelo NCP con las curvas de carga definidas anteriormente, simulando un despacho uninodal, considerando un parque término de costos crecientes y sin considerar vertimientos….”

Expresó que frente a esta irregularidad, la AE aprobó los denominados “Preciso de Nodo de Energía y Potencia” en las Resoluciones Nos. 237/2013 y 548/2013, convalidando el criterio del CNDC, señalando que la metodología y procedimientos aplicados por el CNDC para la elaboración de los informes cumplía con la Ley Nº 1604 de 21 de diciembre de 1994 y sus Reglamentos, lo que genera una reducción en la remuneración de COBEE por la operación del sistema de generación hidroeléctrica Zongo (Sistema Zongo).

I.3.2.- Implicancias de la Deshabilitación de la función “Vertimientos” en las simulaciones del Modelo NCP.-

Aseveró que para la determinación de la Capacidad Garantizada de Centrales Hidroeléctricas en los INFORMES, el CNDC simuló un despacho uninodal considerando un parque término ficticio de costos crecientes y sin considerar vertimientos en el periodo seco. Cuando el CNDC indica que no considera vertimientos en el cálculo de la Capacidad Garantizada de Centrales Hidroeléctricas en época seca, a tiempo de generalizar dicha restricción a cualquier sistema. En el caso de Zongo indica, el CNDC adiciona al sistema una restricción que no existía para cuando fue construido (ni existía por hasta 13 años después de su última ampliación), alterando virtualmente la configuración topológica del mismo, a simple voluntad y sin mayor justificación y ese es el origen de la arbitrariedad en esa decisión.

Por la configuración topológica y funcionalidad de los “Vertimientos” de un sistema hidráulico en cascada que cuenta tanto con Centrales de embalse como Centrales de pasada, diseño con el que cuentan el Sistema Zongo, no puede generalizarse con el aplicable a sistemas hidráulicos en cascada con Centrales de embalse solamente. Expresa que ésta es la primera razón por la que el CNDC no está representando adecuadamente (en forma real) el Sistema Zongo para el cálculo de la Potencia Garantizada de las Centrales Hidroeléctricas de COBEE, y por el contrario se contradice con lo afirmado en su Informe de Precios de Nodo periodo noviembre 2012-arbil 2013, porque sus resultados no están representado de la mejor manera el comportamiento del sistema eléctrico, alejándose de la realidad de dicho sistema.

Manifiesta que el art. 29 del ROME, establece que “El Comité deberá contar con modelos de optimización y despacho de largo, mediano y corto plazo que permitan representar adecuadamente el sistema y sus restricciones para realizar las programaciones indicadas…”. Continua expresando que conforme al art. 32 del citado Reglamento (ROME), para la Programación de Mediano Plazo, el CNDC debe utilizar lo “antecedentes definidos en el art. 31 de la misma norma y los modelos de largo y mediano plazo de optimización y simulación de la operación. Los denominados “antecedentes definidos” están detallados en la Norma Operativa Nº 29 “declaración Semestral de Agentes”, correspondiendo poner especial atención al componente “TOPOLOGIA DEL SISTEMA HIDRAULICA”, entendida como la rama de las matemáticas que trata especialmente de la continuidad y de otros conceptos más generales originados de ella. Para el caso de autos se debe entender a la “Topología Hidráulica” como la forma en que están conectadas entre sí las Centrales hidráulicas que conforman un sistema hidráulico en cascada, configurando la relación de continuidad física del citado sistema. En concreto al caso de COBEE sostiene, que la función “Topología” del Modelo NCP representa (en simulaciones digitales), la forma en que se conectan y se suceden, de una a otra, las Centrales hidroeléctricas del sistema Zongo, y cómo y por dónde utilizan el recurso agua dichas Centrales, tanto de embalse como de PASADA, a lo largo de la cascada.

Sostiene que la optimización del despacho de unidades de PASADA como parte del sistema de cascada que se realiza en el Modelo NCP debe aprovechar toda la funcionalidad y continuidad de la topología existente, así como todo el caudal disponible en la cascada: i) el incremental lateral en cada etapa y, ii) el embalsado y despachado desde aguas arriba a través del cauce natural del rio.

La consideración de “Vertimientos” en el Modelo NCP, se encuentra en la configuración “Topología” de dicho Modelo (software). Los “Vertimientos” –sostiene- en la simulación de un sistema hidroeléctrico en cascada en Modelo NCP representan además las vías existentes de conducción del recurso hídrico en la topología del sistema, como podría ser la conducción a través del cauce del rio, manteniendo la continuidad hidráulica de todo el sistema, componente esencial de la configuración topológica del Sistema Zongo de COBEE, dada la posibilidad cierta del despacho de agua a través del cauce natural del rio Zongo.

Expresó que en el punto 1.a) del tercer considerado de la Resolución Ministerial Nº 133, el MHE, se remite al manual del mencionado modelo NCP, indicando las posibilidades de parametrización y simulación que podría permitir dicho software. Con ello el MHE demostró únicamente que el modelo NCP es un software que no representa por si mismos los sistemas de generación sino que requiere que un usuario introduzca los parámetros necesarios, DE ACUERDO A LA REALIDAD DE CADA SISTEMA, para que el software realice una simulación y cálculos correspondientes.

Realizó una explicación del sistema Zongo en época seca, cuyo funcionamiento seria de la siguiente forma:

a) Las Centrales de PASADA aprovechan todo el caudal disponle incluyendo aquel caudal que después de turbinado en una Central aguas arriba es direccionado a la siguiente Central. Si la Central a la que se dirige este caudal no puede recibir todo el volumen en camino, el caudal en exceso (“Caudal Adicional”) es desviado a través del cauce natural del rio para su aprovechamiento en alguna Central de mayor capacidad aguas abajo, y así subsiguientemente en toda la cascada, logrando de esta manera optimizar al máximo el uso del recurso hídrico existente a lo largo de todo el sistema hidráulico del valle de Zongo.

b) El caudal adicional se repite en diferentes etapas de la cascada del Sistema Zongo, pudiendo llamarse a estos en su conjunto como “Vertimientos”, es decir excedentes de agua de una Central de pasada que son aprovechados aguas abajo por otra Central de pasada con igual o mayor capacidad de turbinado.

c) Los “Vertimientos” han sido medios de los que dispone el sistema Zongo para la optimización del uso de agua, por ello, estos no pueden ser considerados un desperdicio de agua, porque su ocurrencia en época seca no resulta en un caudal, que no pase por ninguna Central de generación, todo lo contrario, estos “Vertimientos” se darán sí o sí en época seca para el Sistema Zongo de COBEE, permiten empuntar (generar al máximo) todas las Centrales inclusive en época seca, donde el agua es un recurso limitado, y ES ESTA LA REALIDAD LA QUE EL CNDC DEBE REPRESETNAR EN EL MODELO NCP PARA EL PERIODO SECO (mayo-octubre).

d) Conforme a la experiencia de los años anteriores, los “Vertimientos” por su FUNCIONALIDAD, han facilitado a COBEE cumplir en época seca con el despacho instruido por el CNDC en periodos de déficit de energía en el SIN, por encima del pre-despacho inclusive, permitiendo aprovechar al máximo y de forma económica la generación hidroeléctrica del Sistema Zongo de COBEE, resultando así un despacho a mínimo costo para el SIN al ser la generación hidroeléctrica más económica y conveniente que la generación termoeléctrica.

La realidad del Sistema Zongo es, que por la FUNCIONALIDAD los “vertimientos” en época seca, en este Sistema, SON MAS BENEFICIOSOS Y OPTIMOS PARA EL SIN y no debe ser tachados de ser simplemente desperdicios de agua. Asimismo, la restricción de vertimientos que indica el CNDC no es propia del Sistema Zongo, no obedece a su topología ni a su configuración, por ello el pretender imponer esta restricción a través de su modelo informático (NCP) es únicamente un exceso y un abuso.

I.3.3.- Incorrecta aplicación de un procedimiento por parte del CNDC para la determinación de la Capacidad Garantizada Hidroeléctrica para la época seca (Mayo-Octubre) por deshabilitar “Vertimientos” en la función “Topología del Modelo NCP.-

Con la explicación anterior, sostiene que el Sistema Zongo en época seca, es un procedimiento incorrecto, al vulnerar el art. 29 del ROME incluyendo una restricción ficticia al citado sistema (no vertimientos en época seca) que contradice su diseño y actual topología, conforme se aprecia en el gráfico (pág. 202) en el que se puede observar el efecto de deshabilitar los “Vertimientos” en el Modelo NCP.

Refiere que en sujeción al art. 29 del ROME y tal como se lo hacía desde que fue implementado el Modelo SDDP (Despacho Hidrométrica Estocástico con Restricción de Red), hace más de una década (año 2000) y posteriormente el Modelo NCP (año 2002), para presentar el Sistema Zongo, el CNDC debe mantener habilitados los “Vertimientos” en el Modelo NCP, inclusive en época seca, porque son parte intrínseca de la topología de este sistema. Solo así se cumpliría con la normativa vigente representando adecuadamente la realidad de los Sistema Zongo en el Modelo NCP con aproximación a la realidad.

Al afirmar el CNDC que en época seca no “deberían” ocurrir vertimientos, considera que es un razonamiento teórico en caso que el sistema estuviera idealmente concebido de esa manera desde los inicios de su construcción, que para el caso de Zongo de COBEE se remontaría dicha idealidad a los años 30 del siglo pasado; pero el Sistema Zongo fue construido a lo largo de más de 80 años sin la RESTRICCIÓN de “Vertimientos” (uso del cauce de río) en época seca, RESTRICCIÓN QUE NO ESTUVO EN LA NORMATIVA DE AQUELLA ÉPOCA NI TAMPOCO ESTÁ ESTABLECIDA EN LA NORMATIVA ACTUAL.

Afirmó también que la probabilidad de que ocurran vertimientos en época seca sea “ínfima” es, respecto al Sistema Zongo, una negación de la realidad material, en directa violación del art. 4 inc. d) de la Ley 2341 de Procedimiento Administrativo, concordante con el art. 180.I de la CPE, y es una arbitrariedad pretender que el sistema se adapte o adecue súbita e inmediatamente a un par de conceptos deseables pero INEXISTENTES, siendo la ocurrencia de “Vertimientos” en el Sistema Zongo en cualquier época del año, para optimizar el recurso agua y entregar su máxima generación todo el año, por ello en cumplimiento al art. 29 del ROME, el CNDC no tiene ni enviste una potestad discrecional respecto a habilitar o deshabilitar dicha función para el multicitado sistema, siendo por el contrario una obligación representar el sistema lo más próximo a su funcionamiento real, y no como el CNDC quisiera que funcione.

Continuó manifestando que la habilitar los “Vertimientos” en el Modelo NCP, el CNDC no solo está simulando de forma incorrecta e inadecuada el sistema sino que encareciendo sostuvo, remitiéndose en el Informe Final “Análisis Conceptual sobre la determinación de la Potencia Firme del Sistema Zongo” de la empresa Mercados Energéticos Consultores, concluido en abril de 2013, y que por tales consideraciones señaló que existe un evidente encarecimiento del sistema y una clara reducción de ingresos a COBEE a costa de dicho encarecimiento, en detrimento del sistema que debería buscar operar a costo mínimo, siendo aquella función ineludible del CNDC, conforme al art. 19 de la Ley de Electricidad, art. 3 del ROME y art. 1 del Reglamento de Funciones y Organización del Comité Nacional de Despacho de Carga aprobado por DS Nº 29624 de 2 de julio de 2008.

Manifiesta que en el punto 2 del tercer Considerando de la RM 133, el MHE remite su análisis a los ejemplos de cálculo emitidos por el CNDC, los mismos que consideró son inválidos a considerar ya que ninguno corresponde a una simulación adecuada del funcionamiento real del Sistema Zongo. Sostiene que de acuerdo a lo afirmado por el MHE, el CNDC no presentó los resultados completos de sus simulaciones con el Modelo NCP en el que se demuestre que la operación del Sistema Zongo deshabilitando los Vertimientos hacia centrales aguas abajo de cómo resultado un menor costo de abastecimiento.

Afirma que en la Norma Operativa Nº 2 “Determinación de la Potencia Firme” (“NOp.2”) se tiene las definiciones de Capacidad Garantizada de un Conjunto de Centrales Hidroeléctricas en Cascada, como la capacidad correspondiente de la Energía Firme Hidráulica Ofertada al Mercado que un conjunto de centrales hidroeléctricas puede colocar óptimamente en la curva de duración de carga en el periodo de punta. La capacidad garantizada podrá ser ajustada en el año respectivo, en función a los resultados de la pruebas de la Capacidad Efectiva efectuadas por el CNDC”. En tanto la Capacidad Efectiva Hidroeléctrica, es la capacidad efectiva, medida en barras de generación, que una central hidroeléctrica es capaz de generar”

Señala que la simple deshabilitación de los “Vertimientos” en el modelo NCP constituye una manipulación arbitraria de la configuración del modelo, toda vez que la potencia que un sistema hidroeléctrico puede garantizar es un aspecto auditable de campo, debiéndose cumplir con la norma y las pruebas técnicas ya conocidas para dicha medición y determinación, tal como sucedió en la prueba de Capacidad Efectiva de fecha 25 de marzo de 2010 realizada a solicitud del CNDC, como se desprende de la gráfica elaborada al efecto (fs. 204) manifestando que COBEE puede replicar el momento que el CNDC lo requiera, de acuerdo a la Norma Operativa Nº 31 “Procedimiento para medir y determinar la potencia efectiva de centrales de generación hidroeléctrica, consumo y perdidas”. Resultado que fue presentado señala por el CNDC en fecha 3 de septiembre de 2010 en su Informe Nº CNDC 34/10, validando que COBEE alcanzó la máxima Capacidad Efectiva, similar a la Capacidad Garantizada calculada sin habilitar los vertimientos en el modelo NCP, lo que también fue verificado por el CNDC en la prueba de máxima Capacidad Efectiva realizada en octubre del año 2005 (época seca).

La medición de Capacidad Efectiva permite verificar que el “Vertimiento” en las Centrales del Sistema Zongo es un mecanismo que forma parte del diseño del sistema y es efectivamente utilizado como medio para aprovechar el agua vertida para la producción de energía, haciendo que si se requiere por el despacho económico, la Central puede generar la Potencia Efectiva medida.

Expresa que a Potencia Garantizada debe ser siempre menos o igual que la Potencia Efectiva, motivo por el cual conocer la Potencia Efectiva por medio de una medición permite asegurar que la Potencia Garantizada que determine el CNDC estará disponible para garantizar el abastecimiento de la demanda. La determinación de Potencia Garantizada requiere que el CNDC realice el despacho óptimo de la generación disponible en el Sistema Zongo. Al determinar el CNDC que los vertimientos no puedan ser aprovechados en las Centrales aguas abajo produce un despacho sub óptimo del Sistema Zongo lo cual implica que la Potencia Garantizada que determina que el CNDC siguiendo dicho procedimiento no cumpla con lo dispuesto en la regulación vigente.

Con esos antecedentes, expresa que la solicitud de COBEE tiene plena justificación y es conducente a asegurar que el valor de Potencia Garantizada del Sistema Zongo esté efectivamente disponible para el abastecimiento de la demanda, en tal sentido la negativa del MHE de realizar esa prueba inicialmente fijada para el 24 de julio de 2014 y posteriormente denegada dos días antes de su realización, considera violatoria al derecho a la defensa y al debido proceso.

I.4. Petitorio

Concluye, señalando que en virtud a los argumentos de hecho y de derecho expuestos en la demanda, se emita Sentencia declarando probada la demanda, consiguientemente revocar totalmente la Resolución Administrativa R.J. Nº 133/2014 de 14 de noviembre, y en su mérito revocar las Resoluciones AE Nº 286/2014 de 25 de junio, y AE Nº 168/2014 de 28 de abril, emitidas por la autoridad de Fiscalización y Control Social de Electricidad, a objeto de que la entidad demandada de cumplimiento al art. 29 del Reglamento de Operación del Mercado Eléctrico aprobado por DS Nº 26093 de 2 de marzo de 2001 (ROME) , debiendo la AE emitir nuevas resoluciones, previa instrucción al Comité Nacional de Despacho de Carga (CNDC) de considerar habilitados en todo momento el parámetro vertimientos en el Modelo NCP para la determinación de la Potencia Garantizada Hidroeléctrica del Sistema Zongo de COBEE para la emisión del Informe de Precios de Nodo periodo mayo 2014-octubre 2014 y demás informes posteriores.

V.1. Respuesta del Ministerio de Hidrocarburos y Energía