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Timestamp: 2018-08-16 11:48:22+00:00

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RESOLUCIÓN 25 DE 08 DE MARZO DE 2012
CONTENIDO:COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS. MODIFICA LA RESOLUCIÓN 91 DE 2007, EN LO RELACIONADO CON LAS METODOLOGÍAS GENERALES PARA REMUNERAR LAS ACTIVIDADES DE GENERACIÓN, DISTRIBUCIÓN Y COMERCIALIZACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA, Y LAS FÓRMULAS TARIFARIAS GENERALES PARA ESTABLECER EL COSTO UNITARIO DE PRESTACIÓN DEL SERVICIO PÚBLICO DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN ZONAS NO INTERCONECTADAS.
TEMAS ESPECÍFICOS:ENERGÍA ELÉCTRICA, EMPRESA DE SERVICIOS PÚBLICOS, INTERVINIENTES EN LOS SERVICIOS PÚBLICOS, SERVICIO PÚBLICO DE ENERGÍA ELÉCTRICA, SISTEMA DEL SERVICIO PÚBLICO DE ENERGÍA ELÉCTRICA, TRANSFERENCIA DEL SECTOR ENERGÉTICO, COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS, SERVICIO PÚBLICO DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN ZONA NO INTERCONECTADA, SUBSIDIO DEL SERVICIO PÚBLICO DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN ZONA NO INTERCONECTADA
RESOLUCIÓN 25 DE 2012
“Por la cual se resuelve la solicitud de modificación por mutuo acuerdo de la Resolución CREG 91 de 2007, efectuada por la Empresa de Energía del Guainía La Ceiba S.A. ESP”.
en ejercicio de las atribuciones legales, en especial las conferidas por las leyes 142 y 143 de 1994, y en desarrollo de los decretos 1524 y 2253 de 1994 y 2696 de 2004, y
La Comisión de Regulación de Energía y Gas, CREG, mediante la Resolución CREG 91 de 2007, estableció las metodologías generales para remunerar las actividades de generación, distribución y comercialización de energía eléctrica, y las fórmulas tarifarias generales para determinar el costo unitario de prestación del servicio público de energía eléctrica en zonas no interconectadas.
El artículo 24 de la resolución en mención establece la remuneración de los gastos de administración, operación y mantenimiento (AOM) para diferentes tecnologías de generación. Así, el numeral 24.1 de dicha resolución establece los gastos de administración, operación y mantenimiento de generadores diésel operando con ACPM.
El artículo 29 de la resolución en mención establece la remuneración de la actividad de distribución de energía eléctrica en las zonas no interconectadas.
Por su parte, el artículo 37 de la misma norma establece el cargo máximo base de comercialización aplicable en las zonas no interconectadas.
Para la determinación de los gastos de operación establecidos en el numeral 24.1 mencionado se tiene en cuenta el costo medio de combustible de todo el parque de generación del mercado relevante de comercialización. El mencionado costo medio se determina tomando en consideración, entre otros, el precio del galón de combustible puesto en el sitio de cada generador del parque de generación, para cuyo cálculo se tiene en cuenta, entre otros, el costo del transporte de combustible desde la planta de abasto más cercana hasta las cabeceras municipales y desde las cabeceras municipales hasta el respectivo generador ubicado en áreas rurales de cada municipio (corregimientos, inspecciones y localidades menores).
Para determinar el costo de transporte de combustible, como parte del costo de combustible, el numeral 24.1 establece lo siguiente:
“ART. 24.—Remuneración de gastos de administración, operación y mantenimiento (AOM) para diferentes tecnologías de generación. Los gastos de administración, operación y mantenimiento (AOM) para cada tecnología de generación se determinarán como se indica a continuación:
24.1. Gastos de administración y operación de generadores diésel operando con ACPM.
PAR. 2º—Costo de transporte, Tmi: el costo máximo de transporte de combustible se determinará de la siguiente manera:
• La Comisión podrá revisar los costos aquí establecidos cuando se encuentre justificable (...)” (resaltado fuera del original).
La Empresa de Energía del Guainía La Ceiba S.A. ESP, en adelante la empresa, mediante la comunicación con radicación CREG E-2010-012248 del 27 de diciembre de 2010, presentó a la comisión una solicitud de modificación de la fórmula tarifaria, contenida en la Resolución CREG 91 de 2007, en los siguientes términos:
Por medio del presente escrito respetuosamente me permito solicitar la revisión de los cargos de generación, distribución y comercialización de energía eléctrica en el mercado de comercialización atendido por la empresa, por cuanto es evidente que los cargos reales en que incurrimos para prestar el servicio son mayores a los reconocidos mediante la Resolución CREG 91 de 2007, modificada por la Resolución CREG 57 de 2009, específicamente en los gastos asociados a la administración, operación y mantenimiento (AOM) de las actividades de generación, distribución y comercialización de energía eléctrica.
Como consecuencia de los mayores gastos y costos para desarrollar las actividades de generación, distribución y comercialización, la suficiencia financia de la empresa se ve comprometida en el corto y largo plazo, al igual que la prestación del servicio de energía eléctrica en el mercado atendido por Emelce S.A. (SIC) y constituido por las siguientes poblaciones:
• Cabecera urbana del municipio de Inírida.
• Corregimiento de Barrancominas (río Guaviare).
• Corregimiento de San Felipe (río Guainía).
El transporte por los ríos Inírida, Guaviare, Guainía, Atabapo y Caño Bocón, de acuerdo con las cotizaciones presentadas por los transportadores de la región, son los siguientes a pesos de diciembre de 2009. (Se aclara que para algunas regiones solo existen uno o dos transportadores, con cupo de carga limitada, por lo cual no existen otras alternativas, a excepción de la aérea lo que hace supremamente costoso prestar el servicio).
Con fundamente en lo anterior y de común acuerdo entre la Comisión de Regulación de Energía y Gas y la Empresa del Guainía La Ceiba S.A. ESP -Emelce, solicito lo siguiente:
1. Aprobar los cargos de transporte de combustible presentados en los cuadros siguientes para cada una de las localidades, los cuales inciden en el cargo de generación (a pesos de diciembre de 2009). En el anexo se presentan soportes de cotizaciones y pagos realizados.
2. Aprobar como cargo de distribución la cifra de 126.84 $/KWh a pesos de diciembre de 2009, distribuidos en componente de Inversión de 88.24 $/KWh y componente de AOM de 38.60 $/KWh. Se anexa hoja de cálculo de los cargos de distribución y comercialización para el mercado relevante de comercialización atendido por la empresa, al igual que información de estados financieros, generación y un número de usuarios para los primeros once meses del año 2010.
3. Aprobar como cargo de comercialización la cifra de 6884.36 $/factura a pesos de diciembre de 2009.
Posteriormente, mediante comunicación con el radicado CREG E-2011-003298, recibida el 1º de abril de 2011, la Empresa presentó adición a la solicitud inicial en los siguientes términos:
Acudo a su despacho con la finalidad de adicionar la solicitud de revisión tarifaria de la referencia, teniendo en cuenta que hechos sobrevinientes a la solicitud inicial han dan (SIC) lugar a esta petición de adición como paso a relatar.
1. El municipio de Inírida, ha requerido a nuestra entidad el pago de valores no declarados por concepto de Impuesto (SIC) de Industria (SIC) y comercio, haciéndolo retroactivo al año 2008, y tomando como base la totalidad de los ingresos de nuestra empresa, esto es incluido lo recibido por concepto de subsidios por menores tarifas.
2. En este orden de ideas, y teniendo en cuenta que la liquidación del mencionado impuesto municipal la venía realizando nuestra empresa únicamente sobre el recaudo efectivo a los usuarios, sin tener en cuenta los subsidios percibidos, se presenta un desfase del uno por ciento (1%), que debería asumir la empresa sin consideración a los ingresos reales por la prestación del servicio.
3. Ello conlleva a que las cargas reales en que incurramos para prestar el servicio sean aún mayores que los solicitados en la petición que dio origen al expediente de la referencia.
4. Téngase como demás fundamentos fácticos los establecidos en la petición inicial.
Con fundamento en lo anterior y de común acuerdo entre la Comisión de Regulación de Energía y Gas y la Empresa del Guainía La Ceiba S.A. ESP -Emelce, solicito lo siguiente:
2. Aprobar como cargo de distribución la cifra de 130.61 $/KWh a pesos de diciembre de 2009, distribuidos en componente de Inversión de 88.24 $/KWh y componente de AOM de 42.37 $/KWh. Se anexa hoja de cálculo de los cargos de distribución y comercialización para el mercado relevante de comercialización atendido por la empresa, al igual que información de estados financieros, generación y un número de usuarios para los primeros once meses del año 2010.
3. Aprobar como cargo de comercialización la cifra de 7543.17 $/factura a pesos de diciembre de 2009.
3. Competencia de la CREG.
En virtud de lo determinado por las leyes 142 y 143 de 1994, y los decretos 1524 y 2253 de 1994 y 2696 de 2004, y en particular lo determinado en el inciso cuarto del parágrafo 2º del artículo 24 de la Resolución CREG 91 de 2007, la Comisión de Regulación de Energía y Gas cuenta con la competencia para resolver la solicitud presentada por la empresa.
4. Trámite Surtido por la CREG.
La dirección ejecutiva de la comisión, mediante auto proferido el día 28 de enero de 2011 (rad. CREG I-2011-000158), dispuso iniciar la respectiva actuación administrativa con el objeto de establecer la procedencia de la modificación de la remuneración de la componente del AOM del cargo máximo de generación y distribución, el cargo máximo de comercialización y los costos de transporte de combustible aprobados mediante la Resolución CREG 91 de 2007, teniendo en cuenta las razones aducidas por la empresa.
En el artículo tercero del auto mencionado, la CREG dispuso dar cumplimiento al artículo 15 del Código Contencioso Administrativo, ordenando la publicación en un periódico de amplia circulación local o nacional (si no hubiere local), de un abstracto del objeto de la actuación administrativa, con el propósito de informar a terceros interesados sobre la existencia de la actuación y que estos pudieran así hacerse parte de la misma, para hacer valer sus derechos. Del mismo modo en el artículo cuarto del auto en cita se estableció la obligación de hacer la mencionada publicación en tres entidades públicas ubicadas en el municipio donde la empresa presta el servicio de energía eléctrica.
El auto del 28 de enero de 2011 fue notificado mediante Estado del 31 de enero de 2011 (rad. CREG I-2011-000159). Simultáneamente se envió una comunicación a la Empresa en la cual se informaba el inicio de la actuación administrativa (rad. CREG S-2011-000190 del 28 de enero de 2011).
La empresa, mediante comunicación con el radicado CREG E-2011-002810 del 22 de marzo de 2011, remitió vía correo electrónico las constancias de publicación del objeto del auto del 28 de enero de 2011 en las carteleras de la alcaldía municipal de Inírida, la personería municipal de Inírida y la Inspección Municipal de Policía de Inírida.
En la misma comunicación la empresa adjuntó un extracto del periódico El Espacio, en el cual realizó la publicación ordenada por el artículo tercero del auto del 28 de enero de 2011.
Los documentos de publicación mencionados en los incisos anteriores se recibieron en medio físico, mediante comunicación del 11 de abril de 2011 (rad. CREG E-2011-003651).
Mediante comunicación s-2011-001756 del 20 de abril de 2011, la dirección ejecutiva de la CREG solicitó.
1. El parágrafo 2º de artículo 24 de la Resolución CREG 91 de 2007 establece: (...) El prestador del servicio podrá solicitar a la comisión, con la justificación correspondiente, la revisión de los costos máximos establecidos, en aquellos casos en los cuales los costos máximos regulados de transporte de combustibles que se indican en la presente resolución sean inferiores a los costos reales eficientes del mismo (...).
Conforme a lo anterior, solicitamos nos remita otras cotizaciones u ofertas, de diferentes empresas transportadoras de combustible, que demuestren la eficiencia de los costos de transporte de combustible indicados en la orden de prestación de servicios 022 de 2010 y contrato de servicio de transporte 015 de 2010 enviados en su solicitud.
2. Aclarar si las cotizaciones por concepto de transporte de combustible enviadas en su solicitud efectivamente corresponden a los costos en que incurre la empresa por este concepto. De ser así, favor enviar el soporte respectivo (facturas, orden de prestación de servicios, contrato, etc.), y que además estos correspondan a costos reales eficientes, tal y como se solicita en el numeral 1 de este comunicado.
3. Conforme a la actividad de comercialización, solicitamos nos remita el siguiente cuadro que contenga los siguientes costos mensuales (diciembre 2009) para todo el mercado relevante atendido por su empresa para esta actividad, así:
Costo de infraestructura y complementarios
Oficina $/mes
Computador $/mes
Impresora $/mes
Servicios públicos $/mes
Preimpresos facturas $/factura
Cintas de impresión $/factura
Papelería $/factura
Licencia (software) $/mes
Costo de personal*
Cargo Cantidad Valor $/mes
Otros (cuáles)
*Incluye costos obligatorios por ley: sueldo, horas extras, primas, cesantías, etc.
La solicitud del 20 de abril de 2011 fue resuelta por parte de la empresa mediante comunicación electrónica del 10 de mayo de 2011 (rad. CREG E-2011-004509) y mediante comunicación en medio físico del 10 de mayo de 2011 (rad. CREG E-2011-004526). La respuesta anterior fue complementada con la comunicación del 16 de mayo de 2011 (rad. CREG E-2011-004766).
Posteriormente, la CREG solicitó lo siguiente a la empresa mediante comunicación del 7 de julio de 2011 (rad. CREG S-2011-003269):
1. Remitir la información indicada en el siguiente cuadro que relaciona las características generales de la configuración de las redes de distribución en los niveles de tensión 1 y 2 con que cuenta cada una de las localidades que pertenecen a su mercado relevante.
Localidad Nivel de tensión km de red Tipo conductor Configuración red Tipo postería Cantidad postería
• Localidad. Corresponde al nombre de cada localidad que hace parte del mercado relevante de la empresa.
• Nivel de tensión. Corresponde al nivel de tensión (1 ó 2) definido en el capítulo I de la Resolución CREG 91 de 2007, y al que corresponda la red reportada.
• Km de red. Longitud total de la red, reportada dada en kilómetros.
• Tipo conductor. Corresponde al calibre y tipo de conductor más utilizado en el respectivo nivel de tensión y la respectiva localidad (ej.: cobre, aluminio, ACSR, calibres Nº 4, 2; 1/0, 2/0).
• Configuración red: corresponde al tipo de configuración más utilizada en la red reportada: (ej.: monofásica, bifásica, trifásica).
• Tipo postería. Corresponde al tipo de poste utilizado en la respectiva red para la localidad reportada (madera, concreto 8 m, 12 m).
• Cantidad postería. Corresponde al número total de postes con que cuenta la red reportada.
2. Remitir la información indicada en el siguiente cuadro que relaciona la cantidad de transformadores de distribución por capacidad nominal en kVA con que cuenta cada una de las localidades que pertenecen a su mercado relevante:
Cantidad de Transformadores por capacidad nominal (kVA)
Localidad Capacidad nominal (kVA)
10 15 25 30 37.5 45 75 112.5 150 300 500
Si se cuenta con alguna capacidad nominal de trasformador no relacionada en el cuadro anterior, deberá remitir dicha información.
3. Porcentaje de pérdidas de energía anuales en conductores y transformadores, para el nivel de tensión 1.
4. Porcentaje de pérdidas técnicas en el nivel de tensión 2.
5. Gastos de administración, operación y mantenimiento (AOM) año 2009 para la actividad de distribución de energía en que incurre la empresa.
Los gastos de AOM para la actividad de distribución deben corresponder a los soportes de registros contables y ser certificada por el gerente (o quien ostente la representación legal), contador y revisor fiscal de que hacen parte de los estados financieros reportados al SUI.
Además, indicar el porcentaje de los gastos totales de AOM de distribución por nivel de tensión en que incurre la empresa.
La CREG también solicitó lo siguiente a la empresa, por medio de comunicación del 22 de julio de 2011 (rad. CREG S-2011-003419):
1. Con relación a su comunicado E-2011-004766, la empresa remite copia de los contratos y órdenes de servicio que soportan los costos de transporte de combustible para cada una de las localidades que conforma su mercado relevante. Revisando esta información, encontramos que para las siguientes localidades no se encuentra el soporte respectivo de los costos de transporte en que incurre su empresa.
Comunidad o población VR transporte / galón
Acceso por el río Inírida
Caranacoa 600
Coayare 600
Danta 4.500
El Remanso 3.000
Garza Morichal 6.000
La Ceiba 1.500
Laguna Matraca 1.800
Laguna Mure 6.000
Matraca 6.000
Morocoto 2.000
Piedra Alta 3.500
Sejalito 2.000
Venado 2.500
Zamuro 3.000
Zancudo 5.200
Acceso por el río Atabapo
Cacahual 1500
Chaquita 1.500
Amanaven 900
Acceso por Caño Bocón
Yuri 2.000
Laguna Niñal 3.500
Loma Alta 4.000
Bachaco 4.000
Bco Tigre 4.000
Buena Vista 4.000
Loma Baja 4.000
Baquiro 4.000
De esta manera, solicitamos nos aclare y/o remita mediante facturas, cotizaciones, contratos, orden de servicios, etc., los soportes respectivos de los costos de transporte de combustible para las localidades indicadas anteriormente.
2. Con base en la información presentada en su solicitud, la empresa tiene un gasto anual para la actividad de comercialización en todo el mercado relevante de $ 491.917.912. Revisando la información suministrada por la empresa mediante comunicado CREG E-2011-004766 respecto a los costos de infraestructura y complementarios y los costos de personal en que incurre la empresa para la actividad de comercialización, y aplicando la metodología de empresa eficiente establecida en la Resolución CREG 91 de 2007, su empresa tiene un gasto anual por estos conceptos de $ 192.171.609. Por lo anterior, solicitamos que soporte la diferencia ($ 299.746.302) entre los gastos de comercialización en todo el mercado relevante y los costos de infraestructura y complementarios y los costos de personal en que incurre la empresa.
3. Finalmente, le solicitamos que se sirva enviar con destino a la presente actuación administrativa, cotizaciones de otras empresas de transporte que demuestren la eficiencia en que ha incurrido la empresa en los costos de transporte asumidos por la empresa y enviados a la CREG. En caso de no existir tales empresas transportadoras, se solicita a la peticionaria manifestar tal situación bajo la gravedad de juramento, prestado ante notario público.
La Empresa dio respuesta a la petición S-2011-003269 mediante documentos del 26 de julio de 2011 (rad. CREG E-2011-007053) y del 25 de agosto de 2011 (rad. CREG E-2011-008079), y la solicitud S-2011-003419 fue resuelta a través de la comunicación del 23 de agosto de 2011 (rad. CREG E-2011-008030).
La Comisión consideró necesario que la empresa aclarara la información enviada mediante la comunicación con el radicado CREG E-2011-007053, razón por la cual le remitió el oficio S-2011-003789 del 26 de agosto de 2011. Esta solicitud de aclaraciones fue respondida por la empresa mediante la comunicación CREG E-2011-008417 del 6 de septiembre de 2011.
Finalmente, con destino a esta actuación, la empresa remitió declaración extraprocesal rendida ante notario público por el señor gerente Leonardo Francisco Martínez Fernández (E-2011-008030), en la cual manifiesta:
“(...) Que pese a haber solicitado y obtenido respuesta de la cámara de comercio de Villavicencio sobre el listado de empresas transporte con asiento en esta localidad, y haber pedido a esta cotización del transporte de combustible a diferentes localidades del departamento del Guainía a la fecha no se ha dado respuesta alguna, por lo que no se tiene información diferente a la que se ha hecho conocer a través de cotizaciones y contratos remitidos a la comisión (...)”.
5. Consideración general.
Conforme al artículo 126 de la Ley 142 de 1994, las fórmulas tarifarias tendrán una vigencia de cinco años, las cuales podrán ser modificadas en unos determinados eventos antes de expirar el término de su vigencia. La norma en mención establece:
“(...) ART. 126.—Vigencia de las fórmulas de tarifas. Las fórmulas tarifarias tendrán una vigencia de cinco años, salvo que antes haya acuerdo entre la empresa de servicios públicos y la comisión para modificarlas o prorrogarlas por un período igual. Excepcionalmente podrán modificarse, de oficio o a petición de parte, antes del plazo indicado cuando sea evidente que se cometieron graves errores en su cálculo, que lesionan injustamente los intereses de los usuarios o de la empresa; o que ha habido razones de caso fortuito o fuerza mayor que comprometen en forma grave la capacidad financiera de la empresa para continuar prestando el servicio en las condiciones tarifarias previstas.
Vencido el período de vigencia de las fórmulas tarifarias, continuarán rigiendo mientras la comisión no fije las nuevas (...)”.
Por regla general, en la definición de la fórmula tarifaria inicial se deben tener en cuenta unas condiciones preexistentes a dicha definición, como los costos eficientes de los activos existentes en operación, las características de los mercados atendidos y las condiciones de operación del servicio; y otras sobrevinientes durante el período de vigencia de la fórmula y que por autorización legal pueden incorporarse, principalmente, los gastos de administración, operación y mantenimiento, incluyendo los costos de la expansión; las variaciones en los índices de precios; el riesgo de negocios comparables; el aumento en los factores de productividad; las innovaciones tecnológicas; y la reducción promedio de los costos.
En el caso de que se pretendan modificar hechos preexistentes o presentes en el momento de la definición de las fórmulas tarifarias se debe determinar si las fórmulas tarifarias, y en consecuencia las tarifas, reconocen adecuadamente los costos eficientes en que incurre una empresa determinada, conforme a los criterios legalmente establecidos; o si los cálculos que prevén las fórmulas y metodologías se efectuaron correctamente al fijar las tarifas.
En estos eventos la discusión se centra, principalmente, en los aspectos iniciales, prexistentes a la definición de las fórmulas, así como en aquellos incorporados en las fórmulas que pueden presentarse durante su período de vigencia, que dan lugar a la fijación del precio o a la tarifa que la empresa puede cobrar al usuario por el servicio.
En este sentido, se tiene que el período de vigencia de las fórmulas tarifarias previsto por la ley busca garantizar la estabilidad en los cargos aprobados, tanto a las empresas como a los usuarios, y la modificación de la fórmula está relacionada con los efectos particulares que la misma produce respecto a una empresa individualmente considerada, o a sus usuarios.
El artículo 126 de la Ley 142 de 1994 establece de manera taxativa los casos en los cuales una vez determinada la fórmula tarifaria, esta puede ser modificada antes de expirar el término de su vigencia. Estos casos son:
Esta facultad no permite acordar arbitrariamente, ni desconociendo las normas legales sobre el régimen tarifario, una nueva fórmula tarifaria, sino que la administración debe actuar conforme a los principios y límites de la ley, conforme a los principios de las actuaciones administrativas y las reglas establecidas en el artículo 124 de la Ley 142 de 1994.
Esta causal tiene fundamento en razones que ameriten ajustes en las tarifas para garantizar a una empresa el cumplimiento de los criterios tarifarios definidos en la ley, principalmente los de eficiencia económica y de suficiencia financiera.
En el evento del mutuo acuerdo, la modificación puede proceder por hechos o circunstancias de la prestación del servicio, preexistentes y presentes al momento de la definición de la fórmula tarifaria, que no se reflejan adecuadamente en los costos incorporados en las tarifas aprobadas a una empresa. Esta causal debe ser invocada por el solicitante.
Tratándose de errores graves en el cálculo de la formula tarifaria que lesionan injustamente los intereses de los usuarios o de la empresa, debe tratarse de graves errores presentes al momento del cálculo, esto es, de graves errores en los que se incurrió en la etapa de elaboración de los cálculos.
Ahora bien, cuando ha habido razones de caso fortuito o fuerza mayor que comprometen en forma grave la capacidad financiera de la empresa para continuar prestando el servicio en las condiciones tarifarias previstas, se trata de hechos sobrevinientes, imprevisibles, irresistibles y externos, no incorporados en las fórmulas, y que dan lugar a la modificación de las mismas.
En este sentido, para toda solicitud de revisión tarifaria debe analizarse si las razones expuestas por la empresa se enmarcan dentro de las causales de modificación de las fórmulas contenidas en el artículo 126 de la Ley 142 de 1994, teniendo en cuenta que tal situación afectaría el valor a cobrar al usuario.
En efecto, la ley estableció un régimen jurídico para el contrato de servicios públicos que se ocupa de definir el alcance de las obligaciones del prestador del servicio y del usuario, así como la distribución de los riesgos que pueden alterar el equilibrio económico del contrato, y estableció claros y precisos criterios para garantizar la conmutatividad del contrato, que limitan la discrecionalidad de la comisión para decidir sobre la modificación de los precios o tarifas por hechos que sobrevienen durante el período de vigencia de las fórmulas.
Según dicho régimen, se concluye:
a) La empresa prestadora del servicio asume, en virtud del contrato con el usuario, la obligación de prestación continua e ininterrumpida del servicio, constituyéndose el incumplimiento de esta obligación en una falla del servicio generadora de responsabilidad para la empresa, en los términos establecidos en la ley (L. 142/94, arts. 136 a 139).
b) Según la regulación vigente, el objeto de la obligación de la empresa prestadora del servicio público debe estar claro y expresamente determinado, razón por la cual el cumplimiento de la empresa se verifica cuando entrega este servicio. La no prestación del servicio determinado constituye incumplimiento de la obligación de la empresa que puede afectar su responsabilidad, pero no la prestación principal a cargo del usuario.
c) La Ley 142 de 1994 reguló de manera expresa los principales hechos sobrevinientes previsibles que pueden afectar el equilibrio económico del contrato y que pueden ser incorporados en las fórmulas tarifarias de los servicios públicos, y no dejó a discrecionalidad de la comisión modificar dichas fórmulas para incluir otros aspectos previsibles, que son parte del riesgo que asume la empresa por la prestación continua del servicio.
d) Ahora bien, según el referido artículo 126 de la Ley 142 de 1994 que faculta a la CREG para modificar las fórmulas tarifarias, los hechos sobrevinientes durante la vigencia de las fórmulas tarifarias excepcionalmente pueden dar lugar a la modificación, cuando son constitutivos de fuerza mayor o caso fortuito, esto es, cuando se trata hechos imprevisibles, irresistibles y externos, al tenor de lo definido en el artículo 1º de la Ley 95 de 1890 y la jurisprudencia de la honorable Corte Suprema de Justicia (sent., jul. 24/2009).
Sobre esta causal debe manifestarse su carácter de excepcionalidad, y no puede interpretarse de tal manera que la norma se haga extensiva a otros eventos no constitutivos de fuerza mayor o caso fortuito, pues esto convertiría la excepción en la regla general, lo cual está prohibido para el operador jurídico.
e) Tratándose de graves errores en el cálculo de la fórmula tarifaria, los cuales lesionen injustamente los intereses de los usuarios o de la empresa, debe tratarse de graves errores presentes al momento del cálculo, esto es, de graves errores en los que se incurrió en la etapa de elaboración de los cálculos.
Para que exista un grave error de cálculo de un cargo se requiere que por efecto de la utilización de una cifra equivocada o de una operación mal ejecutada, se concluya que el cargo debió haber sido diferente al que resultó teniendo en cuenta la información disponible en el momento del cálculo y que dicha variación afectó considerablemente los intereses de la empresa o de los usuarios.
f) Finalmente, y teniendo en cuenta que la Ley 142 de 1994 de manera expresa reguló los distintos aspectos que dan lugar al ajuste del precio para mantener el equilibrio económico del contrato de servicios públicos durante su ejecución, no puede la comisión por la vía del mutuo acuerdo con la empresa, introducir modificaciones en las fórmulas para incluir aspectos sobrevinientes no previstos en la ley, pues estaría alterando el equilibrio contractual que dejó definido la legislación para el contrato.
El precio cobrado al usuario debe ser equivalente al servicio prestado. De conformidad con los artículos 87 y 90 de la Ley 142 de 1994, la empresa solamente puede recuperar costos eficientes, incluyendo los necesarios para garantizar la disponibilidad permanente del mismo.
En este sentido, se tiene que la ley pone límites a la recuperación de los costos, de acuerdo con los principios de eficiencia y suficiencia financiera, dada la necesidad de lograr un adecuado equilibrio entre ellos. Conforme a lo anterior, no se permitirán alzas destinadas a recuperar pérdidas patrimoniales.
La recuperación patrimonial deberá hacerse, exclusivamente con nuevos aportes de capital de los socios o con cargo a las reservas de la empresa o a sus nuevas utilidades.
La prestación del servicio público es una actividad económica de riesgo para el prestador que no puede ser cubierto en su integridad a través del cobro de tarifas a los usuarios(1).
6. Criterios generales aplicables a las actuaciones de la comisión.
El artículo 3º de la Ley 142 de 1994 establece que “(...) Todas las decisiones de las autoridades en materia de servicios públicos deben fundarse en los motivos que determina esta ley; y los motivos que invoquen deben ser comprobables (...)”.
El artículo 4º de la Ley 143 de 1994 establece los criterios que debe tener en cuenta la autoridad al ejercer las atribuciones que confiere la ley y a tal efecto dispone:
a) Abastecer la demanda de electricidad de la comunidad bajo criterios económicos y de viabilidad financiera, asegurando su cubrimiento en un marco de uso racional y eficiente de los diferentes recursos energéticos del país.
De igual manera, el artículo 23 de la Ley 143 de 1994 establece:
a) Crear las condiciones para asegurar la disponibilidad de una oferta energética eficiente capaz de abastecer la demanda bajo criterios sociales, económicos, ambientales y de viabilidad financiera, promover y preservar la competencia.
En el sector eléctrico, la oferta eficiente tendrá en cuenta la capacidad de generación de respaldo, la cual será valorada por la Comisión de Regulación de Energía y Gas, según los criterios que establezca la unidad de planeación minero-energética en el plan de expansión (...)”.
Ahora bien, conforme a los artículos 87 de la Ley 142 de 1994 y 44 de la Ley 143 de 1994, el régimen tarifario debe cumplir los criterios de eficiencia económica, neutralidad, solidaridad, redistribución, suficiencia financiera, simplicidad y transparencia.
Conforme al artículo 87.1 de la Ley 142 de 1994 y el inciso segundo del artículo 44 de la Ley 143 de 1994, en virtud del criterio de eficiencia económica se prohíbe trasladar vía tarifa los costos y gastos de una gestión ineficiente.
La Corte Constitucional, mediante Sentencia C-150 de 2003 expresó lo siguiente sobre el criterio de eficiencia económica:
“(...) Se observa así que, de acuerdo con la definición citada, la eficiencia económica consiste en que: (i) las tarifas de los servicios públicos se aproximen a lo que serían los precios de un mercado competitivo; (ii) las fórmulas tarifarias tengan en cuenta los costos y los aumentos de productividad esperados; (iii) los aumentos de productividad esperados se distribuyan entre la empresa y los usuarios tal como ocurriría en un mercado competitivo; (iv) las fórmulas tarifarias no trasladen a los usuarios los costos de una gestión ineficiente; (v) las empresas no se apropien de las utilidades provenientes de prácticas restrictivas de la competencia. La referencia que hace la norma en el sentido de que “[e]n el caso de servicios públicos sujetos a fórmulas tarifarias, las tarifas deben reflejar siempre tanto el nivel y la estructura de los costos económicos de prestar el servicio, como la demanda por este” versa sobre el ámbito de aplicación de los anteriores elementos.
4.5.2.2.6. En conclusión, el numeral 87.1 del artículo 87 de la Ley 142 de 1994 contiene algunos de los elementos que, de acuerdo con la teoría económica de un mercado competitivo, caracterizan un mercado eficiente y las implicaciones que de este se derivan. En este orden de ideas, la Corte encuentra que el criterio de eficiencia descrito en la norma en cuestión, desarrolla la prescripción del artículo 365 superior, según el cual “es deber del Estado asegurar su prestación eficiente a todos los habitantes del territorio nacional (...)”.
De conformidad con lo establecido en el artículo 87.4 de la Ley 142 de 1994 y conforme a lo señalado en la Sentencia C-150 de 2003, la suficiencia financiera consiste en que:
“(...) las fórmulas tarifarias: (i) garanticen la recuperación de los costos y gastos propios de operación, incluyendo la expansión, la reposición y el mantenimiento; (ii) permitan remunerar el patrimonio de los accionistas en la misma forma en la que lo habría remunerado una empresa eficiente en un sector de riesgo comparable; y (iii) permitan utilizar las tecnologías y sistemas administrativos que garanticen la mejor calidad, continuidad y seguridad a sus usuarios (...)”.
Por su parte, según el artículo 44 de la Ley 143 de 1994, por suficiencia financiera se entiende que:
“(...) las empresas eficientes tendrán garantizada la recuperación de sus costos de inversión y sus gastos de administración, operación y mantenimiento, con el valor de las ventas de electricidad y el monto de los subsidios que reciban en compensación por atender a usuarios residenciales de menores ingresos (...)”.
En síntesis, el objetivo del proceso tarifario no es reconocer un costo o gasto “real” sino uno eficiente para todas las partes. De esta manera, si algunos costos o gastos “reales” son calificados como ineficientes no es posible reconocerlos vía tarifas.
De esta manera, los principios a los que se ha hecho referencia deben aplicarse en forma rigurosa en el proceso de modificación de la fórmula tarifaria.
Por otra parte, en la medida en que exista un acto administrativo de carácter general para todas las empresas, la no aplicación del mismo en razón a la existencia de condiciones particulares, plantea la necesidad de acreditar plenamente tales circunstancias, en respuesta a los principios de derecho probatorio, que igualmente aplican a las actuaciones administrativas, y en particular el principio de la carga de la prueba, esto es que le corresponde a la empresa solicitante de la modificación tarifaria, demostrar las particularidades que justifican un tratamiento diferente, invocando de tal manera la causal determinada en la ley, y mostrándole con grado de certeza a la administración pública, la justificación para dicha modificación.
En un esquema garantista como el establecido por la Constitución Política a partir de la adopción de la figura del Estado social de derecho, no le es permitido a la administración pública asumir que las peticiones o solicitudes presentadas por las personas se sustentan en una determinada causal, cuando el peticionario ha omitido su carga probatoria y no ha invocado causal alguna.
En la presente actuación administrativa la CREG encuentra que la empresa invocó de manera clara y expresa para la modificación de la fórmula tarifaria contenida en la Resolución CREG 91 de 2007, un mutuo acuerdo, causal establecida en el artículo 126 de la Ley 142 de 1994.
7. Análisis de la solicitud.
En síntesis, la solicitud de la empresa tiene como objeto que la comisión, por mutuo acuerdo con aquella, modifique los cargos de transporte de combustible para cada una de las localidades mencionadas en la solicitud, y apruebe nuevos cargos para la distribución y comercialización, diferentes a los aprobados mediante la Resolución CREG 91 de 2007.
La solicitud expresa que debe darse la modificación por mutuo acuerdo como consecuencia de los costos reales en que incurre la empresa, para lo cual envía una serie de documentos que en su entender, soportan dicha petición.
Invocada la causal de mutuo acuerdo, corresponde a la CREG analizar si esta procede o no para el presente caso.
Tal y como lo ha mencionado en anteriores oportunidades la comisión:
“(...) Se entiende que el período de vigencia de las fórmulas tarifarias previsto por la ley busca garantizar, tanto a las empresas como a los usuarios, estabilidad en los cargos aprobados. En consecuencia, la posibilidad de modificar los cargos aprobados por mutuo acuerdo entre la empresa y la comisión debe ser tenida como una excepción al mencionado principio de estabilidad. Por otro lado, se entiende que dicha excepción está prevista como un mecanismo que permite modificar los cargos siempre y cuando se encuentren razones fundadas, jurídica y fácticamente, distintas de las demás causales previstas en el artículo 126 de la Ley 142 de 1994, que justifiquen tal modificación (...)”(2).
7.1. La procedencia del mutuo acuerdo como causal para modificar excepcionalmente la Resolución CREG 91 de 2007.
La solicitud del mutuo acuerdo obliga a la administración a referirse a los fines establecidos en las normas superiores que enmarcan la decisión que debe adoptar la comisión(3).
La función de regulación fue concebida por el constituyente de 1991 como un tipo de intervención del Estado en la economía. Conforme a los mandatos constitucionales, se pueden mencionar como características de la intervención del Estado en los servicios públicos y en relación con el caso concreto que se analiza, las siguientes:
• La regulación de los servicios públicos tiene fines sociales, como son el mejoramiento de la calidad de vida de los habitantes y el acceso de las personas de menores ingresos a los servicios básicos, los cuales son inherentes a la finalidad social del Estado (art. 365). Para el logro de tales fines los órganos de regulación han de disponer de instrumentos adecuados a la especificidad de este tipo de intervención.
• Tal y como lo ha señalado la honorable Corte Constitucional.
La regulación, en tanto que mecanismo de intervención del Estado, busca garantizar la efectividad de los principios sociales y el adecuado funcionamiento del mercado. En este orden de ideas, pasa la Corte a analizar los fines que en cada caso se persiguen y los criterios constitucionales que guían la acción del Estado para alcanzarlos”(4).
• Garantizar la efectividad de los principios del Estado Social de derecho, debe constituir la orientación de la función de regulación.
“[e]n uso de la facultad que la Carta Política le confirió al Congreso de la República para reglamentar la prestación de los servicios públicos domiciliarios se expidió la Ley 142 del 11 de julio de 1994, que con base en lo dispuesto en los artículos 334, 336 y 365 a 370 superiores, desarrolló los fines sociales de la intervención del Estado en la prestación de estos servicios para alcanzar los siguientes objetivos: garantizar la calidad del bien objeto del servicio público y su disposición final para asegurar el mejoramiento de la calidad de vida de los usuarios; ampliación permanente de la cobertura mediante sistemas que compensen la insuficiencia de la capacidad de pago de los usuarios; atención prioritaria de las necesidades básicas insatisfechas en materia de agua potable y saneamiento básico; prestación continua e ininterrumpida, sin excepción alguna, salvo cuando existan razones de fuerza mayor o caso fortuito o de orden técnico o económico que así lo exijan; prestación eficiente; libertad de competencia y no utilización abusiva de la posición dominante; obtención de economías de escala comprobables; mecanismos que garanticen a los usuarios el acceso a los servicios y su participación en la gestión y fiscalización de su prestación; establecer un régimen tarifario proporcional para los sectores de bajos ingresos de acuerdo con los preceptos de equidad y solidaridad”(5).
En este orden de ideas, se destaca que en efecto el capítulo I del título preliminar de la Ley 142 de 1994 contiene los principios generales para la aplicación de la norma, los cuales se utilizarán para resolver cualquier dificultad de interpretación al aplicar las normas sobre los servicios públicos a los que esta u otras leyes se refieren, y para suplir los vacíos que ella presente(6).
Al respecto el artículo 2º de la Ley 142 de 1994, ha establecido como fines de la intervención del Estado en los servicios públicos domiciliarios:
“(...) ART. 2º—Intervención del Estado en los servicios públicos. El Estado intervendrá en los servicios públicos, conforme a las reglas de competencia de que trata esta ley, en el marco de lo dispuesto en los artículos 334, 336, 365, 366, 367, 368, 369, 370 de la Constitución Política, para los siguientes fines:
2.9. Establecer un régimen tarifario proporcional para los sectores de bajos ingresos de acuerdo con los preceptos de equidad y solidaridad (...)” (resalta fuera del original).
Igualmente, como instrumentos de la intervención estatal en el sector, la Ley 142 de 1994 señaló los siguientes:
“(...) ART. 3º—Instrumentos de la intervención estatal.
Todos los prestadores quedarán sujetos, en lo que no sea incompatible con la Constitución o con la ley, a todo lo que esta ley dispone para las empresas y sus administradores y, en especial, a las regulaciones de las comisiones, al control, inspección y vigilancia de la Superintendencia de Servicios Públicos, y a las contribuciones para aquellas y esta (...)” (resaltado fuera del original).
Así mismo, y en tanto un aspecto fundamental del régimen, se establecen los siguientes derechos para los usuarios:
“(...) ART. 9º—Derecho de los usuarios (...):
9.1. Obtener de las empresas la medición de sus consumos reales mediante instrumentos tecnológicos apropiados, dentro de plazos y términos que para los efectos fije la comisión reguladora, con atención a la capacidad técnica y financiera de las empresas o las categorías de los municipios establecidas por la ley.
PAR.—Las comisiones de regulación, en el ejercicio de las funciones conferidas por las normas vigentes, no podrán desmejorar los derechos de los usuarios reconocidos por la ley.
Como lo manifestó con anterioridad la comisión, el acuerdo de voluntades implica que para modificar la fórmula tarifaria antes de su vencimiento se requiere el consentimiento tanto de la comisión como de la empresa.
Se reitera que esta facultad no permite acordar arbitrariamente ni en desconocimiento de las normas que sujetan el régimen tarifario, todo lo contrario, la administración debe actuar conforme a los principios y límites fijados en las disposiciones legales, conforme a los principios de las actuaciones administrativas y las reglas establecidas en la Ley 142 de 1994, especialmente en el artículo 124.
En el evento del mutuo acuerdo, la modificación puede proceder por hechos o circunstancias de la prestación del servicio, preexistentes y presentes al momento de la definición de la fórmula tarifaria, que no se reflejan adecuadamente en los costos incorporados en las tarifas aprobadas a una empresa. Esta causal debe ser invocada por el solicitante(7).
7.2. Criterios que deben tenerse en cuenta para efectos de decidir si resulta procedente para la comisión acceder a la solicitud de modificación de la Resolución CREG 91 de 2007 por mutuo acuerdo.
Analizadas las normas y antecedentes pertinentes, así como los argumentos que fueron remitidos y aducidos por la empresa dentro del trámite de esta actuación para justificar su solicitud, considera la comisión que en casos como el que nos ocupa se deben tener en cuenta los siguientes criterios para efectos de decidir si resulta procedente acceder de común acuerdo con la empresa a modificar los cargos aprobados mediante Resolución CREG 91 de 2007 y el mercado relevante en ella aprobado(8):
• La modificación de los cargos cumpliría con los fines establecidos en las normas superiores.
• La modificación de los cargos no perjudicaría a los usuarios del mercado relevante.
• La modificación de cargos beneficiaría a los usuarios del nuevo mercado relevante.
• La modificación de los cargos aprobados para el mercado relevante cumple con los criterios del régimen tarifario establecidos en la Ley 142 de 1994.
Se debe aclarar que en el presente caso no existe una aprobación de cargos de tipo particular para la empresa. La Resolución CREG 91 de 2007 estableció un esquema general de cargos para la totalidad de las zonas no interconectadas, situación que permite a la comisión analizar, siguiendo los lineamientos de las normas superiores, si las modificaciones propuestas por la empresa se ajustan a los criterios de eficiencia y eficacia para su reconocimiento.
De otro lado, se destaca que los costos de transporte de combustible no se analizarían dentro de la causal de mutuo acuerdo ya que, como se explicó con anterioridad, el tercer inciso del parágrafo 2º del artículo 24 de la Resolución CREG 91 de 2007 señala que los prestadores del servicio podrán solicitar a la comisión, con la justificación correspondiente, la revisión de los costos máximos establecidos para el transporte de combustible, en aquellos casos en los cuales los costos máximos regulados sean inferiores a los costos reales eficientes.
Después de las anteriores consideraciones, la CREG debe analizar técnicamente la solicitud de la empresa, para posteriormente aplicar los criterios de procedibilidad del mutuo acuerdo.
7.3 Análisis técnico.
7.3.1. Costo de transporte de combustible.
En el anexo de la Resolución CREG 91 de 2007 se estableció un valor de $ 200/galón (pesos de diciembre de 2006) como remuneración del costo de transporte marítimo y fluvial del combustible desde las cabeceras municipales hasta las áreas rurales de cada municipio.
Según el documento CREG 75 de 2007, el costo de transporte de combustible establecido en la Resolución CREG 91 de 2007 corresponde al costo promedio del transporte con base en la información reportada por las empresas a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios y al Instituto de Planificación de Soluciones Energéticas para las zonas no interconectadas, IPSE.
La empresa solicitó la revisión del costo de transporte de combustible, argumentando que el valor del transporte fluvial desde la cabecera municipal de Inírida hacia cada localidad es superior al reconocido por la regulación, por efecto de las distancias y dificultad de acceso a cada localidad.
A continuación se presentan los análisis de la solicitud mencionada.
Costos de transporte fluvial desde la cabecera municipal de Inírida hasta áreas rurales del municipio.
La empresa, mediante comunicaciones con radicado CREG E-2010-012248 del 27 de diciembre de 2010 y E-2011-003298 del 1º de abril de 2011, presentó la información de costos de transporte de combustible para cada una de las localidades que se consigna en el cuadro 1 y anexó copias de cotizaciones, recibos de pago y contratos de transporte como soporte de dicha información.
Solicitud de costos de transporte de combustible
Comunidad o población Valor de transporte/galón
Chorro Bocón 4.500
Cacahual 1.500
Bco. Tigre 4.000
Acceso por el río Guaviare
Barrancominas 1.200
Arrecifal 1.200
Laguna Cumaral 1.200
Carrizal 1.200
La Unión 1.200
Laguna Colorada Alta 1.200
Pueblo Nuevo 1.200
Puerto Esperanza 1.200
Mapiripana 1.200
Acceso por el río Guainía
Berrocal 6.400
Caño Colorado 6.400
Danto 6.400
Galilea 6.400
Pana Pana 6.400
Puerto Colombia 6.400
San Felipe 6.400
San José 6.400
Santa Rita 6.400
Sejal 6.400
Tabaquen 6.400
Tonina 6.400
Pesos de diciembre 2009.
Una vez revisada la información presentada por la empresa en su solicitud de revisión de los costos de transporte de combustible y dado que la regulación reconoce costos eficientes del mismo, la comisión, mediante comunicación S-2011-001756 del 20 de abril de 2011 solicitó a la empresa la siguiente información:
1. El parágrafo 2º de artículo 24 de la Resolución CREG 91 de 2007 establece: (...) El prestador del servicio podrá solicitar a la Comisión, con la justificación correspondiente, la revisión de los costos máximos establecidos, en aquellos casos en los cuales los costos máximos regulados de transporte de combustibles que se indican en la presente resolución sean inferiores a los costos reales eficientes del mismo (...) (resaltado fuera de texto).
Conforme a lo anterior, solicitamos nos remita otras facturas, cotizaciones, etc., de otras empresas transportadoras de combustible, que demuestre que los costos de transporte de combustible indicados en la orden de prestación de servicios 022 de 2010 y contrato de servicio de transporte 015 de 2010 enviados en su solicitud son eficientes respecto a estos.
2. Aclarar si las cotizaciones por concepto de transporte de combustible enviadas en su solicitud efectivamente corresponden a los costos en que incurre la empresa por este concepto. De ser así, favor enviar el soporte respectivo (facturas, orden de prestación de servicios, contrato, etc.), y que además estos correspondan a costos reales eficientes, tal como se solicita en el numeral 1º de este comunicado.
En respuesta a la comunicación en mención, la empresa, mediante comunicaciones con radicados CREG E-2011-004509 del 10 de mayo de 2011 y E-2011-004766 del 16 de mayo de 2011, indicó lo siguiente:
1. Remitimos copia de los contratos y órdenes de servicio: 039 de 2008, 030 de 2009, 036 de 2009, 040 de 2009, 004 de 2010, 009 de 2010, 011 de 2010, 018 de 2009, 029 de 2010, 038 de 2010, 014 de 2011 y 007 de 2011, este último suscrito con lo señora Martina Núñez Urquijo, indicando al señor director, que por los condiciones de la zona, este servicio no es operado por empresas transportadoras legalmente constituidas, sino por particulares que son los únicos que se comprometen a realizar los recorridos por los ríos.
Como observará el contrato que se suscribió en este año con la señora Martina Núñez Urquijo, tiene un menor valor por galón transportado, ello se deriva de la ruta que se utilizó por el transportador, para el caso, la ruta utilizada se interna en la República de Venezuela, por lo cual la continuidad de la misma depende de las relaciones entre los gobiernos de los dos países, pues en años anteriores ante el deterioro de las relaciones binacionales se impidió el recorrido por esa ruta por parte del gobierno venezolano.
No es posible para lo empresa remitir otras cotizaciones u ofertas adicionales o las ya remitidas por cuanto, no existen otras personas que se comprometan a la realización de los recorridos por el río para la entrega de combustible que ofrezcan confiabilidad a la empresa.
2. Efectivamente los costos de transporte que se presentan son los que incurre la empresa para llevar el combustible o las localidades donde se presta el servicio de energía. Adjunto copia de los contratos celebrados para la entrega de combustible en las localidades del mercado relevante.
Adicionalmente, mediante radicado CREG E-2011-004526 del 10 de mayo de 2011, la empresa hizo llegar copia del contrato 015 de 2010.
Considerando la información presentada por la empresa, la CREG solicitó, mediante comunicación S-2011-003419 del 22 de julio de 2011, aclaración respecto a los soportes de los costos de transporte de combustible a algunas localidades, en los siguientes términos:
1. Con relación a su comunicado E-2011-004766, la empresa remite copia de los contratos y órdenes de servicio que soportan los costos de transporte de combustible para cada una de las localidades que conforma su mercado relevante. Revisando esta información, encontramos que para las siguientes localidades no se encuentra el soporte respectivo de los costos de transporte en que incurre su empresa:
Comunidad o población Vr. transporte/galón
La empresa, en respuesta al oficio anterior, mediante comunicación con radicado CREG E-2011-008030 del 23 de agosto de 2011, indicó lo siguiente:
1. Desde antes de la aplicación de la resolución CREG 91 de 2007 las comunidades a que se refiere su comunicación en el numeral 1º, ante el alto impacto que representaba en la estructura de costos el valor del transporte, optaron por acudir de manera personal a la empresa y realizar el transporte del combustible con sus propias embarcaciones, esto para garantizar un mínimo de combustible que le fuera asignado a cada uno de ellas y así lograr un reducido número de horas de servicio, puesto que en ciertos casos el valor del transporte de un galón de ACPM en sitio, llega a costar casi un 80% del valor de un galón, lo ideal y con el objetivo de darle un manejo eficiente, es que la empresa llegue o cada localidad con los insumos necesarios para la operación (ACMP), pero es lamentablemente triste, que el subsidio de una localidad (comunidad indígena se vaya casi todo en el pago del respectivo transporte, puesto como lo hemos mencionado debido al desequilibrio entre lo regulado frente a lo real, por ende se realizan estos acuerdos con cada comunidad que además generan demasiados riesgos.
Sin embargo, Emelce viene realizando en algunas ocasiones contratos para el transporte de ese combustible cuando por algún motivo la comunidad no puede desplazarse hasta el casco urbano de Inírida, los que se encuentran soportados con contratos y cotizaciones que fueron presentados antes; es de anotar que por las condiciones geográficas y de seguridad de la zona, en la cual de manera esporádica hacen presencia grupos al margen de la ley, este transporte es realizado por personas naturales quienes son los que asumen los riesgos de la actividad del transporte.
3. A pesar de haber solicitado obtenido de la cámara de comercio la lista de las empresas de transporte con asiento en la ciudad a efecto de solicitar la cotización respectiva, la cual adjunto, a la fecha y pese ha haber pedido a las empresas relacionadas la información del caso, no hemos recibido ninguna respuesta, por lo que remito declaración juramentada, en la cual consta que no se recibió respuesta de las empresas de transporte fluvial y multimodal con asiento en el departamento del Guainía, sin perjuicio de que en el momento de recibirla se remita a la comisión (adjunto declaración juramentada ante notario).
Es de anotar que por situaciones de orden público, seguridad y difícil situación geográfica no es fácil encontrar personas o empresas que realicen este tipo de actividades de transporte por los riesgos a que están expuestos y las cantidades limitadas de carga a transportar.
Queremos enfatizar que en la viabilidad y suficiencia financiera para desarrollar las actividades de generación, comercialización y distribución de energía eléctrica en esas localidades, se encuentra el futuro de la empresa pues esta no puede seguir asumiendo responsabilidades sin que estas tengan una contraprestación justa, ya que ello llevaría inevitablemente al cierre de nuestra operación, viéndose abocada en este momento a diversificarse en sectores diferentes, pero conexos a la actividad de generación, comercialización y distribución de energía, a fin de contar con recursos adicionales que permitan la viabilidad financiera de Emelce.
Nuestra empresa hace estos requerimientos teniendo en cuenta la realidad de nuestro departamento, en el cual existen localidades menores (comunidades indígenas) que llegar a tener 2 ó 3 horas diarias de luz es una felicidad enorme.
Además de la información anteriormente señalada, anexo estados financieros del año 2009, 2010, mapas de rutas de transporte por galones de ACPM a algunas comunidades del departamento, esto como complemento y/o aporte a la información suministrada.
Al manifestar la empresa, mediante declaración juramentada, que pese a haber solicitado y obtenido de la cámara de comercio el listado de las empresas de transporte con asiento en Inírida y a pesar de haber pedido cotizaciones de transporte de combustible a diferentes localidades del departamento del Guainía, no recibió respuesta alguna. Así, la empresa manifestó que no dispone de información diferente a la que hizo de hecho conocer a través de las cotizaciones y contratos remitidos a la CREG.
De esta manera, la comisión considera procedente tener en cuenta la información presentada por la empresa como evidencia del costo del transporte fluvial en que incurre desde la cabecera municipal de Inírida hasta cada una de las localidades del área rural del municipio, toda vez que la misma genera, según las reglas de la sana crítica, una convicción de certeza en la administración pública para aceptar la veracidad de la misma.
Por lo anterior, los costos del transporte de combustible desde la cabecera municipal hasta las localidades están soportados por cotizaciones y contratos de transporte, según la información aportada por la empresa a la presente actuación administrativa.
En el cuadro 2 se presenta el costo del transporte de combustible, expresado en pesos por galón (pesos de diciembre de 2009), de aquellas localidades para las cuales se tienen cotizaciones como soporte.
Costo de transporte de combustible soportado en cotizaciones
Localidad Costo del transporte ($/galón)
Caranacoa 900
Laguna Matraca 2.000
Venado 3.000
Zamuro 4.000
Cacahual 2.200
Yuri 2.200
Barranco Tigre 4.000
Ahora bien, en los contratos en los que se soportan los costos del transporte de combustible a las demás localidades se establecen los costos totales del transporte y las cantidades totales de combustible a transportar, por grupos de localidades. Así, la información aportada por la empresa no permite determinar el costo unitario del transporte de combustible a cada una de dichas localidades. Por tal razón, para efectos regulatorios se entiende que el costo del transporte a cada una de esas localidades es igual al costo promedio de los contratos mencionados.
Con base en este análisis, en el cuadro 3 se presenta el costo del transporte de combustible, expresado en pesos por galón (pesos de diciembre de 2009), de aquellas localidades para las cuales se tienen contratos como soporte.
Costo de transporte de combustible soportado en contratos
Arrecifal 1.984
Laguna Cumaral 1.984
Carrizal 1.984
La Unión 1.984
Laguna Colorada Alta 1.984
Laguna Colorada Baja 1.984
Pueblo Nuevo 1.984
Puerto Esperanza 1.984
Mapiripana 1.984
Berrocal 2.164
Caño Colorado 2.164
Danto 2.164
Galilea 2.164
Pana Pana 2.164
Puerto Colombia 2.164
San Felipe 2.164
San José 2.164
Santa Rita 2.164
Sejal 2.164
Tabaquen 2.164
Tonina 2.164
Dado que los cargos son aplicados por mercado relevante, el costo del transporte de combustible aplicable en el mercado relevante de comercialización de la empresa se debe determinar como el costo promedio ponderado por la cantidad de galones a transportar a cada localidad.
Para estos efectos se estimó la cantidad de galones requeridos para la generación de energía eléctrica en cada una de las localidades, con base en las ventas de energía declaradas por la empresa, las pérdidas reconocidas por la regulación y los consumos específicos de cada unidad de generación.
En el cuadro 4 se presentan las cantidades de combustible a transportar a cada localidad y los costos unitarios del transporte a cada una de dichas localidades, de conformidad con lo presentado en los cuadros 2 y 3. Esta información lleva a concluir que el costo de transporte de combustible en el mercado relevante de la empresa es $ 2.174,32/galón (pesos de diciembre de 2009).
Costo de transporte de combustible
Localidad Combustible transportar (galones) Costo del transporte ($/galón)
Caranacoa 337,44 900
Chorro Bocón 541,11 4.500
Coayare 230,84 600
Danta 120,02 4.500
El Remanso 238,95 3.000
Garza Morichal 136,36 6.000
La Ceiba 76,40 1.500
Laguna Matraca 68,18 2.000
Laguna Mure 81,82 6.000
Matraca 65,47 6.000
Morocoto 57,25 2.000
Piedra Alta 69,05 3.500
Sejalito 54,54 2.000
Venado 220,77 3.000
Zamuro 38,20 4.000
Zancudo 113,63 5.200
Cacahual 210,17 2.200
Chaquita 138,09 1.500
Amanaven 415,25 900
Yuri 262,66 2.200
Laguna Niñal 54,54 3.500
Loma Alta 70,89 4.000
Bachaco 107,25 4.000
Barranco Tigre 109,85 4.000
Buena Vista 20,13 4.000
Loma Baja 87,23 4.000
Baquiro 79,98 4.000
Barrancominas 2.180,75 1.000
Arrecifal 40,91 1.984
Laguna Cumaral 63,74 1.984
Carrizal 79,11 1.984
La Unión 440,03 1.984
Laguna Colorada Alta 529,86 1.984
Laguna Colorada Baja 280,62 1.984
Pueblo Nuevo 303,89 1.984
Puerto Esperanza 70,89 1.984
Mapiripana 175,32 1.984
Berrocal 158,22 2.164
Caño Colorado 59,96 2.164
Danto 40,04 2.164
Galilea 103,68 2.164
Pana Pana 87,34 2.164
Puerto Colombia 59,96 2.164
San Felipe 1.115,77 2.164
San José 220,34 2.164
Santa Rita 32,68 2.164
Sejal 54,54 2.164
Tabaquen 179,22 2.164
Tonina 51,84 2.164
Costo promedio ponderado ($/galón) 2.174,32
Pesos de diciembre 2009
Con base en la información presentada por la empresa, se observa que el costo máximo regulado de transporte fluvial de combustible desde la cabecera municipal de Inírida hasta las localidades, establecido en la Resolución CREG 91 de 2007, es inferior al costo eficiente en que incurre la empresa. Así, dicho costo debe ser ajustado, toda vez que el medio probatorio utilizado por el solicitante, esto es cotizaciones y contratos de transporte, demuestran con certeza la existencia de dicho rubro.
La información suministrada por la empresa para justificar el costo de transporte de combustible se encuentra en el expediente tarifario 2011-0004.
Con base en la información presentada por la empresa y los análisis presentados en esta resolución, el costo de transporte de combustible para la empresa es el relacionado en el cuadro 5.
Costo de transporte fluvial
Ítem Descripción-valor
Medio transporte Fluvial
Costo transporte fluvial cabecera municipal - localidades $/galón (pesos de diciembre 2009) 2.174,32
Costo transporte fluvial cabecera municipal - localidades $/galón (pesos de diciembre 2006) 1.874,52
7.3.2. Cargo de distribución.
El artículo 39 de la Resolución CREG 91 de 2007 establece los cargos máximos para remunerar la actividad de distribución de energía eléctrica en las zonas no interconectadas, para los niveles de tensión 1 y 2.
Según el Documento CREG 75 de 2007, los cargos máximos de distribución establecidos en la Resolución CREG 91 de 2007 para remunerar esta actividad corresponden a una evaluación de costos medios eficientes de los circuitos de distribución de niveles de tensión 1 y 2, reconociendo características típicas de las ZNI.
La empresa solicitó la revisión del cargo de distribución, argumentando que los costos y gastos reales en que incurre son mayores a los reconocidos en la Resolución CREG 91 de 2007.
La empresa, mediante comunicación con radicado CREG E-2010-012248 del 27 de diciembre de 2010, solicitó inicialmente la aprobación de un cargo de distribución de $ 126,84/kWh (pesos de diciembre de 2009). Posteriormente dio alcance a su solicitud inicial, mediante radicado E-2011-003298 del 1º de abril de 2011, en el que ajustó el valor del cargo solicitado a $ 130,61/kWh (pesos de diciembre de 2009) y presentó la información indicada en el cuadro 6.
Solicitud de cargo distribución
Localidad Energía mes Costo de distribución Res 091/07 Cargo de distribución inversión Cargo de distribución AOM
Inírida 919,651 104.64 89.17 43.21
Barrancominas 24,096 104.64 89.17 90.42
Chorro Bocón 5,466 89.55 76.67 67.16
Amanaven 3,837 89.55 76.67 12.88
Caranacoa 3,118 89.55 76.67 12.88
Bachaco 991 89.55 76.67 12.88
Baquiro 739 89.55 76.67 12.88
Berrocal 1,462 89.55 76.67 12.88
Buena Vista 186 89.55 76.67 12.88
Caño Colorado 554 89.55 76.67 12.88
Cacahual 1,942 89.55 76.67 12.88
Chaquita 1,276 89.55 76.67 12.88
Coayare 2,133 89.55 76.67 12.88
Danta 1,109 89.55 76.67 12.88
Danto 370 89.55 76.67 12.88
Garza Morichal 1,260 89.55 76.67 12.88
Galilea 958 89.55 76.67 12.88
La Ceiba 706 89.55 76.67 12.88
Laguna Matraca 630 89.55 76.67 12.88
Laguna Mure 756 89.55 76.67 12.88
Laguna Niñal 504 89.55 76.67 12.88
Loma Baja 806 89.55 76.67 12.88
Matraca 605 89.55 76.67 12.88
Puerto Colombia 554 89.55 76.67 12.88
Piedra Alta 638 89.55 76.67 12.88
Remanso 2,208 89.55 76.67 12.88
San Felipe 10,310 89.55 76.67 12.88
San Jose 2,036 89.55 76.67 12.88
Santa Rita 302 89.55 76.67 12.88
Sejal 504 89.55 76.67 12.88
Tabaquen 1,656 89.55 76.67 12.88
Tonina 479 89.55 76.67 12.88
Venado 2,040 89.55 76.67 12.88
Yury 2,427 89.55 76.67 12.88
Zamuro 353 89.55 76.67 12.88
Zancudo 1,050 89.55 76.67 12.88
Laguna Cumaral 589 89.55 76.67 12.88
Loma Alta 655 89.55 76.67 12.88
Sejalito 504 89.55 76.67 12.88
Mapiripana 1,620 89.55 76.67 12.88
Laguna Colorada Alta 4,896 89.55 76.67 12.88
Laguna Colorada Baja 2,593 89.55 76.67 12.88
La Unión 4,066 89.55 76.67 12.88
Arrecifal 378 89.55 76.67 12.88
Pueblo Nuevo 2,808 89.55 76.67 12.88
Puerto Esperanza 655 89.55 76.67 12.88
Carrizal 731 89.55 76.67 12.88
Localidad Energía mes Costo de distribución Res. 091/07 Cargo de distribución inversión Cargo de distribución AOM
Barranco Tigre 1,015 89.55 76.67 12.88
Morocoto 529 89.55 76.67 12.88
Pana Pana 709 89.55 76.67 12.88
Costo medio de distribución 103.52 $/kWh Res. CREG 091/07
Cargo de distribución 130.61$/ kWh
Cargo de distribución inversión 88.24 $/kWh
Cargo de distribución AOM 42.37 $/kWh
De acuerdo con la información aportada por la empresa, el cargo de AOM de distribución solicitado para Inírida, Barrancominas y chorro Bocón fue calculado con base en los gastos de administración, operación y mantenimiento en que incurre la empresa al desarrollar la actividad de distribución en esas tres localidades. En el cuadro 7 se detallan los gastos de AOM de distribución presentados para Inírida, Barrancominas y Chorrobocón.
AOM de distribución en Inírida, Barrancominas y Chorrobocón
Conceptos Inírida Barranco Chorrobocón I B Ch
Gastos de Administración 566,152,181 15,108,288 1,733,143
Depreciación muebles y equipos 25,886,480
Amortización de intangibles 5,500,000
Personal distribución 62,669,210 44,159,482 9,805,254 52% 35% 35%
Mantenimiento en distribución 65,376,932 3,224,145
KWH distribuidos 10,116,156 265,059 60,130
Gastos distribución 437,139,166 23,967,865 4,038,439
AOM distribución $/kWh 43.21 90.42 67.16
Para las demás localidades que hacen parte del mercado relevante, el cargo de AOM de distribución presentado por la Empresa corresponde al establecido en la Resolución CREG 91 de 2007. Así mismo, el cargo de inversión en distribución presentado por la empresa en su solicitud corresponde al establecido en la Resolución CREG 91 de 2007.
Una vez revisada la información presentada por la Empresa en su solicitud y dado que la regulación reconoce costos medios eficientes para la actividad de distribución de energía eléctrica, la comisión, mediante comunicación S-2011-003269 del 7 de julio de 2011, solicitó a la empresa información sobre los activos de distribución, tal y como se expone en la sección 4 de esta resolución.
En respuesta al oficio en mención, la empresa, mediante comunicación con radicado CREG E-2011-007053 del 26 de julio de 2011, indicó lo siguiente:
“1. Adjunto 2 hojas en la presente, donde se relaciona:
2. Adjunto en la presente 2 hojas con la siguiente información:
Las pérdidas de energía en el nivel de tensión 1, son tomadas a través de los sistemas de medición instalados a los usuarios finales, estableciendo puntos de referenciales frente a los kw generados mensualmente.
Mes Kw generados Kw distribuidos % pérdidas
Enero 832,010 698,766 16%
Febrero 830,268 743,340 10%
Marzo 938,932 740,719 21%
Abril 903,282 746,871 17%
Mayo 936,766 826,719 12%
Junio 862,822 746,968 13%
Julio 852,566 724,733 15%
Agosto 872,671 800,417 8%
Septiembre 925,892 789,585 15%
Octubre 993,256 893,736 10%
Noviembre 982,586 895,586 9%
Diciembre 1´059,784 9´515,314 14%
Pérdidas año 2009: fuente área de facturación y comercialización.
4. Porcentajes de pérdidas técnicas en el nivel de tensión 2.
En cuanto a las pérdidas del nivel de tensión 2 la empresa no realiza este tipo de mediciones, no tiene usuarios medidos en este nivel.
Adjuntamos en 4 hojas, los gastos de administración, operación y mantenimiento de la vigencia 2009, en cuanto al AOM en el nivel de tensión 2 la empresa no tiene discriminado el AOM por niveles de tensión”.
Una vez revisada la información enviada por la empresa en relación con la configuración de las redes de distribución, la comisión, mediante oficio S-2011-003789 del 26 de agosto de 2011, solicitó aclaración en los siguientes términos:
1. En cuanto a la información enviada en respuesta al numeral 1 en la cual se remite la información relacionada a las características generales de la configuración de las redes de distribución en los niveles de tensión 1 y 2 con que cuenta cada una de las localidades que pertenecen a su mercado relevante:
a) La empresa no envía la información correspondiente al tipo y cantidad de postería para la localidad de Inírida.
b) Para la localidad de Barrancominas la cantidad total de postería no corresponde a la suma de los diferentes tipos de postería con que cuenta para esta localidad.
2. Con respecto a la información enviada en respuesta al numeral 2 en la cual se remite la información relacionada a la cantidad de transformadores de distribución por capacidad nominal en kVA con que cuenta cada una de las localidades que pertenecen a su mercado relevante, la empresa no remite ninguna información para las siguientes cuarenta y cuatro (44) localidades: Amanaven, Caranacoa, Bacharo, Baquiro, Berrocal, Buena Vista, Caño Colorado, Cacahual, Coayare, Danta, Danto, Garza Morichal, Galilea, Laguna Matraca, Laguna Mure, Laguna Niñal, Loma Baja, Matraca, Puerto Colombia, Piedra Alta, Remanso, Santa Rita, Sejal, Tabaquen, Tonina, Venado, Yury, Zamuro, Zancudo, Laguna Cumaral, Sejalito, Mapiripana, Laguna Colorada Alta, Laguna Colorada Baja, La Unión, Arrecifal, Pueblo Nuevo, Puerto Esperanza, Carrizal, Barranco Tigre, Morocoto, San Juan Río Atabapo, Rincón Vitina y Pana Pana. De manera atenta le solicitamos que remita esta información a la CREG para continuar con el análisis de su solicitud.
3. Con respecto a la información enviada en respuesta al numeral 5 en la cual se remite los gastos de AOM año 2009 para la actividad de distribución de energía en que incurre la empresa:
a) ¿El costo de mantenimiento de $ 5.961.885,84 indicado en la cuenta 75400702 corresponde al mantenimiento de redes de alumbrado público en la localidad de Inírida?
b) En la tabla de costos de mantenimiento de redes año 2009, solo se indican costos relacionados con las localidades de Inírida, Barrancominas y Chorrobocón. No se relacionan costos de mantenimiento de redes para las demás localidades que conforman su mercado relevante. Aclarar esta situación.
c) De la tabla enviada por la empresa “Total costos y gastos áreas de administración, comercialización y redes año 2009”, discriminar por cuentas los gastos de administración correspondiente a la actividad de distribución, que soporte el valor correspondiente a los $ 326.445.239,78 indicado por la empresa como gastos de administración en la actividad de distribución.
Mediante radicado CREG E-2011-008079, la empresa dio alcance a la comunicación CREG E-2011-007053 del 26 de julio de 2011, en los siguientes términos:
Por medio de la presente y dando alcance al comunicado EEG 203 enviado el 22 de julio de 2011, radicado S-2011-0004, donde han solicitado información acerca del nivel de tensión, km de red, tipo de conductor, configuración de red, tipo de postería, cantidad de postería, además la cantidad de transformadores por capacidad nominal (kVA) la cual fue remitida por la empresa de acuerdo con el consecutivo anteriormente señalado, nos permitimos relacionar nuevamente esta información puesto que no se incluyeron por error la postería ubicada en Inírida, así como algunos ajustes de la cantidad de transformadores de esta y otras localidades, con el fin que se tenga en cuenta dentro de los trámites que la comisión adelanta respecto a la posibilidad de aprobar los cargos solicitados por la empresa. (...)”.
Posteriormente, mediante radicado CREG E-2011-008417 del 6 de septiembre de 2011, la empresa dio respuesta a las aclaraciones solicitadas por la comisión en el oficio S-2011-003789 del 26 de agosto de 2011:
1. Respecto al punto 1, incisos a y b anexo los respectivos cuadros con la información corregida.
2. Referente al punto 2, donde se requiere información de transformadores de algunas localidades me permito informarle que las unidades que se encuentran en estas localidades no cuenta con red de media tensión y sí en baja tensión, por lo tanto no cuentan con transformadores de elevación ni de distribución.
3. Con respecto al punto 3, inciso a, el valor $5´961.885 indicado en la cuenta 75400702, corresponde al costo de mantenimiento de alumbrado público de la localidad de Inírida a diciembre 31 de 2009.
Con respecto al inciso C, del punto 3 me permito informarle:
De acuerdo con los saldos contables a diciembre de 2009, se tomó los costos de la actividad de comercialización que a esa fecha eran de $ 66´791.308, los cuales incluían pagos de personal, prestaciones, parafiscales, etc., procedimiento que se aplicó para establecer los costos de la actividad de distribución, la cual ascendía a $ 100´915.901, luego se procede a calcular la variación porcentual entre las dos actividades, calculando un porcentaje para comercialización de 39,83% y distribución 60,17% los cuales fueron aplicados al total de gastos de administración ($ 542´503.406,42).
Total Distribución =
($ 542´503.406,42 x 60.17%) = $ 326.445.239,78 AOM (administración).
($ 542´503.406,42 x 60.17%) + (100´915.901+55´765.641) = $ 483´126.782,22 (componente AOM distribución).
Con respecto al literal b del numeral 3, le manifiesto que no se indican costos de mantenimiento de redes de localidades diferentes a Inírida, Barrancominas y Chorrobocón, por cuanto estas obras se manejan en una cuenta llamada depósitos recibidos de terceros (subsidios menores tarifas) de la cual se toma lo necesario para la operación, mantenimiento y demás costos, pero sin desagregarlos en el PUC, vale la pena aclarar que para las solicitudes de estas localidades a parte de Barrancominas, Inírida y Chorrobocón, se tomó como base los costos establecidos por la CREG 91 de 2007 (comercialización y distribución), a excepción de los costos regulados por transportes fluvial, generando un ponderado para distribución y comercialización de todo el mercado.
La información suministrada por la empresa para justificar el cargo de distribución se encuentra en el expediente tarifario 2011-0004.
De acuerdo con el documento CREG 75 de 2007, la metodología utilizada en la Resolución CREG 91 de 2007 para determinar la configuración económica de un circuito con topología dada consiste en evaluar el desempeño de cada una de las posibles configuraciones, en términos de costos unitarios, incluyendo inversión y pérdidas.
El modelo de optimización consiste en minimizar el costo combinado de inversión y pérdidas, variando el calibre del conductor, la configuración y el transformador. El costo de inversión en red de baja tensión reconoce el valor de reposición a nuevo de los principales elementos que posee un sistema de distribución de nivel 1: conductores, postes, estructuras y transformadores.
La metodología estableció tres grupos con topologías económicamente eficientes en configuraciones con redes monofásicas y trifásicas, cada uno con un cargo de distribución que incluye costo por inversión, gastos de AOM y pérdidas. Dado que la distribución de los diferentes tipos de circuitos es simétrica, se realizó un promedio ponderado de los costos de los tres grupos, de tal forma que se obtuviera un solo valor para el costo eficiente de la actividad de distribución en el nivel de tensión 1.
La empresa presenta en su sistema de distribución redes media y baja tensión con calibres de conductor de 4, 2, 1/0, 2/0; postes de madera y concreto de 8 y 12 m; y transformadores de distribución con capacidades de 10, 15, 25, 30, 37,5, 45, 75, 112,5, 150, 300 y 400 kVA.
Ahora bien, ya que la metodología de la Resolución CREG 91 de 2007 estableció tres grupos para la determinación de los costos eficientes de distribución de nivel 1, el cuadro 8 muestra las redes existentes de la empresa teniendo como criterio las configuraciones definidas en la metodología.
Clasificación redes empresa configuración eficiente
Grupo Capacidad Transformador Nº de Transfor Redes monofásicas con calibre 1/0 Redes bifásicas con calibre 1/0 Redes bifásicas con calibre Nº 2 Redes trifásicas con calibre 1/0 Redes trifásicas con calibre 2/0
1 10 KVA 7 x
2 25 kva 3 x x
3 30 KVA 16 x
45 KVA 37 x x
75 KVA 45 x x
4* 112.5 KVA 9 x x
150 KVA 5 x
* Configuración distinta a las definidas en la metodología.
Tal como se observa en el cuadro 8, el sistema de la empresa cuenta con 122 circuitos, clasificados así: 7 del grupo 1, 3 para el grupo 2 y 98 para el grupo 3. De los circuitos de la empresa, 14 tienen características distintas a las de los grupos 1, 2 y 3, ya que corresponden a circuitos con potencia nominal de transformador y calibres de conductor mayores a los inicialmente establecidos en la metodología, razón por la cual fueron clasificados en un grupo denominado grupo 4 para los efectos de esta resolución. Así, será necesario calcular el costo de la infraestructura de los circuitos del grupo 4, para considerarlo en el cálculo del promedio ponderado de los costos de la infraestructura.
Teniendo en cuenta las dos configuraciones presentadas en el grupo 4, correspondientes a circuitos trifásicos con calibres de conductor 2/0 y transformadores de distribución de 112,5 y 150 kVA, se establece la valoración de cada infraestructura, así:
minCInversión + CPérdidas
CInversión = CInvcable + CInvestructuras + CInvtrafo
CPérdidas = CPerdcable + CPerdtrafo
CInvcable (configuración, tipo cable)
CInvestructuras (configuración, tipo cable)
CInvtrafo (configuración, capacidad trafo)
CPerdcable (I2Z, V2 /Z)
CPerdtrafo (Pc; Pv)
El cuadro 9 muestra la valoración de cada configuración del grupo 4, cuantificando las topologías económicamente eficientes, incluyendo el costo eficiente con un AOM del 4% sobre el costo de inversión.
Costo de inversión del grupo 4
Descripción Configuración
Potencia trafo (KVA) 112.5 150
Tipo conductor 2/0 2/0
Pérdidas conductor (W) 203,5 203,5
Pérdidas energía conductor (kWh/año) 1.782,7 1.782,7
Pérdidas trafo (W) 1.135 1.430
Pérdidas energía trafo (kWh/año) 9.942,6 12.526,8
Energía perdida (kWh/año) 11.725,3 14.309,5
Costo conductor ($) 17.054.682 17.054.682
Costo estructura ($) 4.371.299 4.371.299
Costo trafo ($) 8.584.294 10.819.325
Costo poste ($) 28.417.129 28.417.129
Costo total inversión ($) 58.427.404 60.662.434
Costo inversión anual ($) 9.174.654 9.525.614
Costo pérdidas energía anual ($) 11.725.260 14.309.460
Costo total anual ($) 20.899.914 23.835.074
Costo unitario ($/kWh) 194,92 222,30
Cargo inversión ($/kWh) 85,57 88,84
Cargo Inversión + AOM ($/kWh) 99,26 103,05
Valores en pesos de diciembre de 2006.
Para el costo medio eficiente del grupo 4 se tiene en cuenta la minimización de costos de las configuraciones que lo conforman, por lo que el costo para este grupo corresponde a $ 99,26/kWh (pesos de diciembre de 2006).
Tomando la información anterior y haciendo uso de la metodología de costos eficientes de distribución de nivel 1 utilizada en las Resoluciones CREG 91 de 2007 y 57 de 2009, el costo eficiente de la actividad de distribución para cada uno de los grupos, incluyendo un AOM del 4% sobre el costo de inversión es el relacionado en el cuadro 10.
Costo total eficiente por grupo del nivel de tensión 1
Grupo Cargo distribución ($/kWh)
2 81,64
3 85,91
4 99,26
Conforme a lo establecido en la metodología, para obtener el costo eficiente de la actividad de distribución de la empresa, se calcula el costo promedio ponderado por el número de circuitos de cada grupo. De esta manera, y conforme a la información suministrada por la empresa, el costo total eficiente que incluye inversión y AOM es el presentado en el cuadro 11:
Costo total eficiente nivel de tensión 1
Grupo Número de circuitos Cargo distribución ($/kWh)
G1 7 83,69
G2 3 81,64
G3 98 85,91
G4 14 99,26
Costo total eficiente 87,21
Se tiene que el cargo máximo aplicable por la Empresa para la actividad de distribución en el nivel de tensión 1 es de $ 87,21/kWh (pesos de diciembre de 2006), discriminado en la componente que remunera las inversiones y la que remunera los gastos de AOM de la siguiente manera (cuadro 12):
Componente inversión y AOM cargo distribución
Nivel de tensión Componente inversión ($/kWh) Componente de AOM ($/kWh) Total ($/kWh)
1 74,67 12,54 87,21
De esta forma, se tiene que el cargo de distribución para el nivel de tensión 1 establecido en la Resolución CREG 91 de 2007 y modificado por la Resolución CREG 57 de 2009, debe ser ajustado para el mercado relevante de la empresa.
7.3.3. Cargo de comercialización.
El artículo 37 de la Resolución CREG 91 de 2007 estableció un cargo máximo base de comercialización de $ 3.834 por factura (pesos de diciembre de 2006). La Empresa solicitó la revisión del costo base de comercialización por cuanto los costos reales en que incurre son mayores a los reconocidos en la resolución en mención.
La Empresa, mediante comunicación con radicado CREG E-2010-012248 del 27 de diciembre de 2010, solicitó inicialmente la aprobación de un cargo de comercialización de $ 6.884,36 por factura (pesos de diciembre de 2009). Posteriormente dio alcance a su solicitud inicial, mediante radicado CREG E-2011-003298 del 1º de abril de 2011, en el que ajustó el valor del cargo solicitado a $ 7.543,17 por factura (pesos de diciembre de 2009) y presentó la información indicada en el cuadro 13.
Solicitud de cargo comercialización
Emelce S.A. ESP
Localidad Número de facturas Cargo de comercialización
Inírida 3,398 9,282
Barrancominas 224 6,013
Chorro Bocón 105 4,491
Amanaven 55 4,491
Caranacoa 59 4,491
Bachaco 18 4,491
Baquiro 22 4,491
Berrocal 22 4,491
Buena Vista 9 4,491
Caño Colorado 22 4,491
Cacahual 33 4,491
Chaquita 44 4,491
Coayare 79 4,491
Danta 33 4,491
Danto 11 4,491
Garza Morichal 50 4,491
Galilea 38 4,491
La Ceiba 28 4,491
Laguna Matraca 25 4,491
Laguna Mure 30 4,491
Laguna Niñal 15 4,491
Loma Baja 24 4,491
Matraca 24 4,491
Puerto Colombia 48 4,491
Piedra Alta 19 4,491
Remanso 48 4,491
San Felipe 62 4,491
San Jose 59 4,491
Santa Rita 12 4,491
Sejal 20 4,491
Tabaquen 26 4,491
Tonina 19 4,491
Venado 55 4,491
Yury 80 4,491
Zamuro 14 4,491
Zancudo 42 4,491
Laguna Cumaral 18 4,491
Loma Alta 26 4,491
Sejalito 20 4,491
Mapiripana 60 4,491
Laguna Colorada Alta 136 4,491
Laguna Colorada Baja 28 4,491
La Unión 39 4,491
Arrecifal 15 4,491
Pueblo Nuevo 104 4,491
Puerto Esperanza 26 4,491
Carrizal 26 4,491
Barranco Tigre 22 4,491
Morocoto 21 4,491
Pana Pana 32 4,491
Cargo de Comercialización 4,491 $/Factura Res. CREG 091/07
Cargo de Comercialización 7543.17 $/Factura
Valores en pesos de diciembre de 2009
De acuerdo con la información aportada por la empresa, el cargo de comercialización presentado para Inírida y Barrancominas fue calculado con base en los gastos de administración, personal, muebles y equipos en que incurre la Empresa al desarrollar la actividad de comercialización en esas dos localidades. En el Cuadro número 14 se detallan los costos de comercialización presentados para Inírida y Barrancominas.
Costos de comercialización en Inírida y Barrancominas
Conceptos Inírida Barranco
Gastos de administración 566,152,181 15,108,288
Personal distribución 62,669,210 44,159,482
Personal comercialización 58,482,912
Facturas expedidas promedio 2010 37,378 2,464
Gastos comercialización 346,928,548 14,816,943
Cargo de comercialización $/factura 9281.62 6013.37
Valores en pesos de diciembre de 2009.
Para las demás localidades que hacen parte del mercado relevante, el cargo de comercialización presentado por la empresa corresponde al establecido en la Resolución CREG 91 de 2007.
Una vez revisada la información presentada por la empresa en su solicitud y dado que la regulación reconoce costos eficientes, la comisión, mediante oficio S-2011-001756 del 20 de abril de 2011, solicitó a la empresa información sobre los costos de la actividad de comercialización, tal y como se expone en la sección 4 de esta resolución. En respuesta al oficio en mención, la empresa, mediante comunicaciones con radicados CREG E-2011-004509 y E-2011-004766 de mayo de 2011, indicó lo siguiente:
3. Adjunto al presente tablas con la información solicitada sobre las actividades de comercialización y costo de personal.
Costo Concepto Valor
Oficina Valor arrendamiento mensual 900,000.00
Computadores Valor depreciación mensual 1,082,246.00
Impresoras Valor depreciación mensual 99,293.00
Servicios públicos Valor pagado mensual 1,111,000.00
Facturas preimpresas Valor facturas del mes 337,500.00
Toner para impresión Consumo toner impresión factura 359,600.00
Papelería Valor del consumo mensual 2,900,860.00
Licencia software Valor mensual 500,000.00
Total 7,290,499.00
Cargos Cantidad Valor $/mes
Gerente general 1 $ 4,394,879
Jefe control interno 1 $ 2,212,617
Tesorero 1 $ 2,212,617
Jefe de comercialización 1 $ 1,829,394
Jefe de redes y generación 1 $ 1,829,394
Almacenista 1 $ 1,194,077
Auxiliar tesorería 1 $ 1,102,815
Secretaria ejecutiva 1 $ 1,102,815
Auxiliar facturación 3 $ 2,781,396
Técnicos de redes y generación 2 $ 2,388,154
Auxiliar redes y generación 1 $ 927,132
Servicios generales 1 $ 625,590
Servicios varios (mensajería, celaduría) 2 $ 1,551,180
Auxiliar generación 1 $ 625,590
Asesor jurídico 1 $ 1,500,000
Contador 1 $ 1,500,000
Revisor fiscal 1 $ 1,830,390
De la revisión de la información presentada por la empresa en el cuadro 13 se observó que la empresa no utilizó la actualización del cargo con el IPC correspondiente. Por lo anterior, se realizó el respectivo ajuste y se calculó, por parte de la comisión, el costo anual para la actividad de comercialización con base en el número de facturas y el cargo de comercialización por localidad. En el cuadro 15 se indica el costo anual para la actividad de comercialización.
Costo anual de la actividad de comercialización
Localidad Número de facturas Cargo de comercialización Gasto anual $ dic. 2009
Inírida 3,398 9,282 378,467,507
Barrancominas 224 6,013 16,163,937
Chorro Bocón 105 4,447 5,603,444
Amanaven 55 4,447 2,935,138
Caranacoa 59 4,447 3,148,602
Bachaco 18 4,447 960,590
Baquiro 22 4,447 1,174,055
Berrocal 22 4,447 1,174,055
Buena Vista 9 4,447 480,295
Caño Colorado 22 4,447 1,174,055
Cacahual 33 4,447 1,761,083
Chaquita 44 4,447 2,348,110
Coayare 79 4,447 4,215,925
Danta 33 4,447 1,761,083
Danto 11 4,447 587,028
Garza Morichal 50 4,447 2,668,307
Galilea 38 4,447 2,027,913
La Ceiba 28 4,447 1,494,252
Laguna Matraca 25 4,447 1,334,153
Laguna Mure 30 4,447 1,600,984
Laguna Niñal 15 4,447 800,492
Loma Baja 24 4,447 1,280,787
Matraca 24 4,447 1,280,787
Puerto Colombia 48 4,447 2,561,575
Piedra Alta 19 4,447 1,013,957
Remanso 48 4,447 2,561,575
San Felipe 62 4,447 3,308,700
San José 59 4,447 3,148,602
Santa Rita 12 4,447 640,394
Sejal 20 4,447 1,067,323
Tabaquen 26 4,447 1,387,520
Tonina 19 4,447 1,013,957
Venado 55 4,447 2,935,138
Yury 80 4,447 4,269,291
Zamuro 14 4,447 747,126
Zancudo 42 4,447 2,241,378
Laguna Cumaral 18 4,447 960,590
Loma Alta 26 4,447 1,387,520
Sejalito 20 4,447 1,067,323
Mapiripana 60 4,447 3,201,968
Laguna Colorada Alta 136 4,447 7,257,795
Laguna Colorada Baja 28 4,447 1,494,252
La Unión 39 4,447 2,081,279
Arrecifal 15 4,447 800,492
Pueblo Nuevo 104 4,447 5,550,078
Puerto Esperanza 26 4,447 1,387,520
Carrizal 26 4,447 1,387,520
Barranco Tigre 22 4,447 1,174,055
Morocoto 21 4,447 1,120,689
Pana Pana 32 4,447 1,707,716
TOTAL 491,917,912
Tal como se observa en el anterior cuadro, según la información reportada por la empresa, la misma incurre en un costo anual de $ 491.917.912 (pesos de diciembre de 2009) para desarrollar la actividad de comercialización.
De otro lado, a partir de la información suministrada por la empresa mediante comunicación con radicado CREG E-2011-004766 respecto a los costos de infraestructura y complementarios y los costos de personal en que incurre, y considerando los rubros de la metodología de empresa eficiente establecida en la Resolución CREG 91 de 2007, se puede concluir que para la empresa el valor agregado de dichos rubros es de $ 192.171.609 (pesos de diciembre de 2009), tal como se presenta en el cuadro 16.
Rubros del modelo de empresa eficiente
Costo de infraestructura y complementarios $
Descripción Unidad Valor mes Valor anual
Oficina $/mes 900,000 10,800,000
Computador $/mes 1,082,246 12,986,952
Impresora $/mes 99,293 1,191,516
Servicios públicos $/mes 1,111,000 13,332,000
Preimpresos facturas $/factura 337,500 744
Cintas de impresión $/factura 359,600 793
Papelería $/factura 2,900,860 6,393
Licencia $/mes 500,000 6,000,000
Total 44,318,397
Gerente 1 $ 4,394,879
Total $/mes $ 12,321,101
Total $/año $ 147,853,212
Personal 147,853,212
Infraestructura y complementarios 44,318,397
Total 192,171,609
Esta cifra contrasta con el costo eficiente de $ 119.544.585 (pesos de diciembre de 2009) arrojado por el modelo de empresa eficiente. Adicionalmente, se observa una diferencia de $ 299.746.302 (pesos de diciembre de 2009) entre el costo anual declarado por la Empresa y el establecido a partir de los rubros del modelo de empresa eficiente. Por lo anterior, la Comisión, mediante oficio S-2011-003419 del 22 de junio de 2011, solicitó a la Empresa la aclaración citada en la sección 4 de esta resolución.
La Empresa, en respuesta al oficio anterior, indicó lo siguiente mediante comunicación con radicado CREG E-2011-008030 del 23 de agosto de 2011:
2. En caso de que la comisión apruebe el cargo de comercialización solicitado. para este mercado, los gastos de comercialización serán de $ 491.917.12 aproximadamente, con base en un cargo de 7.543 $/factura.
Hacemos aclaración que debido a fallas en la interpretación por parte de nuestra empresa de la información solicitada por la CREG a través del oficio con radicado CREG S-2011-001756 del mes de abril, los gastos de personal que se incluyeron solo correspondían al mes de diciembre de 2009, y no adjuntaban otros factores prestacionales y aportes parafiscales que la empresa incurrió en el periodo respectivo, relacionamos a continuación de forma corregida la totalidad de los costos del personal a diciembre de 2009, igualmente no se incluyeron todos los costos en que incurre la empresa para desarrollar la actividad de comercialización, por cuanto la comisión relacionó algunos rubros considerando una empresa para una localidad menor y no para atender un municipio. En nuestra solicitud inicial, Emelce, reportó los gastos para las actividades de distribución y comercialización de la cabecera municipal de Inírida y las localidades de Chorrobocón y Barrancominas, soportados en los estados de resultados de los meses de enero a noviembre de 2010. Archivo en Excel.
Como se puede observar en las hojas “Resumen” y “Cálculo-cargos” de dicho archivo, el cargo de comercialización para Inírida es de $ 9.282 $/factura y de $6.013 $/factura para Barrancominas. Tomando el cargo de comercialización de la Resolución CREG 91 de 2007 para las demás localidades, el ponderado del cargo de comercialización sería de 7.543,17 $/factura.
En consecuencia, no puede hacerse la comparación con gastos parciales de la cabecera de Inírida, con gastos de un mercado relevante de 49 localidades más.
Para hacer la comprobación de los gastos en que incurre Emelce, primero se debe realizar el ejercicio de comprobar los gastos de Inírida, tomando el cargo de 9282 $/factura y multiplicar por los usuarios de Inírida, para encontrar que al año los gastos de comercialización son de $ 378 millones aproximadamente. Luego realizar el ejercicio para las localidades de Barrancominas y Chorrobocón, y por último de las demás localidades menores. Anexamos los estados de resultados del año 2010 para Inírida, Barrancominas y Chorrobocón.
Planta de personal Emelce S.A. ESP. Mes de diciembre 2009
Nº Car. Cargos Cantidad Valor$/mes
1 Gerente general 1 5,717,736.28
2 Jefe control interno 1 3,063,442.95
3 Secretaria ejecutiva 1 1,531,719.84
4 Servicios generales 1 817,581.78
5 Tesorero 1 3,063,442.95
6 Auxiliar tesorería (Rec.) 1 1,531,719.84
7 Almacenista 1 1,659,365.61
8 Jefe de comercialización 1 2,541,825.77
9 Auxiliar facturación 2 2,552,866.40
10 Jefe de redes 1 2,541,825.77
11 Técnico de redes 1 1,659,365.61
12 Auxiliar de redes 1 1,276,233.20
13 Oficios varios 2 1,635,163.56
14 Auxiliar admitivo(sic) 1 1,825,302.17
15 Técnico redes 1 1,825,302.17
16 Operador planta eléctrica 1 812,676,29
17 Asesor jurídico 1,700,000.00
18 Contador 1,700,000.00
19 Revisor fiscal 1,830,390.00
Total gastos de funcionamiento 38,864,934.53
Con base en la información anterior, los costos de personal en que incurre la Empresa son de $ 184.891.095 (pesos de diciembre de 2009). En el cuadro 17 se listan dichos costos.
Gerente 1 $ 5,717,736
Tesorero 1 $ 3,063,443
Jefe de comercialización 1 $ 2,541,826
Secretaria ejecutiva 1 $ 1,531,720
Auxiliar facturación 3 $ 2,552,866
Total $/mes $ 15,407,591
Total $/año $ 184,891,095
Así, teniendo en cuenta los rubros del modelo de empresa eficiente establecido en la Resolución CREG 91 de 2007, el costo anual de la actividad de comercialización de la Empresa es de $ 229.209,492 (pesos de diciembre de 2009), tal como se resumen en el cuadro 18.
Infraestructura y complementarios $ 44,318,397
Personal $ 184,891,095
Total $ 229,209,492
Así, de los $ 491.917.912 (pesos de diciembre de 2009) en que incurre la Empresa como costo anual en la actividad de comercialización, explica $ 229.209.492 (pesos de diciembre de 2009). Este valor es superior al costo determinado con fundamento en el modelo de empresa eficiente, como se expone en el cuadro 19. Los $ 262.708.420 (pesos de diciembre de 2009) restantes no están explicados por la empresa, por lo que la comisión no tiene cómo evaluar la eficiencia de dichos costos.
Comparación de costos con metodología de empresa eficiente
Costos Empresa eficiente Resolución CREG 91 de 2007 Empresa
Personal $ 110,958,168 $ 184,891,095
Infraestructura y complementarios $ 8,586,417 $ 44,318,397
Total $ 119,544,585 $ 229,209,492
De esta manera, dado que la empresa incurre en costos mayores a los establecidos para una empresa eficiente y que además no soporta unos gastos de comercialización para la evaluación eficiente de dichos costos, la comisión considera no modificar el cargo máximo base de comercialización a la empresa.
7.4. El mutuo acuerdo por asuntos tributarios.
En la presente actuación la empresa solicita a la CREG la modificación de la fórmula tarifaria aplicable a su mercado relevante, ya que la alcaldía del municipio de Inírida:
“ha requerido a nuestra entidad el pago de valores no declarados por concepto de Impuesto (SIC) de Industria (SIC) y comercio, haciéndolo retroactivo al año 2008, y tomando como base la totalidad de los ingresos de nuestra empresa, esto es incluido lo recibido por concepto de subsidios por menores tarifas.
En este orden de ideas, y teniendo en cuenta que la liquidación del mencionado impuesto municipal la venía realizando nuestra empresa únicamente sobre el recaudo efectivo a los usuarios, sin tener en cuenta los subsidios percibidos, se presenta un desfase del uno por ciento (1%), que debería asumir la empresa sin consideración a los ingresos reales por la prestación del servicio.
Ello conlleva a que las cargas reales en que incurramos para prestar el servicio sean aún mayores que los solicitados en la petición que dio origen al expediente de la referencia.
Téngase como demás fundamentos facticos los establecidos en la petición inicial”.
Sea lo primero aclarar que las cargas tributarias en principio no constituyen un elemento extraordinario que justifique la modificación de la fórmula tarifaria. Se debe recordar que estas cargas provienen del poder impositivo del Estado, el cual se ejerce sobre los ciudadanos sin más restricciones que las consagradas por el ordenamiento jurídico. Así las cosas, si una entidad pública establece un tributo estando facultada para ello o cobra los valores correspondientes a su aplicación, no se está ante un hecho ajeno que amerite la voluntad del regulador para modificar la fórmula tarifaria.
Diferente situación se presenta cuando se trata de un hecho que reúne las características de un caso fortuito o una fuerza mayor, que ponga en riesgo la capacidad financiera de la empresa, y por ende la prestación del servicio.
En el presente caso, se trata del cobro de un tributo ya conocido por parte de la empresa, por lo cual no es una carga extraordinaria o ajena, se trata de un gravamen cierto y anterior, que ya se ha cobrado en anteriores ocasiones.
Así las cosas, si durante la vigencia de un tributo hay discrepancia en alguno de sus elementos entre la administración y el sujeto pasivo (en este caso la empresa) no le corresponde al regulador solucionar este conflicto modificando la fórmula tarifaria en beneficio de la empresa. Esto implicaría un desconocimiento de los criterios fijados por la Ley 142 de 1994 para la expedición de las fórmulas tarifarias.
Se debe tener en cuenta que la prestación de un servicio público domiciliario es un negocio que, si bien se sujeta a la regulación del Estado, como cualquier otra actividad mercantil se encuentra subordinada a la imposición y cobro de tributos.
Vale decir que los tributos se comportan de manera similar a cualquier otro gasto: si aumentan, la empresa que presta el servicio ve reducida su ganancia e incluso puede incurrir en pérdidas, pero si disminuyen la empresa verá aumentar sus ganancias.
Por las consideraciones anteriores, la CREG no accede a la solicitud de la Empresa en lo relacionado con la modificación del cargo máximo de comercialización para el mercado relevante conformado por la cabecera municipal de Inírida y las localidades menores del departamento del Guainía.
7.5. Aplicación de los criterios de procedibilidad del mutuo acuerdo.
Analizada la solicitud de la empresa desde un punto de vista técnico, corresponde a la comisión aplicar los criterios de procedibilidad del mutuo acuerdo expuestos con anterioridad en la presente resolución.
El primer criterio establece que la modificación de los cargos cumpliría con los fines establecidos en las normas superiores. En la presente actuación el reconocimiento de costos eficiente se traduce en una garantía para la prestación del servicio público domiciliario de energía eléctrica y por lo tanto mayor satisfacción de necesidades para la población, dándose cumplimiento a los mandatos de las normas superiores, que ordenan al Estado asegurar la prestación continua y eficiente del servicio público domiciliario de energía eléctrica.
El segundo criterio establece que la modificación de los cargos no perjudicaría a los usuarios del mercado relevante. En la presente modificación no se perjudica a los usuarios del mercado relevante porque la comisión se limita a reconocer costos eficientes que son los autorizados legalmente, como asumibles por parte de los usuarios.
El tercer criterio ordena que la modificación de cargos beneficie a los usuarios del mercado relevante. En el presente caso la modificación de cargos pretende el reconocimiento de costos eficientes para la empresa, con lo cual se da seguridad financiera, dándole una garantía en la continuidad y certeza en la prestación del servicio para los usuarios.
Finalmente, el cuarto criterio establece que la modificación de los cargos aprobados para el mercado relevante cumple con los criterios del régimen tarifario establecidos en la Ley 142 de 1994. En la presente resolución, la CREG ha demostrado el cumplimiento del régimen tarifario dado en la Ley 142 de 1994.
En sesión 514, llevada a cabo los días 7 y 8 de marzo de 2012, la Comisión de Regulación de Energía y Gas analizó la solicitud de modificación por mutuo acuerdo de la Resolución CREG 91 de 2007, efectuada por la Empresa de Energía del Guainía La Ceiba S.A. ESP.
ART. 1º—A partir de la vigencia de la presente resolución, el costo del transporte fluvial desde la cabecera municipal de Inírida hasta las localidades del mercado relevante de comercialización de la Empresa de Energía del Guainía La Ceiba S.A. ESP será de hasta $ 1.874.52/galón (pesos de diciembre de 2006).
ART. 2º—A partir de la vigencia de la presente resolución, el cargo de distribución de nivel de tensión 1 aplicable por la Empresa de Energía del Guainía La Ceiba S.A. ESP en su mercado relevante de comercialización, será de $ 87,21/kWh (pesos de diciembre de 2006), desagregado de la siguiente manera:
ART. 3º—No acceder a la solicitud de la Empresa de Energía del Guainía La Ceiba S.A. ESP en lo relacionado con la modificación del cargo máximo de comercialización aplicable en su mercado relevante de comercialización.
ART. 4º—La presente resolución deberá notificarse a la Empresa de Energía del Guainía La Ceiba S.A. ESP y publicarse en el Diario Oficial. Contra las disposiciones contenidas en esta resolución procede el recurso de reposición, el cual podrá interponerse ante la dirección ejecutiva de la CREG dentro de los cinco (5) días hábiles siguientes a la fecha de su notificación.
(1) En el mismo sentido se pueden consultar la Resolución CREG 62 de 2010.
(2) Resolución CREG 65 de 2004.
(3) Resolución CREG 124 de 2011.
(4) Sentencia C-150 de 2003, M.P. Manuel José Cepeda Espinosa.
(5) Sentencia C-389 de 2002, M.P. Clara Inés Vargas Hernández.
(6) Ley 142 de 1994, artículo 13.
(7) En el mismo sentido consultar la Resolución CREG 62 de 2010.
(8) Criterios determinados en la Resolución CREG 124 de 2011.

References: RESOLUCIÓN 

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 artículo 29
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 artículo 15
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 artículo 126
 artículo 126
 artículo 124
 artículo 126
 artículo 126
 artículo 1
 artículo 3
 artículo 4
 artículo 23
 artículo 87
 artículo 44
 artículo 87
 artículo 365
 artículo 87
 artículo 44
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