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Timestamp: 2019-03-26 19:04:18
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Matched Legal Cases: ['artículo 23', 'artículo 9', 'artículo 146', 'artículo 146', 'artículo 137', 'artículo 136', 'artículo 139', 'artículo 43', 'artículo 81', 'artículo 137', 'artículo 137', 'artículo 79', 'artículo 137']

﻿ RESOLUCIÓN 89 DE 1999
RESOLUCIÓN 89 DE 22 DE DICIEMBRE DE 1999
CONTENIDO:ENTIDADES DEL SECTOR ELÉCTRICO. SE DICTAN NORMAS RELACIONADAS CON EL PERÍODO DE TRANSICIÓN DE QUE TRATA EL REGLAMENTO DE DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA, ADOPTADO MEDIANTE RESOLUCIONES 70 DE 1998 Y 25 DE 1999.
RESOLUCIÓN 89 DE 1999
“Por la cual se dictan normas relacionadas con el período de transición de que trata el Reglamento de Distribución de Energía Eléctrica (Res. CREG 070/98 y 025/99), y se complementan algunas disposiciones de esas resoluciones”.
Que, de conformidad con el artículo 23, literal i), de la Ley 143 de 1994, corresponde a la Comisión de Regulación de Energía y Gas establecer el reglamento de operación para realizar el planeamiento y la coordinación de la operación del sistema interconectado nacional;
Que de acuerdo con lo dispuesto en el artículo 9º de la Ley 142 de 1994, los usuarios tienen derecho a 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;
Que de acuerdo con lo establecido en el artículo 146 de la Ley 142 de 1994, el consumo debe ser el elemento principal del precio que se cobre al suscriptor o usuario;
Que el mismo artículo 146 de la Ley 142 de 1994 señala que la falta de medición del consumo, por acción u omisión de la empresa, le hará perder el derecho a recibir el precio;
Que la comisión, mediante la resoluciones CREG-70 de 1998 y 25 de 1999 adoptó el reglamento de distribución de energía eléctrica, el cual contiene las normas sobre la calidad en la prestación del servicio de distribución de electricidad;
Que mediante la Resolución CREG-70 de 1998, modificada por la Resolución CREG-25 de 1999, se estableció un período de transición para la aplicación de los indicadores de calidad allí previstos, y en el numeral 6.3.5 del anexo general se dispuso que antes del 31 de diciembre de 1999, la CREG establecería los valores máximos admisibles de los indicadores DES y FES aplicables para el período de transición, para cada OR, con base en un estudio que se realizaría para tales efectos;
Que, adicionalmente, el numeral 6.3.5 del anexo general establece que como resultado de dicho estudio, se podrán establecer, para los años 2 y 3, esquemas de indicadores DES y FES por empresas y niveles de tensión, valores a compensar por niveles de tensión, metodologías de estimación de las compensaciones y revisar los valores máximos admisibles que se aplicarán para el tercer año, entre otros;
Que la Comisión de Regulación de Energía y Gas viene adelantando el estudio mencionado en el numeral 6.3.5 del anexo; y se considera pertinente considerar sus resultados, en las tareas que han finalizado completamente, dentro de las disposiciones relacionadas con la calidad del servicio de energía eléctrica;
Que el artículo 137 de la Ley 142 de 1994, establece las reparaciones a que tiene derecho el suscriptor o usuario, cuando se presente una falla en la prestación del servicio;
Que de acuerdo con el artículo 136 de la Ley 142 de 1994, es obligación de la empresa la prestación continua y de buena calidad del servicio público;
Que para hacer operativos los criterios de calidad definidos en las resoluciones CREG-70 de 1998 y 25 de 1999, y con el fin de hacer efectivo el derecho que tienen los usuarios a la compensación por el incumplimiento de la obligación principal que tienen las empresas, de prestar en forma continua un servicio de buena calidad, se hace necesario establecer los mecanismos pertinentes para calcular los indicadores de calidad cuando los OR no cumplan con los requisitos de medición o de reporte de tales indicadores.
Que las empresas, de acuerdo con lo dispuesto en el artículo 139 de la Ley 142 de 1994, tienen derecho a realizar interrupciones en el servicio, para el mejoramiento del mismo;
Que estas interrupciones fueron tenidas en cuenta por la Comisión de Regulación de Energía y Gas dentro de los indicadores DES y FES que se determinan en esta resolución;
Que, por lo tanto, tales interrupciones deben ser realizadas dentro de aquellas permitidas en los indicadores propuestos en esta resolución;
Que el período de transición utilizado por la Comisión de Regulación de Energía y Gas se estableció como un mecanismo de lograr el equilibrio que debe existir entre el derecho del usuario a recibir un servicio en condiciones de calidad y confiabilidad;
Que la Comisión de Regulación de Energía y Gas determinó, a partir de la vigencia de la Resolución 70 de 1998, la obligación de los OR de establecer registradores en los puntos correspondientes, según se establece en el numeral 6.4 del anexo general de la resolución en mención;
Que la instalación de tales registradores es un mecanismo para hacer operativos los criterios de calidad y confiabilidad a los que hace referencia el literal n) de la Ley 143 de 1994;
Que de la misma manera, la Comisión de Regulación de Energía y Gas como mecanismo para hacer operativo el derecho de los usuarios, debe implementar incentivos económicos para evitar que las empresas no cumplan con los deberes que les establece la ley en esta materia, razón por la cual se fijan los indicadores por defecto;
Que los indicadores por defecto son garantía del principio de igualdad entre las empresas;
Que la Comisión de Regulación de Energía y Gas debe establecer los mecanismos que permitan el logro de los objetivos frente a la protección de los derechos de los usuarios, en caso que las empresas no hubieran dado cumplimiento a lo establecido en las resoluciones CREG-70 de 1998 y 25 de 1999;
Que el usuario tiene derecho a conocer las condiciones en las cuales se le presta el servicio al usuario;
Que la situación actual de las redes de distribución, ubicadas en la zona afectada por el terremoto ocurrido el pasado 25 de enero de 1999, amerita un tratamiento especial en relación con los indicadores de calidad;
Que mediante comunicación radicada en la CREG con el 7603 el día 15 de diciembre de 1999, el CNO se pronunció sobre los aspectos regulados en esta resolución,
ART. 1º—Modificar el numeral 6.3.1.1 del anexo general del reglamento de distribución de energía eléctrica adoptado mediante la Resolución CREG-70 de 1998, el cual quedará así:
“6.3.1.1. De acuerdo con la duración de la interrupción. Teniendo en cuenta la duración de las interrupciones, éstas se clasifican así:
• Interrupciones por racionamiento de emergencia o programadas del sistema eléctrico nacional debidas a insuficiencia en la generación nacional o por otros eventos en generación y en el STN, siempre y cuando así hayan sido definidas por el CND de acuerdo con la reglamentación de la CREG. El CND mantendrá disponible para los OR la información relacionada con los eventos citados anteriormente, con el fin de que los OR los excluyan del cálculo de los indicadores.
• Interrupciones debidas a las indisponibilidades permitidas de los activos de conexión al STN de conformidad con la reglamentación de la CREG vigente.
• Interrupciones con duración igual o inferior a tres (3) minutos.
• Suspensiones o cortes del servicio por incumplimiento del contrato de servicios públicos.
• Eventos programados de activos pertenecientes al nivel de tensión 4, debidas a trabajos de expansión.
• Indisponibilidades originadas en eventos de fuerza mayor. El OR afectado por el evento de fuerza mayor, deberá declarar oficialmente ante la SSPD la ocurrencia del mismo y será responsable por tal declaración. Así mismo, si se prevé que el evento tendrá una duración superior a los tres (3) días a partir de su ocurrencia, el OR tendrá que informar a los usuarios antes de transcurridos dos (2) días de la ocurrencia del evento, mediante publicación en un diario que circule en la zona afectada, o en su defecto, en otro medio de comunicación masivo disponible en la región o área afectada”.
ART. 2º—Modificar el numeral 6.3.2.1 del anexo general del reglamento de distribución de energía eléctrica adoptado mediante la Resolución CREG-70 de 1998 y modificado por la Resolución CREG-25 de 1999, el cual quedará así:
“6.3.2.1. Indicadores para el período de transición. Durante el período de transición establecido en el numeral 6.3.3, la calidad del servicio prestado se medirá al nivel de circuito con base en los siguientes indicadores:
a) Indicador de duración equivalente de las interrupciones del servicio, DES
a.1) Año 1 del período de transición. Es el tiempo total, medido sobre los últimos doce (12) meses, en que el servicio es interrumpido en un circuito. Los OR deben calcular el indicador DESc mensualmente para cada circuito, de acuerdo con la siguiente expresión:
DESc: Sumatoria del tiempo en horas de las interrupciones del servicio en un circuito, durante los últimos doce (12) meses.
i: Interrupción i-ésima.
t(i): Tiempo en horas de la interrupción i-ésima.
NTI: Número total de interrupciones que ocurrieron en el circuito durante los últimos doce (12) meses.
Los usuarios tendrán derecho a reclamar por los indicadores DES reales que ellos puedan contabilizar. En caso de controversia entre el OR y los usuarios, la carga de la prueba será a cargo del OR.
a.2) Años 2 y 3 del período de transición. Es el tiempo total, medido en cada uno de los trimestres de un año calendario, en que el servicio es interrumpido en un circuito. Los OR deben calcular el indicador DESc trimestralmente para cada circuito, de acuerdo con la siguiente expresión:
DESc: Sumatoria del tiempo en horas de las interrupciones del servicio en un circuito, durante los últimos tres (3) mes.
NTI: Número total de Interrupciones que ocurrieron en el circuito durante los últimos tres (3) meses.
b) Indicador de frecuencia equivalente de las interrupciones del servicio, FES
b.1) Año 1 del período de transición. Mide la confiabilidad de un STR y/o SDL como el número de interrupciones que presenta un circuito durante los últimos doce (12) meses. Los OR deben calcular el indicador FESc mensualmente para cada circuito, de acuerdo con la siguiente expresión:
FESc: Sumatoria del número de veces que el servicio es interrumpido en un circuito, durante los últimos doce (12) meses.
Las otras variables mantienen el mismo significado que en la expresión anterior.
Los usuarios tendrán derecho a reclamar por los indicadores FES reales que ellos puedan contabilizar. En caso de controversia entre el OR y los usuarios, la carga de la prueba será a cargo del OR.
b.2) Años 2 y 3 del período de transición. Mide la confiabilidad de un STR y/o SDL como el número de interrupciones que presenta un circuito en cada uno de los trimestres de un año calendario. Los OR deben calcular el indicador FESc trimestralmente para cada circuito, de acuerdo con la siguiente expresión:
FESc: Sumatoria del número de veces que el servicio es interrumpido en un circuito, durante los últimos tres (3) meses.
c) Indicadores de seguimiento de la calidad del servicio prestado
Los OR, para efectos estadísticos y de diagnóstico, realizarán un seguimiento de calidad media del servicio prestado por nivel de tensión, para los años 2 y 3 del período de transición, de acuerdo con las siguientes fórmulas:
DESn: Tiempo promedio por usuario, en horas, de las interrupciones del servicio en el nivel de tensión n, durante el último mes.
FESn: Frecuencia promedio por usuario, de las interrupciones del servicio en el nivel de tensión n, durante el último mes.
NT: Número total de interrupciones que ocurrieron en el nivel de tensión n, durante el último mes.
Ua(i): Número total de usuarios afectados por la interrupción i-ésima en el nivel de tensión n.
Un(i): Número total de usuarios en el nivel de tensión n, en el momento de la interrupción i-ésima.
d) Indicadores DESc y FESc por defecto.
Cuando el OR no calcule los indicadores establecidos en los literales a) y b) de este numeral o cuando el OR no realice los reportes establecidos en este reglamento relacionados con la calidad del servicio prestado, los indicadores DESc y FESc se calcularán mensualmente por defecto teniendo en cuenta las siguientes expresiones:
— El tiempo en horas de interrupción de cada circuito para cada mes del año 1999 será igual a la doceava parte de la meta establecida en el numeral 6.3.3.1 multiplicada por un factor de 1.6.
— El tiempo en horas de interrupción de cada circuito para cada mes del año 2000 será igual a la doceava parte de la meta establecida en el numeral 6.3.3.1 multiplicada por un factor de 3.2.
— El número de interrupciones de cada circuito para cada mes del año 1999 será igual a la doceava parte de la meta establecida en el numeral 6.3.3.1 multiplicada por un factor de 1.6.
— El número de interrupciones de cada circuito para cada mes del año 2000 será igual a la doceava parte de la meta establecida en el numeral 6.3.3.1 multiplicada por un factor de 3.2.
Los indicadores por defecto para los años 2 y 3 del período de transición serán definidos por la CREG antes de julio 31 del año 2000.
La CREG verificará en el estudio para determinar los cargos por uso de los sistemas de transmisión regional y/o distribución local de la siguiente vigencia, la consistencia de la información contenida en el reporte de circuitos que realicen los OR con los inventarios que los OR presenten ante la CREG para efectos de determinar los cargos por uso de los sistemas de transmisión regional y/o distribución local de la siguiente vigencia.
La aplicación de los indicadores por defecto no exoneran a los OR de sanciones que deba aplicar la SSPD por el incumplimiento en su determinación.
Los usuarios tendrán derecho a reclamar por los indicadores DES y FES reales que ellos puedan contabilizar. En caso de controversia entre el OR y los usuarios, la carga de la prueba será a cargo del OR.
ART. 3º—Modificar el numeral 6.3.3 del anexo general del reglamento de distribución de energía eléctrica adoptado mediante la Resolución CREG-70 de 1998 y modificado por la Resolución CREG-25 de 1999, el cual quedará así:
“6.3.3. Valores máximos admisibles de los indicadores y período de transición. Los valores máximos admisibles para los indicadores DESc y FESc son los siguientes:
6.3.3.1. Año 1 del período de transición
DESc FESc
Grupo 1 30 60
Grupo 2 60 100
Grupo 3 96 150
Grupo 4 168 200
Año 1: Período comprendido entre el 1º de enero y el 31 de diciembre del año 2000.
(1) Para efectos de calcular los indicadores DESc y FESc, únicamente será necesaria la medida, del alimentador primario, en la respectiva subestación. Los indicadores DESc y FESc para transformadores de distribución se podrán calcular como la suma de los tiempos en horas de interrupción y el número de interrupciones, determinados con base en los reportes de novedades de los mismos, más los indicadores DESc y FESc del alimentador primario al cual está conectado el respectivo transformador.
(2) Para efectos de definir los grupos establecidos en este numeral, éstos se determinan con base en las siguientes reglas:
Grupo 1, circuitos ubicados en cabeceras municipales con una población superior o igual a 100.000 habitantes según último dato certificado por el DANE.
Grupo 2, circuitos ubicados en cabeceras municipales con una población menor a 100.000 habitantes y superior o igual a 50.000 habitantes según último dato certificado por el DANE.
Grupo 3, circuitos ubicados en cabeceras municipales con una población inferior a 50.000 habitantes según último dato certificado por el DANE.
Grupo 4, circuitos ubicados en suelo que no corresponde al área urbana del respectivo municipio o distrito.
(3) La ubicación física de la subestación determina el grupo al cual pertenecen los circuitos correspondientes a alimentadores primarios, que se encuentran conectados a la misma. Para transformadores de distribución, el grupo a que pertenecen estos circuitos estará determinado por la ubicación física del transformador de distribución.
(4) Las metas de indicadores DESc y FESc para el año 1, no aplican a los municipios que se vieron afectados por el terremoto del 25 de enero de 1999, de conformidad con los decretos 195 y 223 de 1999.
6.3.3.2. Años 2 y 3 del período de transición
Indicador Circuito Año 2(*) Año 3 (*)
DESc Urbano y rural DESc2 12 horas
FESc Urbano y rural FESc2 18 veces
(*) Teniendo en cuenta las disposiciones del numeral 6.3.2.1, para los años 2 y 3 del período de transición, las metas presentadas deberán dividirse por 4, para efectos de verificar el cumplimiento de los valores máximos admisibles para los indicadores DES y FES.
Año 2: Período comprendido entre el 1º de enero y el 31 de diciembre del año 2001.
Año 3: Período comprendido entre el 1º de enero y el 31 de diciembre del año 2002.
Los valores DESc2 y FESc2 por circuito serán definidos por la CREG de acuerdo con lo dispuesto en el numeral 6.3.5 de esta resolución.
6.3.3.3. Período definitivo. A más tardar un (1) año antes de que finalice el período de transición, la CREG establecerá los valores máximos admisibles para los indicadores DES y FES a nivel de usuario individual, que regirán para los cinco (5) años siguientes al período de transición. Adicionalmente, la CREG podrá modificar parcial o totalmente el esquema definido para el período definitivo, tales como los indicadores, los valores máximos admisibles y la metodología de estimación de las compensaciones, entre otras.
No obstante lo anterior, tanto para el período de transición como para el período definitivo, los usuarios individuales tienen derecho a solicitar al OR límites de calidad inferiores a los aquí establecidos, siempre y cuando asuman los mayores costos eficientes que conlleve esa reducción. En este caso, el OR está en la obligación de ofrecer el nivel de calidad solicitado por el usuario siempre y cuando sea técnicamente factible.
ART. 4º—Modificar el numeral 6.3.4.1 del reglamento de distribución de energía eléctrica adoptado mediante la Resolución CREG-70 de 1998 y modificado por la Resolución CREG-25 de 1999, el cual quedará así:
“6.3.4.1. Período de transición
a) Año 1 del Período de transición. El valor a compensar a los usuarios afectados durante el año 1 del período de transición se determinará de acuerdo con las siguientes fórmulas:
Si [(DESc-HCDc) - VMDESc] < 0, entonces VCDc = 0
Si no, VCDc = [(DESc-HCDc) - VMDESc] x CR x DPc
VCDc: Valor a compensar por el incumplimiento del indicador DES del circuito c.
DESc: Indicador DES registrado para el circuito c.
HCDc: Horas efectivamente compensadas en el año 1 del período de transición por incumplimiento del indicador DES en el circuito c, durante los últimos doce (12) meses.
VMDESc: Valor máximo admisible para el indicador DES de acuerdo con lo dispuesto en el numeral 6.3.3.1 de esta resolución.
CR: Costo del primer escalón de la función de racionamiento (definido por la UPME) actualizado al mes respectivo. Para el primer año del período de transición será igual a la componente correspondiente al costo de racionamiento para el estrato cuatro (4) del sector residencial, utilizada por la UPME en el cálculo del costo del primer escalón de la función de racionamiento.
DPc: Demanda del circuito c. Corresponde a la mayor demanda promedio mensual en kW que se presentó en los últimos seis (6) meses. Para transformadores de distribución, mientras no se tenga medida, la demanda será igual a la capacidad nominal (kW) del transformador. Si el OR cuenta con el vínculo usuario-transformador de distribución, la demanda se podrá determinar con base en la medida de energía facturadas a los respectivos usuarios.
Se entenderá como demanda promedio mensual en kW como el cociente entre la energía medida en el circuito c en el mes respectivo y el número total de horas del mismo mes.
Si [(FESc-HCFc) - VMFESc] < 0, entonces VCFc = 0
Si no, VCFc = [(FESc-HCFc) - VMFESc] x [DESc/FESc] x CR x DPc
VCFc: Valor a compensar por el incumplimiento del indicador FES del circuito c.
FESc: Indicador FES registrado para el circuito c.
HCFc: Frecuencia de interrupciones efectivamente compensadas en el año 1 del período de transición por incumplimiento del indicador FES en el circuito c, durante los últimos doce (12) meses.
VMFESc: Valor máximo admisible para el indicador FES de acuerdo con lo dispuesto en el numeral 6.3.3.1 de esta resolución.
Cuando para un mismo circuito c, se incumplan de manera simultánea los indicadores DESc y FESc, el OR compensará los dos (2) valores resultantes.
Para efectos de reconocer esta compensación por circuito, el OR informará mensualmente a los comercializadores que atienden a los usuarios conectados al respectivo circuito, el valor a compensar, detallando los usuarios afectados y los valores de cada una de las variables de las fórmulas descritas anteriormente. El comercializador respectivo reconocerá tales valores a cada uno de los usuarios afectados que no presenten mora en sus pagos, en proporción a la energía consumida por los usuarios en los últimos seis (6) meses, en la siguiente factura que se emita por el servicio, como un menor valor a pagar por parte de los respectivos usuarios. El comercializador descontará los valores compensados a los usuarios del siguiente pago que tenga que hacerle al OR por el uso de su sistema.
Aquellas empresas que no hayan identificado los usuarios conectados al respectivo circuito, inmediatamente se excedan los valores máximos admisibles establecidos en el numeral 6.3.3.1 de esta resolución, deberán informar a la SSPD y a los comercializadores los circuitos que excedieron los valores máximos admisibles y sus indicadores DES y FES. A partir de ese momento el OR tendrá un plazo máximo de un (1) mes para informarle a los comercializadores que atienden a los usuarios conectados al respectivo circuito, el valor a compensar, detallando los usuarios afectados y los valores de cada una de las variables de las fórmulas descritas anteriormente.
Los OR deberán constituir un patrimonio autónomo en una sociedad fiduciaria debidamente registrada y autorizada por la Superintendencia Bancaria, en la cual depositarán mensualmente los recursos correspondientes a las compensaciones, siempre y cuando no exista identificación plena de los usuarios conectados a un determinado circuito.
La sociedad fiduciaria deberá separar contablemente los recursos por circuito. De la misma manera deberá realizar inversiones de corto plazo fácilmente liquidables con los dineros recaudados, y enviará copia del respectivo reporte al OR y a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios. Los costos de administración de los recursos provendrán directamente de los mismos, por lo que el OR no tendrá que asumir costos adicionales. Los rendimientos financieros serán de los usuarios del respectivo circuito.
Sin embargo, una vez se cumpla el plazo máximo de un (1) mes con que cuenta el OR para informarle a los comercializadores lo aquí establecido, el OR pagará intereses moratorios por cada mes adicional a la máxima tasa moratoria, sobre los recursos depositados en el patrimonio autónomo.
Una vez exista una identificación plena de los usuarios conectados a un determinado circuito, para disponer de los recursos del patrimonio autónomo, el comercializador respectivo reconocerá tales valores a cada uno de los usuarios afectados que no presenten mora en sus pagos, en proporción a la energía consumida por los usuarios en los últimos seis (6) meses, en la siguiente factura que se emita por el servicio, como un menor valor a pagar por parte de los respectivos usuarios. Una vez entregadas las facturas a los usuarios afectados, los comercializadores deberán dirigir una comunicación suscrita por el revisor fiscal y el representante legal, la cual tendrá el alcance del artículo 43 de la Ley 222 de 1996, en la cual determinen el monto total compensado a los usuarios afectados por circuito. El OR y los organismos de control y vigilancia podrán solicitar los documentos que respalden la solicitud, los cuales deberán estar a disposición. La sociedad fiduciaria girará los recursos correspondientes a los comercializadores una vez se surta el trámite aquí previsto.
Los valores compensados a los usuarios, los indicadores de calidad calculados y los valores máximos admisibles, a nivel de circuito o de usuario según el caso, deberán ser discriminados por el comercializador en la factura por el servicio.
Cada OR deberá enviar trimestralmente a la SSPD una relación de los valores compensados a los comercializadores por este concepto, detallando en forma mensual los valores de cada una de las variables de las fórmulas descritas en este numeral. Así mismo, los comercializadores deberán enviar trimestralmente a la SSPD, estableciendo en forma mensual, una relación de los valores aplicados en las facturas de sus usuarios.
Los informes a presentar que aquí se mencionan, deben considerar como mínimo, lo establecido en el numeral 1.5 del anexo RD-1.
Cuando quiera que el OR incumpla con las obligaciones aquí descritas, y por lo tanto se configure un incumplimiento de la ley y de la regulación expedida por la CREG, la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios deberá sancionar a la empresa de acuerdo con lo establecido en el artículo 81 de la Ley 142 de 1994, para lo cual deberá tener en cuenta la necesidad que tienen los usuarios de recibir un servicio en las condiciones y de acuerdo con los parámetros de calidad a los que se refiere esta resolución.
Las sanciones que imponga la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios no serán obstáculo para que los usuarios interpongan las acciones legales pertinentes para restablecer los perjuicios causados por el incumplimiento. La Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios inspeccionará y vigilará periódicamente a los OR para verificar la consistencia de la información que reporte el OR.
La Comisión de Regulación de Energía y Gas podrá publicar en diarios de amplia circulación local o nacional, según el caso, los OR y la información que no hubieren reportado de la manera como se determina en esta resolución.
La compensación anterior no limita el derecho de los usuarios de reclamar ante el OR la indemnización de daños y perjuicios, de acuerdo con lo dispuesto en el artículo 137 de la Ley 142 de 1994.
Si en un año determinado, los valores a compensar por el OR superan el veinte por ciento (20%) de sus ingresos por cargos por uso correspondientes al año inmediatamente anterior, la SSPD lo tendrá como una causal de intervención, de acuerdo con lo dispuesto por la Ley 142 de 1994 y demás normas aplicables. Cuando la SSPD tome posesión del OR por estos efectos, se suspenden las compensaciones de calidad por el término máximo de un (1) año, sin perjuicio del derecho de los usuarios de reclamar ante el OR la indemnización de daños y perjuicios, de acuerdo con lo establecido en el artículo 137 de la Ley 142 de 1994”.
b) Años 2 y 3 del período de transición. Antes de julio 31 del año 2000, la CREG establecerá el esquema de compensación considerando, entre otros, los temas esbozados en el literal a) de este numeral.
ART. 5º—Adiciónese el numeral 6.3.4.3 al anexo general del reglamento de distribución de energía eléctrica adoptado mediante la Resolución CREG-70 de 1998, el cual será:
“6.3.4.3. Responsabilidad de los OR cuando están conectados en serie
a) Año 1 del período de transición. El incumplimiento de los indicadores DES y FES a un usuario conectado a un STR y/o SDL, cuando en la cadena de prestación del servicio participan dos (2) o más OR, es responsabilidad de los operadores de red involucrados. Esta responsabilidad puede ser acordada entre las partes.
De no llegarse a un acuerdo, la responsabilidad de cada OR, en las compensaciones por incumplimiento de los indicadores DES y FES, será proporcional a su participación en cada indicador.
Para lo anterior, cada operador de red compensará directamente a los usuarios y OR conectados directamente a su STR y/o SDL, y facturará al operador de red aguas arriba su participación en dichas compensaciones, de conformidad con lo dispuesto en este numeral.
b) Años 2 y 3 del período de transición. Las reglas aplicables para establecer la responsabilidad cuando existan operadores de red conectados en serie, serán definidas por la comisión a más tardar el 31 de julio del año 2000”.
ART. 6º—Modificar el numeral 6.3.5 del anexo general del reglamento de distribución de energía eléctrica adoptado mediante la Resolución CREG-70 de 1998 y modificado por la Resolución CREG-25 de 1999, el cual quedará así:
“6.3.5. Condiciones durante el período de transición. Para el cálculo de los indicadores DES y FES por circuito, los tiempos de duración y el número de interrupciones de cada circuito, comenzarán a acumularse a partir del 1º de enero del año 1999. Así mismo, deberán reportar trimestralmente, los valores acumulados mensualmente a la SSPD y conservar registros en medio magnético por un período no inferior a tres (3) años.
Para efectos de lo dispuesto en el artículo 79.10 de la Ley 142 de 1994, anualmente la SSPD realizará una encuesta que permita identificar el grado de satisfacción de los usuarios con el servicio prestado por los operadores de red a los cuales pertenecen, la cual, deberá ser representativa por tipo de usuario, por grupos de calidad del servicio (urbano y rural), y por mercado de comercialización, entre otros. La CREG aprobará el diseño y la muestra de la encuesta mencionada.
La SSPD deberá realizar informes trimestrales sobre la calidad del servicio de cada uno de los OR existentes, y anuales sobre el grado de satisfacción de los usuarios para cada uno de los OR existentes. Dichos informes deberán ser enviados a la CREG y publicados en un diario de circulación local o nacional, según el caso, para conocimiento de los usuarios.
Los OR deberán compensar a los usuarios por el incumplimiento de los valores máximos admisibles, a partir del 1º de enero del año 2000, sin perjuicio de lo dispuesto en el artículo 137 de la Ley 142 de 1994”.
Antes del 31 de julio del año 2000, la CREG establecerá los valores máximos admisibles de los indicadores DES y FES aplicables para el año 2 del período de transición. Así mismo, la CREG podrá establecer, para los años 2 y 3, esquemas de indicadores DES y FES por empresas y niveles de tensión, valores a compensar por niveles de tensión, metodologías de estimación de las compensaciones y revisar los valores máximos admisibles que se aplicarán para el tercer año, entre otros.
(Nota: La Resolución 43 de 2000 de la Comisión de Regulación de Energía y Gas, modificó la fecha establecida para el pronunciamiento sobre diferentes aspectos del reglamento de distribución, aplicables durante el período de transición).