Comisión de Regulación de Energía y Gas

 

Comisión de Regulación de Energía y Gas

RESOLUCIÓN 25 DE 2012 

(Marzo 8)

“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”.

La Comisión de Regulación de Energía y Gas,

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

CONSIDERANDO:

1. Antecedentes.

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.

1.1.1. Gastos de operación.

i) Costo de Combustible (CC):

(...)

PAR. 2º—Costo de transporte, Tmi: el costo máximo de transporte de combustible se determinará de la siguiente manera:

• Para transporte terrestre con una matriz de costos de orígenes y destinos que será desplegada en la página web de la comisión y que forma parte integral de la presente resolución. La matriz de costos de orígenes y destinos será actualizada con el índice de precios al productor total nacional publicado por la autoridad competente, hasta que sea establecido un índice de incremento de costos de transporte terrestre.

• Para transporte aéreo, marítimo y fluvial se reconocerán los costos por regiones del anexo de la presente resolución, a precios de la fecha base.

• 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.

La Comisión podrá revisar los costos aquí establecidos cuando se encuentre justificable (...)” (resaltado fuera del original).

2. Solicitud.

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:

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 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:

 

Actividad de comercialización
   
Costo de infraestructura y complementarios
CostoUnidadValor
Oficina$/mes 
Computador$/mes 
Impresora$/mes 
Servicios públicos$/mes 
Preimpresos facturas$/factura 
Cintas de impresión$/factura 
Papelería$/factura 
Licencia (software)$/mes 

 

Costo de personal*
CargoCantidadValor $/mes
Gerente  
Secretaria  
Tesorero  
Operario  
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.

 

icon
ver tabla
LocalidadNivel de tensiónkm de redTipo conductorConfiguración redTipo posteríaCantidad 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:

 

icon
ver tabla
Cantidad de Transformadores por capacidad nominal (kVA)
LocalidadCapacidad nominal (kVA)
1015253037.54575112.5150300500

 

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 poblaciónVR transporte / galón
Acceso por el río Inírida
Caranacoa600
Coayare600
Danta4.500
El Remanso3.000
Garza Morichal6.000
La Ceiba1.500
Laguna Matraca1.800
Laguna Mure6.000
Matraca6.000
Morocoto2.000
Piedra Alta3.500
Sejalito2.000
Venado2.500
Zamuro3.000
Zancudo5.200
Comunidad o poblaciónVR transporte / galón
Acceso por el río Atabapo
Cacahual1500
Chaquita1.500
Amanaven900
Comunidad o poblaciónVR transporte / galón
Acceso por Caño Bocón
Yuri2.000
Laguna Niñal3.500
Loma Alta4.000
Bachaco4.000
Comunidad o poblaciónVR transporte / galón
Bco Tigre4.000
Buena Vista4.000
Loma Baja4.000
Baquiro4.000

 

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:

a) Por 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.

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.

b) De oficio o a petición de parte, antes del vencimiento del término de la fórmula tarifaria, cuando se presente cualquiera de las siguientes situaciones:

• Errores graves en el cálculo que conduzcan a lesionar injustamente los intereses de los usuarios o de la empresa.

• Por 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.

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:

“ART. 4º—El Estado, en relación con el servicio de electricidad tendrá los siguientes objetivos en el cumplimiento de sus funciones:

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:

“ART. 23.—Para el cumplimiento del objetivo definido en el artículo 20 de la presente ley, la Comisión de Regulación de Energía y Gas con relación al servicio de electricidad tendrá las siguientes funciones generales:

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.

“Los órganos de regulación han de ejercer sus competencias con miras a alcanzar los fines que justifican su existencia en un mercado inscrito dentro de un Estado social y democrático de derecho. Estos fines se pueden agrupar en dos clases, a pesar de su variedad y especificidad. La primera clase comprende los fines sociales que el mercado por sí mismo no alcanzará, según las prioridades de orden político definidas por el legislador y de conformidad con el rango temporal que este se ha trazado para alcanzarlos. La segunda clase abarca los fines económicos atinentes a procurar que el mercado funcione adecuadamente en beneficio de todos, no de quienes dentro de él ocupan una posición especial de poder, en razón a su predominio económico o tecnológico o en razón a su acceso especial al proceso de toma de decisiones públicas tanto en el órgano legislativo como en los órganos administrativos clásicos.

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:

2.1. 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.

2.2. Ampliación permanente de la cobertura mediante sistemas que compensen la insuficiencia de la capacidad de pago de los usuarios.

2.3. Atención prioritaria de las necesidades básicas insatisfechas en materia de agua potable y saneamiento básico.

2.4. 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.

2.5. Prestación eficiente.

2.6. Libertad de competencia y no utilización abusiva de la posición dominante.

2.7. Obtención de economías de escala comprobables.

2.8. Mecanismos que garanticen a los usuarios el acceso a los servicios y su participación en la gestión y fiscalización de su prestación.

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.

Constituyen instrumentos para la intervención estatal en los servicios públicos todas las atribuciones y funciones asignadas a las entidades, autoridades y organismos de que trata esta ley, especialmente las relativas a las siguientes materias:

3.1. Promoción y apoyo a personas que presten los servicios públicos.

3.2. Gestión y obtención de recursos para la prestación de servicios.

3.3. Regulación de la prestación de los servicios públicos teniendo en cuenta las características de cada región; fijación de metas de eficiencia, cobertura y calidad, evaluación de las mismas, y definición del régimen tarifario.

3.4. Control y vigilancia de la observancia de las normas y de los planes y programas sobre la materia.

3.5. Organización de sistemas de información, capacitación y asistencia técnica.

3.6. Protección de los recursos naturales.

3.7. Otorgamiento de subsidios a las personas de menores ingresos.

3.8. Estímulo a la inversión de los particulares en los servicios públicos.

3.9. Respecto del principio de neutralidad, a fin de asegurar que no exista ninguna práctica discriminatoria en la prestación de los servicios.

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.

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.

9.2. La libre elección del prestador del servicio y del proveedor de los bienes necesarios para su obtención o utilización.

9.3. Obtener los bienes y servicios ofrecidos en calidad o cantidad superior a las proporcionadas de manera masiva, siempre que ello no perjudique a terceros y que el usuario asuma los costos correspondientes.

9.4. Solicitar y obtener información completa, precisa y oportuna, sobre todas las actividades y operaciones directas o indirectas que se realicen para la prestación de los servicios públicos, siempre y cuando no se trate de información calificada como secreta o reservada por la ley y se cumplan los requisitos y condiciones que señale la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios.

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.

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(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.

Cuadro 1

Solicitud de costos de transporte de combustible

 

Comunidad o poblaciónValor de transporte/galón
Acceso por el río Inírida
Caranacoa600
Chorro Bocón4.500
Coayare600
Danta4.500
El Remanso3.000
Garza Morichal6.000
La Ceiba1.500
Laguna Matraca1.800
Laguna Mure6.000
Matraca6.000
Morocoto2.000
Piedra Alta3.500
Sejalito2.000
Venado2.500
Zamuro3.000
Zancudo5.200
Acceso por el río Atabapo
Cacahual1.500
Chaquita1.500
Amanaven900
Acceso por caño Bocón
Yuri2.000
Laguna Niñal3.500
Loma Alta4.000
Bachaco4.000
Bco. Tigre4.000
Buena Vista4.000
Loma Baja4.000
Baquiro4.000
Acceso por el río Guaviare
Barrancominas1.200
Arrecifal1.200
Laguna Cumaral1.200
Carrizal1.200
La Unión1.200
Laguna Colorada Alta1.200
Laguna Colorada Alta1.200
Pueblo Nuevo1.200
Puerto Esperanza1.200
Mapiripana1.200
Acceso por el río Guainía
Berrocal6.400
Caño Colorado6.400
Danto6.400
Galilea6.400
Pana Pana6.400
Puerto Colombia6.400
San Felipe6.400
San José6.400
Santa Rita6.400
Sejal6.400
Tabaquen6.400
Tonina6.400

 

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 poblaciónVr. transporte/galón
Acceso por el río Inírida
Caranacoa600
Coayare600
Danta4.500
El Remanso3.000
Garza Morichal6.000
La Ceiba1.500
Laguna Matraca1.800
Laguna Mure6.000
Matraca6.000
Morocoto2.000
Piedra Alta3.500
Sejalito2.000
Venado2.500
Zamuro3.000
Zancudo5.200
Comunidad o poblaciónVr. transporte/Galón
Acceso por el río Atabapo
Cacahual1.500
Chaquita1.500
Amanaven900
Comunidad o poblaciónVr. transporte/galón
Acceso por caño Bocón
Yuri2.000
Laguna Niñal3.500
Loma Alta4.000
Bachaco4.000
Bco. Tigre4.000
Buena Vista4.000
Loma Baja4.000
Baquiro4.000

 

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.

(...).

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, 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.

Cuadro 2

Costo de transporte de combustible soportado en cotizaciones

 

LocalidadCosto del transporte ($/galón)
Caranacoa900
Chorro Bocón4.500
Coayare600
Danta4.500
El Remanso3.000
Garza Morichal6.000
La Ceiba1.500
Laguna Matraca2.000
Laguna Mure6.000
Matraca6.000
Morocoto2.000
Piedra Alta3.500
Sejalito2.000
Venado3.000
Zamuro4.000
Zancudo5.200
Cacahual2.200
Chaquita1.500
Amanaven900
Yuri2.200
Laguna Niñal3.500
Loma Alta4.000
Bachaco4.000
Barranco Tigre4.000
Buena Vista4.000
Loma Baja4.000
Baquiro4.000

 

Pesos de diciembre 2009.

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.

Cuadro 3

Costo de transporte de combustible soportado en contratos

 

LocalidadCosto del transporte ($/galón)
Arrecifal1.984
Laguna Cumaral1.984
Carrizal1.984
La Unión1.984
Laguna Colorada Alta1.984
Laguna Colorada Baja1.984
Pueblo Nuevo1.984
Puerto Esperanza1.984
Mapiripana1.984
Berrocal2.164
Caño Colorado2.164
Danto2.164
Galilea2.164
Pana Pana2.164
Puerto Colombia2.164
San Felipe2.164
San José2.164
LocalidadCosto del transporte ($/galón)
Santa Rita2.164
Sejal2.164
Tabaquen2.164
Tonina2.164

 

Pesos de diciembre 2009.

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).

Cuadro 4

Costo de transporte de combustible

 

LocalidadCombustible transportar (galones)Costo del transporte ($/galón)
Caranacoa337,44900
Chorro Bocón541,114.500
Coayare230,84600
Danta120,024.500
El Remanso238,953.000
Garza Morichal136,366.000
La Ceiba76,401.500
Laguna Matraca68,182.000
Laguna Mure81,826.000
Matraca65,476.000
Morocoto57,252.000
Piedra Alta69,053.500
Sejalito54,542.000
Venado220,773.000
Zamuro38,204.000
Zancudo113,635.200
Cacahual210,172.200
Chaquita138,091.500
Amanaven415,25900
Yuri262,662.200
Laguna Niñal54,543.500
Loma Alta70,894.000
Bachaco107,254.000
Barranco Tigre109,854.000
Buena Vista20,134.000
Loma Baja87,234.000
Baquiro79,984.000
Barrancominas2.180,751.000
Arrecifal40,911.984
Laguna Cumaral63,741.984
Carrizal79,111.984
La Unión440,031.984
Laguna Colorada Alta529,861.984
Laguna Colorada Baja280,621.984
Pueblo Nuevo303,891.984
Puerto Esperanza70,891.984
Mapiripana175,321.984
Berrocal158,222.164
Caño Colorado59,962.164
Danto40,042.164
Galilea103,682.164
Pana Pana87,342.164
Puerto Colombia59,962.164
San Felipe1.115,772.164
San José220,342.164
Santa Rita32,682.164
Sejal54,542.164
Tabaquen179,222.164
Tonina51,842.164

 

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.

Resultados

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.

Cuadro 5

Costo de transporte fluvial

 

ÍtemDescripción-valor
Medio transporteFluvial
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.

A continuación se presentan los análisis de la solicitud mencionada.

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.

Cuadro 6

Solicitud de cargo distribución

 

LocalidadEnergía mesCosto de distribución Res 091/07Cargo de distribución inversiónCargo de distribución AOM
Inírida919,651104.6489.1743.21
Barrancominas24,096104.6489.1790.42
Chorro Bocón5,46689.5576.6767.16
Amanaven3,83789.5576.6712.88
Caranacoa3,11889.5576.6712.88
Bachaco99189.5576.6712.88
Baquiro73989.5576.6712.88
Berrocal1,46289.5576.6712.88
Buena Vista18689.5576.6712.88
Caño Colorado55489.5576.6712.88
Cacahual1,94289.5576.6712.88
Chaquita1,27689.5576.6712.88
Coayare2,13389.5576.6712.88
Danta1,10989.5576.6712.88
Danto37089.5576.6712.88
Garza Morichal1,26089.5576.6712.88
Galilea95889.5576.6712.88
La Ceiba70689.5576.6712.88
Laguna Matraca63089.5576.6712.88
Laguna Mure75689.5576.6712.88
Laguna Niñal50489.5576.6712.88
Loma Baja80689.5576.6712.88
Matraca60589.5576.6712.88
Puerto Colombia55489.5576.6712.88
Piedra Alta63889.5576.6712.88
Remanso2,20889.5576.6712.88
San Felipe10,31089.5576.6712.88
San Jose2,03689.5576.6712.88
Santa Rita30289.5576.6712.88
Sejal50489.5576.6712.88
Tabaquen1,65689.5576.6712.88
Tonina47989.5576.6712.88
Venado2,04089.5576.6712.88
Yury2,42789.5576.6712.88
Zamuro35389.5576.6712.88
Zancudo1,05089.5576.6712.88
Laguna Cumaral58989.5576.6712.88
Loma Alta65589.5576.6712.88
Sejalito50489.5576.6712.88
Mapiripana1,62089.5576.6712.88
Laguna Colorada Alta4,89689.5576.6712.88
Laguna Colorada Baja2,59389.5576.6712.88
La Unión4,06689.5576.6712.88
Arrecifal37889.5576.6712.88
Pueblo Nuevo2,80889.5576.6712.88
Puerto Esperanza65589.5576.6712.88
Carrizal73189.5576.6712.88

 

LocalidadEnergía mesCosto de distribución Res. 091/07Cargo de distribución inversiónCargo de distribución AOM
Barranco Tigre1,01589.5576.6712.88
Morocoto52989.5576.6712.88
Pana Pana70989.5576.6712.88
     
Costo medio de distribución103.52$/kWhRes. CREG 091/07
Cargos solicitados    
Cargo de distribución130.61$/kWh  
Cargo de distribución inversión88.24$/kWh  
Cargo de distribución AOM42.37$/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.

Cuadro 7

AOM de distribución en Inírida, Barrancominas y Chorrobocón

 

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ConceptosIníridaBarrancoChorrobocón IBCh
Gastos de Administración566,152,18115,108,2881,733,143    
Depreciación muebles y equipos25,886,480      
Amortización de intangibles5,500,000      
Personal distribución62,669,21044,159,4829,805,254 52%35%35%
Mantenimiento en distribución65,376,9323,224,145     
KWH distribuidos10,116,156265,05960,130    
        
Gastos distribución437,139,16623,967,8654,038,439    
AOM distribución $/kWh43.2190.4267.16    

 

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:

 

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LocalidadNivel de tensiónKm de redTipo conductorConfiguración redTipo posteríaCantidad postería

 

2. Adjunto en la presente 2 hojas con la siguiente información:

 

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Cantidad de transformadores por capacidad nominal (kVA)
LocalidadCapacidad nominal (kVA)
1015253037.54575112.5150300500

 

3. Porcentaje de pérdidas de energía anuales en conductores y transformadores, para el nivel de tensión 1.

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.

 

MesKw generadosKw distribuidos% pérdidas
Enero832,010698,76616%
Febrero830,268743,34010%
Marzo938,932740,71921%
Abril903,282746,87117%
Mayo936,766826,71912%
Junio862,822746,96813%
Julio852,566724,73315%
Agosto872,671800,4178%
Septiembre925,892789,58515%
Octubre993,256893,73610%
Noviembre982,586895,5869%
Diciembre1´059,7849´515,31414%

 

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.

5. Gastos de administración, operación y mantenimiento (AOM) año 2009 para la actividad de distribución de energía en que incurre la empresa.

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.

Cuadro 8

Clasificación redes empresa configuración eficiente

 

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GrupoCapacidad TransformadorNº de TransforRedes monofásicas con calibre 1/0Redes bifásicas con calibre 1/0Redes bifásicas con calibre Nº 2Redes trifásicas con calibre 1/0Redes trifásicas con calibre 2/0
110 KVA7  x  
15 KVA      
225 kva3 xx  
330 KVA16   x 
37.5 KVA      
45 KVA37   xx
75 KVA45   xx
4*112.5 KVA9   xx
150 KVA5    x
Total122

 

* 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

Donde

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.

Cuadro 9

Costo de inversión del grupo 4

 

DescripciónConfiguración
AB
Potencia trafo (KVA)112.5150
Tipo conductor2/02/0
Pérdidas conductor (W)203,5203,5
Pérdidas energía conductor (kWh/año)1.782,71.782,7
Pérdidas trafo (W)1.1351.430
Pérdidas energía trafo (kWh/año)9.942,612.526,8
Energía perdida (kWh/año)11.725,314.309,5
Costo conductor ($)17.054.68217.054.682
Costo estructura ($)4.371.2994.371.299
Costo trafo ($)8.584.29410.819.325
Costo poste ($)28.417.12928.417.129
Costo total inversión ($)58.427.40460.662.434
Costo inversión anual ($)9.174.6549.525.614
Costo pérdidas energía anual ($)11.725.26014.309.460
Costo total anual ($)20.899.91423.835.074
Costo unitario ($/kWh)194,92222,30
Cargo inversión ($/kWh)85,5788,84
Cargo Inversión + AOM ($/kWh)99,26103,05

 

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.

Cuadro Nº 10

Costo total eficiente por grupo del nivel de tensión 1

 

GrupoCargo distribución ($/kWh)
183,69
281,64
385,91
499,26

 

Valores en pesos de diciembre de 2006.

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:

Cuadro 11

Costo total eficiente nivel de tensión 1

GrupoNúmero de circuitosCargo distribución ($/kWh)
G1783,69
G2381,64
G39885,91
G41499,26
Total122 
Costo total eficiente87,21

 

Valores en pesos de diciembre de 2006.

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):

Cuadro 12

Componente inversión y AOM cargo distribución

 

Nivel de tensiónComponente inversión ($/kWh)Componente de AOM ($/kWh)Total ($/kWh)
174,6712,5487,21

 

Valores en pesos de diciembre de 2006.

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.

A continuación se presentan los análisis de la solicitud mencionada.

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.

Cuadro 13

Solicitud de cargo comercialización

 

Emelce S.A. ESP
LocalidadNúmero de facturasCargo de comercialización
Inírida3,3989,282
Barrancominas2246,013
Chorro Bocón1054,491
Amanaven554,491
Caranacoa594,491
Bachaco184,491
Baquiro224,491
Berrocal224,491
Buena Vista94,491
Caño Colorado224,491
Cacahual334,491
Chaquita444,491
Coayare794,491
Danta334,491
Danto114,491
Garza Morichal504,491
Galilea384,491
La Ceiba284,491
Laguna Matraca254,491
Laguna Mure304,491
Laguna Niñal154,491
Loma Baja244,491
Matraca244,491
Puerto Colombia484,491
Piedra Alta194,491
Remanso484,491
San Felipe624,491
San Jose594,491
Santa Rita124,491
Sejal204,491
Tabaquen264,491
Tonina194,491
Venado554,491
Yury804,491
Zamuro144,491
Zancudo424,491
Laguna Cumaral184,491
Loma Alta264,491
Sejalito204,491
Mapiripana604,491
Laguna Colorada Alta1364,491
Laguna Colorada Baja284,491
La Unión394,491
Arrecifal154,491
Pueblo Nuevo1044,491
Puerto Esperanza264,491
Carrizal264,491
Barranco Tigre224,491
Morocoto214,491
Pana Pana324,491
 5,445 
Cargo de Comercialización4,491$/Factura Res. CREG 091/07
Cargo de Comercialización7543.17$/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.

Cuadro 14

Costos de comercialización en Inírida y Barrancominas

 

ConceptosIníridaBarranco
Gastos de administración566,152,18115,108,288
Depreciación muebles y equipos25,886,480 
Amortización de Intangibles5,500,000 
Personal distribución62,669,21044,159,482
Personal comercialización58,482,912 
Facturas expedidas promedio 201037,3782,464
Gastos comercialización346,928,54814,816,943
Cargo de comercialización $/factura9281.626013.37

 

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.

 

Actividades de comercialización
Costo de infraestructura y complementarios
CostoConceptoValor
OficinaValor arrendamiento mensual900,000.00
ComputadoresValor depreciación mensual1,082,246.00
ImpresorasValor depreciación mensual99,293.00
Servicios públicosValor pagado mensual1,111,000.00
Facturas preimpresasValor facturas del mes337,500.00
Toner para impresiónConsumo toner impresión factura359,600.00
PapeleríaValor del consumo mensual2,900,860.00
Licencia softwareValor mensual500,000.00
Total 7,290,499.00

 

Costos de personal
CargosCantidadValor $/mes
Gerente general1$ 4,394,879
Jefe control interno1$ 2,212,617
Tesorero1$ 2,212,617
Jefe de comercialización1$ 1,829,394
Jefe de redes y generación1$ 1,829,394
Almacenista1$ 1,194,077
Auxiliar tesorería1$ 1,102,815
Secretaria ejecutiva1$ 1,102,815
Auxiliar facturación3$ 2,781,396
Técnicos de redes y generación2$ 2,388,154
Auxiliar redes y generación1$ 927,132
Servicios generales1$ 625,590
Servicios varios (mensajería, celaduría)2$ 1,551,180
Auxiliar generación1$ 625,590
Asesor jurídico1$ 1,500,000
Contador1$ 1,500,000
Revisor fiscal1$ 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.

Cuadro 15

Costo anual de la actividad de comercialización

 

LocalidadNúmero de facturasCargo de comercializaciónGasto anual $ dic. 2009
Inírida3,3989,282378,467,507
Barrancominas2246,01316,163,937
Chorro Bocón1054,4475,603,444
Amanaven554,4472,935,138
Caranacoa594,4473,148,602
Bachaco184,447960,590
Baquiro224,4471,174,055
Berrocal224,4471,174,055
Buena Vista94,447480,295
Caño Colorado224,4471,174,055
Cacahual334,4471,761,083
Chaquita444,4472,348,110
Coayare794,4474,215,925
Danta334,4471,761,083
Danto114,447587,028
Garza Morichal504,4472,668,307
Galilea384,4472,027,913
La Ceiba284,4471,494,252
Laguna Matraca254,4471,334,153
Laguna Mure304,4471,600,984
Laguna Niñal154,447800,492
Loma Baja244,4471,280,787
Matraca244,4471,280,787
Puerto Colombia484,4472,561,575
Piedra Alta194,4471,013,957
Remanso484,4472,561,575
San Felipe624,4473,308,700
San José594,4473,148,602
Santa Rita124,447640,394
Sejal204,4471,067,323
Tabaquen264,4471,387,520
Tonina194,4471,013,957
Venado554,4472,935,138
Yury804,4474,269,291
Zamuro144,447747,126
Zancudo424,4472,241,378
Laguna Cumaral184,447960,590
Loma Alta264,4471,387,520
Sejalito204,4471,067,323
Mapiripana604,4473,201,968
Laguna Colorada Alta1364,4477,257,795
Laguna Colorada Baja284,4471,494,252
La Unión394,4472,081,279
Arrecifal154,447800,492
Pueblo Nuevo1044,4475,550,078
Puerto Esperanza264,4471,387,520
Carrizal264,4471,387,520
Barranco Tigre224,4471,174,055
Morocoto214,4471,120,689
Pana Pana324,4471,707,716
TOTAL491,917,912

 

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.

Cuadro 16

Rubros del modelo de empresa eficiente

 

Costo de infraestructura y complementarios $
DescripciónUnidadValor mesValor anual
Oficina$/mes900,00010,800,000
Computador$/mes1,082,24612,986,952
Impresora$/mes99,2931,191,516
Servicios públicos$/mes1,111,00013,332,000
Preimpresos facturas$/factura337,500744
Cintas de impresión$/factura359,600793
Papelería$/factura2,900,8606,393
Licencia$/mes500,0006,000,000
Total44,318,397

 

Costo de personal
CargoCantidadValor $/mes
Gerente1$ 4,394,879
Tesorero1$ 2,212,617
Jefe de comercialización1$ 1,829,394
Secretaria ejecutiva1$ 1,102,815
Auxiliar facturación3$ 2,781,396
Total $/mes$ 12,321,101
Total $/año$ 147,853,212

 

CostoValor
Personal147,853,212
Infraestructura y complementarios44,318,397
Total192,171,609

 

Valores en pesos de diciembre de 2009.

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.CargosCantidadValor$/mes
1Gerente general15,717,736.28
2Jefe control interno13,063,442.95
3Secretaria ejecutiva11,531,719.84
4Servicios generales1817,581.78
5Tesorero13,063,442.95
6Auxiliar tesorería (Rec.)11,531,719.84
7Almacenista11,659,365.61
8Jefe de comercialización12,541,825.77
9Auxiliar facturación22,552,866.40
10Jefe de redes12,541,825.77
11Técnico de redes11,659,365.61
12Auxiliar de redes11,276,233.20
13Oficios varios21,635,163.56
14Auxiliar admitivo(sic)11,825,302.17
15Técnico redes11,825,302.17
16Operador planta eléctrica1812,676,29
Honorarios profesionales
17Asesor jurídico 1,700,000.00
18Contador 1,700,000.00
19Revisor fiscal 1,830,390.00
Total gastos de funcionamiento38,864,934.53

 

(...)”.

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.

Cuadro 17

Costos de personal

 

Costo de personal
CargoCantidadValor $/mes
Gerente1$ 5,717,736
Tesorero1$ 3,063,443
Jefe de comercialización1$ 2,541,826
Secretaria ejecutiva1$ 1,531,720
Auxiliar facturación3$ 2,552,866
Total $/mes$ 15,407,591
Total $/año$ 184,891,095

 

Valores en pesos de diciembre de 2009.

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.

Cuadro 18

Costo anual de la actividad de comercialización

 

CostoValor
Infraestructura y complementarios$ 44,318,397
Personal$ 184,891,095
Total$ 229,209,492

 

Valores en pesos de diciembre de 2009.

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.

Cuadro 19

Comparación de costos con metodología de empresa eficiente

 

CostosEmpresa eficiente Resolución CREG 91 de 2007Empresa
Personal$ 110,958,168$ 184,891,095
Infraestructura y complementarios$ 8,586,417$ 44,318,397
Total$ 119,544,585$ 229,209,492

 

Valores en pesos de diciembre de 2009.

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.

RESUELVE:

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:

 

Nivel de tensiónComponente inversión ($/kWh)Componente de AOM ($/kWh)Total ($/kWh)
174,6712,5487,21

 

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.

Notifíquese, publíquese y cúmplase.

Dada en Bogotá, D.C., a 8 de marzo de 2012.

(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.