RESOLUCIÓN 5 DE 1996 

(Enero 16)

"Por la cual se definen los criterios, características, indicadores y modelos de carácter obligatorio que permiten evaluar la gestión y resultados de las empresas de servicios públicos".

(Nota: Derogada por la Resolución 72 de 2002 artículo 12 de la Comisión de Regulación de Energía y Gas).

La Comisión de Regulación de Energía y Gas,

en ejercicio de sus atribuciones legales, en especial las conferidas por las Leyes 142 y 143 de 1994 y los Decretos 1524 y 2253 de 1994, y

CONSIDERANDO:

Que la comisión de regulación de energía y gas debe definir los criterios, características, indicadores y modelos de carácter obligatorio que permitan evaluar la gestión y resultados de las empresas de servicios públicos, de acuerdo con lo dispuesto en la Ley 142 de 1994;

Que la misma ley define el control de gestión y resultados como un proceso que, dentro de directrices de planeación estratégica, busque que las metas de las empresas de servicios públicos en materia de gestión, sean congruentes con las previsiones;

Que de acuerdo con el parágrafo del artículo 52 la Ley de servicios públicos domiciliarios, las empresas de servicios públicos de electricidad y gas natural, deben presentar ante la UPME, para su aprobación, un plan de gestión y resultados de corto, mediano y largo plazo, que sirva de base para el control que deberán ejercer las auditorías externas;

Que de acuerdo con el artículo 79 de la misma ley, es función de la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, evaluar la gestión financiera, técnica y administrativa de las empresas de servicios públicos, de acuerdo con los indicadores definidos por la CREG e imponer sanciones por incumplimiento;

Que según los artículos 46 a 49 de la Ley 142 de 1994, las empresas de servicios públicos deben aplicar sistemas de control interno; y que los criterios indicadores y modelos para realizarlo, deben ser definidos por la comisión de regulación respectiva;

Que según los artículos 3º y 79 de la Ley 142, todos los prestadores de servicios públicos están sujetos a lo que esa ley dispone para las empresas y sus administradores, y en especial a las regulaciones de las comisiones y al control, inspección y vigilancia de la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios;

Que mediante la definición de los indicadores y criterios a que se refiere esta resolución se da cumplimiento a lo dispuesto por los artículos 48 y 52 de la Ley 142 de 1994,

RESUELVE:

ART. 1º—Definiciones. Para efectos de la presente resolución, y de las demás reglamentaciones que desarrollen aspectos relacionados con el control de gestión y resultados de las empresas de servicios públicos de electricidad y gas natural, se tendrán en cuenta las siguientes definiciones:

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

Indicador de gestión: se entiende como una medida cuantitativa que permite efectuar un diagnóstico sobre el comportamiento de una variable de gestión (simple o compuesta) y cuya definición permite establecer metas de gestión congruentes con objetivos de desempeño derivados del plan estratégico.

Plan de acción: se entiende como el conjunto de programas, subprogramas y proyectos que debe ejecutar una empresa, en el contexto de su plan estratégico, dirigidos a lograr sus objetivos de corto, mediano y largo plazo de manera eficiente y eficaz.

Plan financiero: se entiende como una proyección financiera, que incorpora el plan de acción de una empresa y permite validar la viabilidad de los programas, subprogramas y proyectos que planea ejecutar, en el contexto de su plan estratégico. El plan financiero contendrá:

a) P&G de causación;

b) Flujo de caja, y

c) Balance de causación

Plan de gestión: se entiende como una propuesta de desempeño elaborada por una empresa y conformada por los siguientes elementos:

a) Diagnóstico con relación a los indicadores de gestión;

b) Metas indicadores de gestión;

c) Plan de acción, y

d) Plan financiero

(Nota: Derogada por la Resolución 72 de 2002 artículo 12 de la Comisión de Regulación de Energía y Gas).

ART. 2º—Indicadores de gestión. El control de gestión y resultados de las empresas de servicios públicos de electricidad y gas natural se realizará, evaluando el comportamiento de los indicadores de gestión que a continuación se establecen:

Indicadores gestión de ingresos

1. Índice de pérdidas.

2. Recaudo facturación servicio.

3. Rotación cuentas por cobrar servicios.

Indicadores gestión de egresos

4. Rotación cuentas por pagar servicio.

5. Relación gastos funcionamiento.

6. Avance físico plan de inversión.

7. Avance presupuestal plan de inversión.

Indicadores gestión usuarios

8. Relación suscriptores sin medición.

9. Reclamos facturación.

10. Atención reclamos servicio.

11. Atención solicitudes conexión.

12. Continuidad servicio.

Las fórmulas de las indicadores de gestión aquí establecidas se consignan en el anexo 1 de la presente resolución.

(Nota: Derogada por la Resolución 72 de 2002 artículo 12 de la Comisión de Regulación de Energía y Gas).

ART. 3º—Presentación de planes. Las empresas deberán enviar a la UPME, a más tardar el primero (1º) de marzo de cada año, un plan de gestión de corto, mediano y largo plazo, con una propuesta de metas para los doce (12) indicadores definidos en el artículo anterior. El plan de gestión presentado debe cubrir un horizonte de cinco (5) años. Las metas de los indicadores de gestión deberán definirse para cada uno de los años del horizonte considerado. Las empresas que desarrollen más de una actividad en el respectivo sector, deberán presentar un plan de gestión por tipo de actividad.

PAR. 1º—Las actividades en el caso de electricidad, a las que hace referencia el presente artículo son: generación, transmisión, distribución y comercialización.

PAR. 2º—Las actividades en el caso de gas natural, a las que hace referencia el presente artículo son: transporte, distribución y comercialización, entendida esta última, como la actividad relacionada con la prestación del servicio de suministro de gas natural a nivel de usuarios finales.

(Nota: Derogada por la Resolución 72 de 2002 artículo 12 de la Comisión de Regulación de Energía y Gas).

ART. 4º—Indicador planta de personal (PP). Exclusivamente con fines de seguimiento, las empresas deberán enviar información en el contexto de sus planes de gestión, del indicador que a continuación se describe:

Generadoras

PP = (# trabajadores nómina + # trabajadores temporales)/MW instalados

Transmisores, transportadores y distribuidores

PP = (# trabajadores nómina + # trabajadores temporales)/1.000 km red

Comercializadores

PP = (# trabajadores nómina + # trabajadores temporales)/(# suscriptores/1.000)

A este indicador no se le asignarán metas de gestión.

(Nota: Derogada por la Resolución 72 de 2002 artículo 12 de la Comisión de Regulación de Energía y Gas).

ART. 5º—Cronograma de revisión y aprobación de planes.

— A partir de la fecha de recepción de un plan de gestión por parte de la UPME, esta entidad tendrá un plazo máximo de diez (10) días hábiles para la revisión de dicho plan. Antes del vencimiento de este plazo, la UPME, podrá solicitar a la respectiva empresa, aclaraciones o modificaciones sobre el plan originalmente presentado.

— A partir de la fecha de recepción de la solicitud de aclaración o modificación efectuada por la UPME, la empresa tendrá un plazo máximo de diez (10) días hábiles para realizar las respectivas correcciones y remitir nuevamente el plan de gestión ajustado a la UPME.

— A partir de la de recepción del plan de gestión ajustado por parte de la UPME, esta entidad tendrá un plazo máximo de quince (15) días hábiles para la aprobación o improbación del plan enviado por la empresa. Durante este período podrá solicitar nuevas aclaraciones o modificaciones sobre el plan de gestión a la respectiva empresa.

— Terminados los plazos arriba mencionados, si a criterio de la UPME el plan de gestión presentado por una empresa no llena los requisitos exigidos, el plan se considerará improbado, en cuyo caso, la SSPD aplicará las sanciones correspondientes. Una vez sancionada la empresa, el proceso se reiniciará de acuerdo con las disposiciones consignadas en la presente resolución.

(Nota: Derogada por la Resolución 72 de 2002 artículo 12 de la Comisión de Regulación de Energía y Gas).

ART. 6º—Seguimiento y evaluación de planes. En general, la SSPD realizará un seguimiento trimestral y una evaluación anual de los planes de gestión.

Seguimiento: las empresas deberán remitir a la SSPD, informes de ejecución durante los cinco (5) primeros días hábiles de los meses de abril, julio y octubre de cada año, correspondientes al trimestre inmediatamente anterior. A criterio de la SSPD, esta entidad podrá establecer seguimientos mensuales o semestrales para los planes de gestión presentados por algunas empresas.

Evaluación: las empresas deberán remitir a la SSPD, un informe final de ejecución anual, durante los cinco (5) primeros días hábiles del mes de enero de cada año. La evaluación efectuada por la SSPD deberá hacerse oficial, a más tardar el quince (15) de febrero de cada año.

(Nota: Derogada por la Resolución 72 de 2002 artículo 12 de la Comisión de Regulación de Energía y Gas).

ART. 7º—Ajuste o novación de planes. Los planes de gestión aprobados, se novarán anualmente. Sin embargo, durante el período de vigencia los planes de gestión podrán ser modificados a solicitud de la UPME, debido a cambios en el entorno sectorial.

(Nota: Derogada por la Resolución 72 de 2002 artículo 12 de la Comisión de Regulación de Energía y Gas).

ART. 8º—La presente resolución rige a partir de la fecha de su publicación en el Diario Oficial.

Publíquese, comuníquese y cúmplase.

Dada en Santafé de Bogotá, D.C.,16 de enero de 1996.

(Nota: Derogada por la Resolución 72 de 2002 artículo 12 de la Comisión de Regulación de Energía y Gas).

ANEXO 1

Formulación de indicadores de gestión

1. Índice de pérdidas (%). El índice de pérdidas de energía, representa el porcentaje de electricidad o gas natural que se pierde por causas técnicas o no técnicas, considerando como período básico de medición un año.

El índice es aplicable a las empresas transmisoras (transportadoras), distribuidoras y comercializadoras.

En el caso de empresas del sector de gas natural, con integración vertical entre las actividades de distribución-comercialización, calcularán un índice de pérdidas conjunto para estos dos negocios. En el caso de empresas del sector de electricidad, con integración vertical entre las actividades de distribución-comercialización, se establece un período transitorio de tres (3) años, durante los cuales calcularán un índice de pérdidas, conjunto para estos dos negocios. Una vez transcurrida la transición deberán establecer indicadores separados por tipo de actividad.

Índice de pérdidas = [Energíaentrada - Energíasalida]/Energíaentrada * 100

Transmisión (transporte). En el caso de transmisión, las pérdidas en los transformadores de conexión de los generadores hacen parte de los consumos propios de éstos. En el caso de las conexiones de los distribuidores, las pérdidas en los transformadores son asumidas por estos últimos.

Distribución. En distribución en el sector eléctrico, las pérdidas corresponden a las que se presentan en los niveles de tensión II, III y IV.

Comercialización. En el caso del sector eléctrico, la energíaentrada se toma a la salida del nivel de tensión II. La energíasalida corresponde a la facturada.

2. Recaudo facturación servicio (%). Recaudo facturación servicio = Recaudo servicio/facturación servicio * 100

El indicador es aplicable a las empresas generadoras, transmisoras (transportadoras), distribuidoras y comercializadoras.

El recaudo servicio corresponde al valor en pesos corrientes de los pagos realizados por los receptores de un servicio a la empresa prestataria del mismo, durante los últimos 12 meses. No incluye subsidios ni ajustes por inflación (caja).

La facturación servicio corresponde al valor en pesos corrientes de las facturas expedidas por una empresa por concepto de prestación de un servicio, durante los últimos 12 meses (causación).

Las empresas con integración vertical deberán calcular tanto el recaudo servicio como la facturación servicio, de manera desagregada.

El servicio prestado por tipo de actividad se presenta a continuación:

Generador:Venta de electricidad
Transmisor (transportador):Transporte electricidad (gas natural)
Distribuidor:Transporte electricidad (gas natural)
Comercializador:Comercialización eléctrica (gas natural)

Para las empresas comercializadoras de energía eléctrica el indicador debe desagregarse en sector oficial y sector privado.

3. Rotación cuentas por cobrar servicio (días). Rotación cuentas por cobrar = cartera servicio/facturación servicio * 365

El indicador es aplicable a las empresas generadoras, transmisoras (transportadoras), distribuidoras y comercializadoras.

La cartera servicio corresponde al valor del saldo en pesos corrientes de las cuentas por cobrar por concepto de prestación de un servicio.

La facturación servicio corresponde al valor en pesos corrientes de las facturas expedidas por una empresa por concepto de prestación de un servicio, durante los últimos 12 meses (causación).

Las empresas con integración vertical deberán calcular tanto la cartera servicio, como la facturación servicio, de manera desagregada.

El servicio prestado por tipo de actividad se presenta a continuación:

Generador:Venta de electricidad
Transmisor (transportador):Transporte electricidad (gas natural)
Distribuidor:Transporte electricidad (gas natural)
Comercializador:Comercialización eléctrica (gas natural)

4. Rotación cuentas por pagar servicio (días). Rotación cuentas por pagar = cartera pagar vencida/facturación por pagar * 365

El indicador es aplicable a las empresas comercializadoras.

La cartera pagar vencida corresponde al valor del saldo en pesos corrientes de las cuentas vencidas por pagar por concepto de recibo de servicios.

La facturación por pagar corresponde al valor en pesos corrientes de las facturas recibidas por una empresa por concepto de servicios, durante los últimos 12 meses (causación).

Las empresas comercializadoras deberán calcular un indicador por cada uno de los siguientes conceptos:

Compras de electricidad (gas natural)

Peajes

Estampillas

Otros conceptos (relacionados con obligaciones asociadas a servicios).

5. Relación gastos funcionamiento (%). Relación gastos funciona/.= Gastos funciona/. Ingresos operacionales * 100

El indicador es aplicable a las empresas generadoras, transmisoras (transportadoras), distribuidoras y comercializadoras.

Los gastos de funcionamiento corresponden a los egresos de funcionamiento en pesos corrientes realizados por la empresa durante los últimos 12 meses (causación). Se entiende como gastos de funcionamiento:

Gastos de explotación - (depreciación, combustible, seguros de activos, materiales y suministros para mantenimiento, impuestos, arrendamiento activos).

En el caso de las empresas generadoras y comercializadoras de energía, se deben excluir las compras de electricidad.

Los ingresos operacionales corresponden al valor en pesos de las facturas expedidas por la empresa a otras empresas a las que presta servicios, o a los usuarios finales del servicio en el caso de las comercializadoras, durante los últimos 12 meses (causación).

6. Avance físico plan de inversión (%). Desviación física = [1 -a cantidad obra ejecutada/ a cantidad obra prevista] * 100

El indicador es aplicable a las empresas generadoras, transmisoras (transportadoras), distribuidoras y comercializadoras.

Tanto la cantidad obra ejecutada, como la cantidad obra prevista se acumulan mensualmente, sobre la base de un programa anual de inversiones. La sumatoria se efectúa sobre la totalidad de las obras del plan de inversiones.

7. Avance ejecución presupuestal plan de inversión (%). Avance presupuesto = Ejecución ppto. registrada/ejecución ppto. prevista * 100

El indicador es aplicable a las empresas generadoras, transmisoras (transportadoras), distribuidoras y comercializadoras.

Tanto la ejecución presupuesto registrada, como la ejecución presupuesto prevista se acumulan mensualmente, sobre la base de un programa anual de inversiones.

8. Relación suscriptores sin medición (%). El indicador es aplicable a las empresas comercializadoras.

% suscriptores sin medición = # suscriptores sin medición / # suscriptores totales.

9. Reclamos facturación (%). El indicador es aplicable a las empresas comercializadoras. Se contabilizan únicamente los reclamos resueltos a favor del suscriptor.

Reclamos facturación = # reclamos facturación/(facturas expedidas/10.000)*100.

10. Atención reclamos servicio (días). El indicador es aplicable a las empresas comercializadoras.

Tiempo recl. serv. = (fecha solución reclamo 1 - fecha reclamo 1 ) / # reclamos.

11. Atención solicitudes conexión (días). El indicador es aplicable a las empresas transmisoras (transportadoras), distribuidoras y comercializadoras.

Tiempo s. conexión = (fecha conexión solicitud 1 -fecha solicitud 1 ) / # solicitudes.

12. Continuidad servicio (%). El indicador es aplicable a las empresas transmisoras (transportadoras) y a las empresas distribuidoras.

% continuidad = (# susc. afectados * tiempo interrupción) / (8.760 * # total susc.).

Dentro de las interrupciones contabilizadas en horas, en el caso de empresas transmisoras (transportadoras), no se incluyen las originadas por los generadores (o en el caso del sector de gas natural, las interrupciones asociadas con la producción). Dentro de las interrupciones contabilizadas en horas, en el caso de empresas distribuidoras, no se incluyen las originadas por los generadores (o en el caso del sector de gas natural, las interrupciones asociadas con la producción) y/o transmisoras (transportadoras). Las empresas comercializadoras calcularán el indicador, únicamente para confrontar la información que suministren las empresas transmisoras (transportadoras) y distribuidoras.

(Nota: Derogada por la Resolución 72 de 2002 artículo 12 de la Comisión de Regulación de Energía y Gas).

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