CONCEPTO 10771 DE 2014

(octubre)

<Fuente: Archivo interno entidad emisora>

COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS - CREG

Bogotá, D.C.,

XXXXXXXXXXXXXXX

Asunto: Su derecho de petición del 26 de octubre de 2014

Radicado CREG E–2014–010771

Respetado XXXXX:

Hemos recibido su comunicación en la cual nos plantea las siguientes inquietudes sobre la prestación del servicio que recibe de la Empresa de Energía del Bajo Putumayo:

Por medio de la presente envío un derecho de petición. Para saber realmente quien debe comprar la acometida. Si la empresa puede obligar a las personas a cambiar el medidor sin la autorización de un laboratorio, y la autorización para el incremento del costo desde el mes de junio de 445 a 495 kwh.

Y luego aclara su solicitud así:

Necesitamos aclarar estos puntos. La Empresa de Energía Bajo Putumayo subió el costo y se subió el consumo en el mes de mayo a junio sin causa justa. Tersonas (sic) con un consumo de 100 kw mes les subió a 130 kw mes con los mismos aparato, se están presentando muchos cortos de luz todos los días, si llueve se va las luz, si hace calor se va la luz.

En atención a su solicitud, nos permitimos manifestar que la Comisión de Regulación de Energía y Gas tiene competencia para expedir la regulación de los servicios públicos domiciliarios de electricidad y gas combustible y para emitir conceptos de carácter general y abstracto sobre los temas materia de su regulación, según las funciones señaladas en las leyes 142 y 143 de 1994,.

La función de inspección, vigilancia y control del cumplimiento de las normas a que están sujetos los prestadores de servicios públicos no corresponde a la Comisión, sino a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, en lo relacionado con la prestación de los servicios públicos domiciliarios; y a la Superintendencia de Industria y Comercio en relación con las prácticas contrarias a la libre competencia y es por tal razón que esta Comisión de Regulación no puede investigar, controlar o sancionar las conductas de los prestadores de los servicios públicos domiciliarios.

En cumplimiento de sus funciones, la Comisión expidió la Resolución CREG 108 de 1997 mediante la cual se señalaron los criterios generales de protección de los derechos de los usuarios de los servicios públicos domiciliarios de energía eléctrica y gas combustible por red física, en relación con facturación, comercialización y demás asuntos relativos a la relación entre la empresa y el usuario, y se dictan otras disposiciones, en su artículo 23 establece:

Artículo 23. De la propiedad de las conexiones domiciliarias. De acuerdo con lo dispuesto en el artículo 135 de la ley 142 de 1994, la propiedad de las redes, equipos y elementos que integran una acometida externa será de quien los hubiere pagado, si no fueren inmuebles por adhesión. Pero ello no exime al suscriptor o usuario de las obligaciones resultantes del contrato y que se refieran a esos bienes.

Sin perjuicio de las labores propias de mantenimiento o reposición que sean necesarias para garantizar el servicio, las empresas no podrán disponer de las conexiones cuando fueren de propiedad de los suscriptores o usuarios, sin el consentimiento de ellos.

Lo aquí dispuesto no impide que se apliquen los procedimientos para imponer a los propietarios las servidumbres o la expropiación, en los casos y condiciones previstos en la ley. (Subrayado fuera de texto)

Adicionalmente en el artículo 34 de la Resolución CREG 038 de 2014 por la cual se modificó el código de medida establece los requisitos para la reposición o cambio de los medidores en cabeza del representante de la frontera, RF, en este caso la Empresa de Energía del Bajo Putumayo, en adelante la EEBP:

Artículo 34. Reposición de elementos del sistema de medición. Es obligación del RF asegurar el reemplazo de los elementos del sistema de medición en los siguientes casos:

a) Por falla, cuando se establezca que el funcionamiento no permite determinar los consumos o transferencias de energía de acuerdo con lo establecido en este Código y no sea posible la reparación o ajuste del elemento.

b) Por hurto.

c) Cuando el desarrollo tecnológico ponga a disposición instrumentos de medida más precisos, rigiéndose por los principios de eficiencia y adaptabilidad establecidos en el artículo 6 de la Ley 143 de 1994.

d) Por mutuo acuerdo entre el suscriptor o usuario y el comercializador.

e) En las fronteras sin reporte al ASIC, la empresa prestadora del servicio podrá remplazar el medidor ante falla o hurto cuando el suscriptor o usuario, pasado un periodo de facturación, no tome las acciones necesarias para reemplazarlo. El costo asociado al remplazo deberá ser asumido por el suscriptor o usuario.

f) Las demás señaladas en esta resolución.

De acuerdo con el artículo 146 de la Ley 142 de 1994, la falta de medición del consumo, por acción u omisión del suscriptor o usuario, justificará la suspensión del servicio o la terminación del contrato, sin perjuicio de que la empresa determine el consumo en las formas que establece la Ley 142 de 1994.

En caso de que la corrección del sistema de medición de la frontera comercial requiriera de la presencia del OR o Transmisor Nacional, se debe seguir el procedimiento establecido en los artículos 47 y 48 de la Resolución CREG 156 de 2011 o aquella que la modifique, adicione o sustituya.

Para establecer que el funcionamiento de un medidor no permite determinar el consumo o transferencia de energía se debe realizar una calibración conforme a lo señalado en el artículo 11 de la presente resolución, siempre y cuando el estado del equipo así lo permita. (Hemos destacado)

Adicionalmente el artículo 144 de la Ley 142 de 1994 señala:

ARTÍCULO 144. DE LOS MEDIDORES INDIVIDUALES. Los contratos uniformes pueden exigir que los suscriptores o usuarios adquieran, instalen, mantengan y reparen los instrumentos necesarios para medir sus consumos. En tal caso, los suscriptores o usuarios podrán adquirir los bienes y servicios respectivos a quien a bien tengan; y la empresa deberá aceptarlos siempre que reúnan las características técnicas a las que se refiere el inciso siguiente.

La empresa podrá establecer en las condiciones uniformes del contrato las características técnicas de los medidores, y del mantenimiento que deba dárseles.

No será obligación del suscriptor o usuario cerciorarse de que los medidores funcionen en forma adecuada; pero sí será obligación suya hacerlos reparar o reemplazarlos, a satisfacción de la empresa, cuando se establezca que el funcionamiento no permite determinar en forma adecuada los consumos, o cuando el desarrollo tecnológico ponga a su disposición instrumentos de medida más precisos. Cuando el usuario o suscriptor, pasado un período de facturación, no tome las acciones necesarias para reparar o reemplazar los medidores, la empresa podrá hacerlo por cuenta del usuario o suscriptor. (Hemos destacado)

Por lo anterior, en el caso de que el medidor sea de propiedad del usuario, la empresa debe justificar su retiro para ser sometido a calibración. Solo cuando los resultados de estas pruebas confirmen que el medidor no permite establecer adecuadamente los consumos, corresponderá al usuario o la empresa, según se haya definido en el contrato de condiciones uniformes, proceder a su cambio.

En cuanto al cambio del valor del kilovatio hora, nos permitimos informarle que, con relación al servicio de energía eléctrica, el Costo Unitario de prestación del servicio de energía eléctrica (Cu), es decir el costo por unidad de energía (kWh), que se refleja en su factura, resulta de la aplicación, por parte de las empresas prestadoras del servicio, de las fórmulas establecidas por la CREG en diferentes resoluciones.

Dichas fórmulas reflejan los costos que implican la generación, la transmisión y la comercialización de la energía eléctrica para cada mercado. Estos costos pueden variar por diversas circunstancias, como la disponibilidad de agua, el costo de los combustibles de origen fósil como el gas natural o el carbón, costos de insumos para las líneas de transmisión y distribución como el cobre o el aluminio, y características del mercado, en el caso de los costos de comercialización, entre otras.

Es necesario aclarar que la fórmula tarifaria es la misma aplicable a todo el Sistema Interconectado Nacional, sus componentes corresponden a los costos de la cadena de prestación del servicio que enfrenta la empresa para la atención de los usuarios del servicio. Para una mayor comprensión de cada uno de estos costos, en el anexo a esta comunicación se presenta una descripción de ellos y se dan algunos datos sobre la empresa de su interés.

Por lo general, de acuerdo con la fórmula establecida en la Resolución CREG 119 de 2007 las principales causas de las variaciones de las tarifas son las siguientes:

- Los precios de compra de energía pactados en los contratos que suscriba cada empresa prestadora del servicio con las empresas generadoras, o en su ausencia, los precios de bolsa del mercado mayorista de energía. Estos precios dependen, como ya lo mencionamos, de la disponibilidad de agua y de los precios de combustibles necesarios para la generación de energía.

- La aplicación del esquema de ADD. Dado que existen diferencias importantes en el valor de la componente de distribución de energía eléctrica en algunas regiones del país, el Gobierno Nacional expidió el Decreto 388 de 2007 estableciendo las Áreas de Distribución de Energía Eléctrica, ADD, reglamentadas a través de la Resolución CREG 058 de 2008⁽¹⁾, unificándose el valor del cargo de distribución en los sistemas de distribución al interior de una misma ADD, con lo que las tarifas de algunos usuarios presentaron disminuciones en dichos cargos y las tarifas de otros presentaron aumentos respecto de los que venían afrontando.

- Las variaciones de los indicadores económicos (IPC o IPP), las cuales se aplican en la mayoría de los componentes mensualmente.

Con base en tales fórmulas y teniendo en cuenta las características de cada mercado, cada empresa calcula el costo de prestación del servicio. Por esta razón, si desea conocer cómo se determinó el costo unitario de prestación del servicio que aparece en su factura o las razones que han dado origen a variaciones en el mismo, le recomendamos que, usando el derecho que usted tiene, se dirija a su prestador de servicio para que sea éste quien le de esta información.

Es importante informarle que los usuarios tienen derecho a presentar peticiones, quejas y/o reclamos ante la empresa prestadora de servicios públicos domiciliarios, de conformidad con lo dispuesto en los artículos 152 y siguientes de la Ley 142 de 1994. Si el usuario presenta una petición ante la empresa que le presta el servicio y ésta no la responde en un término de 15 días hábiles opera el silencio administrativo positivo, es decir que por mandato de la ley debe entenderse aceptada la petición del usuario.

Así mismo, si el usuario presenta un reclamo y no queda satisfecho con la respuesta recibida, puede interponer ante la empresa un “recurso de reposición y en subsidio de apelación”. La empresa resolverá el recurso de reposición y si la respuesta no fuere favorable al usuario, la empresa remitirá el expediente a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios para que resuelva la apelación

No obstante lo expuesto, para mayor ilustración en el anexo a esta comunicación se explica la manera como se debe determinar el valor de la factura del servicio de energía eléctrica, según la regulación vigente.

En este contexto encontramos que la EEBP ha reportado a la CREG la siguiente información para el último año sobre las tarifas ofrecidas a los usuarios industriales y residenciales de estrato 4:

Por último y en relación con los continuos cortes de energía que se presentan, a continuación hacemos una breve descripción de la regulación establecida en la CREG sobre la calidad del servicio y sus indicadores.

El numeral 6.3 de la Resolución CREG 070 de 1998, modificado por las resoluciones CREG 089 de 1999, 096 de 2000, 113 de 2003 y 103 de 2004, establece que las empresas operadoras de red, OR, para el caso la EEBP, deben suministrar energía eléctrica con una cantidad y duración de interrupciones inferior a las metas allí establecidas.

Estas metas varían según el grupo de calidad al que pertenezcan los circuitos o transformadores con los que se entrega la energía a cada usuario. La asignación del grupo de calidad mencionado depende del tamaño de la población en donde se encuentre ubicado el circuito o transformador.

El OR debe registrar la cantidad de interrupciones (FES) y la duración total de las mismas (DES) que se sucedieron en su red durante cada trimestre. Esto lo debe informar a sus usuarios en la factura del servicio de energía. Así mismo debe informar si los valores de DES y/o de FES superaron las metas establecidas y en ese caso compensar monetariamente a cada uno de sus usuarios, regulados y no regulados. Esta compensación se hace efectiva como un valor descontado en la factura del servicio.

La información sobre interrupciones del servicio sucedidas en las redes atendidas por los diferentes OR es reportada por éstos en el Sistema Único de Información, SUI, administrado por la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, SSPD.

El cumplimiento de las mencionadas normas es responsabilidad de la empresa. Sin embargo, como ya dijimos la entidad encargada de vigilar y controlar el cumplimiento de la regulación es la SSPD.

En los anteriores términos damos por atendida su solicitud, con el alcance previsto en el artículo 28 del Código de Procedimiento Administrativo y de lo Contencioso Administrativo. Le invitamos a consultar nuestra página web, www.creg.gov.co, en la cual encontrará el texto completo de la normatividad mencionada en esta comunicación.

Atentamente,

JORGE PINTO NOLLA

Director Ejecutivo

Anexo: lo anunciado

ANEXO.

ESQUEMA TARIFARIO DEL SERVICIO DE ENERGÍA ELÉCTRICA.

Las tarifas del servicio público domiciliario de energía eléctrica reflejan la aplicación del principio de solidaridad y redistribución del ingreso establecido en la Ley 142 de 1994 sobre el Costo Unitario de Prestación del Servicio (CU) y se encuentran establecidas a través de la Resolución CREG 079 de 1997 así:

En el Sistema interconectado nacional, el Costo Unitario de Prestación del Servicio, (CU), es un costo económico eficiente que resulta de agregar los costos de las actividades de Generación, Transmisión, Distribución y Comercialización, definido por la Resolución CREG 119 de 2007.

El Costo Unitario de Prestación del Servicio consta de un componente variable de acuerdo con el nivel de consumo, expresado en $/kWh, y un componente fijo, expresado en $/factura, según se indica a continuación:

Cada uno de los componentes varía en diferentes periodos de tiempo, de la siguiente manera:

Componente	Definición del Componente	Explicación	Factores de Variación
	Costo de compra de energía ($/kWh- pesos por kilovatio-hora) para el mes m, del Comercializador Minorista.	Este componente corresponde al costo de compra de energía por parte del comercializador, bien en el mercado diario “spot” denominado la bolsa de energía o en contratos a largo plazo con generadores u otros comercializadores.	· Los contratos de energía a largo plazo que representan el mayor porcentaje en el total de compras de los comercializadores se indexan principalmente con el Índice de Precios al Consumidor -IPC. · El precio de bolsa varía hora a hora en cada día de acuerdo con las condiciones del mercado.
	Costo por uso del Sistema Nacional de Transmisión ($/kWh) para el mes m determinado	Es el valor único para todos los comercializadores con el cual se paga el transporte de energía desde las plantas de generación hasta las Redes de Transmisión Regional (STR).	La actualización se realiza con el Índice de Precios al Productor (IPP). Varía mensualmente por las variaciones en la demanda nacional.
	Costo por uso de Sistemas de Distribución ($/kWh) correspondiente al nivel de tensión n para el mes m. Los niveles de tensión son 1, 2, 3, y 4. En general los usuarios residenciales están conectados al nivel 1.	Corresponde al valor que se paga por transportar la energía desde el Sistema de Transmisión Nacional hasta el usuario final a través de los Sistemas de Transmisión Regional y de Distribución Local. Estos valores se definen por la CREG para cada empresa distribuidora. Dadas las diferencias en el valor de este componente entre distintos sistemas, el Ministerio de Minas y Energía, MME, ordenó la creación de Áreas de Distribución de Energía Eléctrica, ADD, con el objeto de unificar el cargo al interior de una misma ADD. Las ADD actualmente determinadas por el MME son: Oriente: Codensa, EEC, EBSA, ELECTROHUILA y ENELAR. Occidente : EMCALI, EPSA, EMCARTAGO, Empresa Municipal de Energía Eléctrica, CETSA, CEDELCA y CEDENAR Sur: ELECTROCAQUETÁ, EMSA, ENERGUAVIARE, ENERCA, EEPSA, EEBP Y EMEVASI Centro: ESSA, CENS, EPM, EDEQ, EEP, CHEC y Ruitoque	La actualización se realiza con el Índice de Precios al Productor (IPP). Varía mensualmente. Por la creación de las ADD, donde se unificó el cargo se debieron presentar variaciones para los usuarios. (Los que tenían cargos superiores al unificado del ADD tuvieron disminuciones mientras que los que tenían cargos inferiores al del ADD presentaron incrementos)
	Margen de Comercialización correspondiente al mes m, del Comercializador Minorista, expresado en ($/kWh).	Remunera los costos variables asociados con la comercialización de la energía, tales como el margen de la actividad, riesgo de cartera, pagos al Administrador del Mercado y al Centro Nacional de Despacho, así como las contribuciones a la CREG y a la SSPD y los costos de atención comercial del usuario.	La actualización se realiza con el Índice de Precios al Consumidor (IPC). Varía mensualmente
	Costo de Restricciones y de Servicios asociados con generación en $/kWh asignados al Comercializador Minorista i en el mes m.	Corresponde a los costos de la generación más costosa que debió utilizarse para que el Sistema de Transmisión Nacional opere de manera segura y/o por las limitaciones de su red.	Es variable por cuanto depende principalmente de la magnitud de la indisponibilidad de los activos de transmisión. Varía mensualmente
	Costo de compra, transporte y reducción de pérdidas de energía ($/kWh) acumuladas hasta el nivel de tensión n, para el mes m, del Comercializador Minorista	Corresponde al costo reconocido de pérdidas de energía que por razones técnicas o no técnicas se pierden tanto en el Sistema de Transmisión Nacional como en el Sistema de Transmisión Regional y Distribución Local; así como los costos de los programas de reducción de pérdidas no técnicas que se realicen por Mercado de Comercialización.	Variará por empresa de acuerdo al costo aprobado.

Subsidios y contribuciones

Una vez las empresas calculan el Costo Unitario de Prestación del Servicio (CU) como la suma de los componentes anteriormente mencionados, deben cumplir con las disposiciones legales sobre subsidios y contribuciones, así:

a) Para el caso de los estratos 1 y 2, la Ley 1117 de 2006, modificada por la Ley 1428 de 2010, establece que la aplicación de subsidios al Costo Unitario de Prestación del Servicio, CU a partir de enero de 2007 y hasta diciembre del año 2014, debe hacerse de tal forma que el incremento a estos usuarios en relación con sus consumos básicos o de subsistencia corresponda en cada mes como máximo a la variación del Índice de Precios al Consumidor, IPC. De cualquier forma el subsidio no podrá superar el 60% en el estrato 1 y el 50% en el estrato 2. Regulatoriamente estas disposiciones están abordadas en la Resolución CREG 186 de 2010.

b) Para los usuarios de estrato 3, el subsidio es hasta del 15% sobre el CU del consumo básico o de subsistencia.

c) Los usuarios de estrato 4 no pagan contribución ni son sujetos de subsidio; esto es, la tarifa que se les aplica es igual al CU.

d) Los usuarios de estratos 5 y 6, así como los usuarios comerciales e industriales, deben pagar una contribución del 20% sobre el CU; esto significa que la tarifa para este grupo es igual 1.2 veces el CU.

De cualquier forma, el artículo 125 de la Ley 142 de 1994 determina que las empresas podrán actualizar las tarifas que cobran a sus usuarios cada vez que se acumule una variación de, por lo menos, un tres por ciento (3%) en alguno de los índices de precios que considera la fórmula. Es decir, aunque uno cualquiera de los componentes varíe de manera mensual, en caso que la variación acumulada no supere el 3% con respecto al anteriormente cobrado, las tarifas no se podrán actualizar.

Es importante anotar que la Ley 1430 de 2010 en su artículo 2o estableció:

Artículo 2o. Contribución sector eléctrico usuarios industriales. Modifíquese el parágrafo 2o y adiciónese un nuevo parágrafo al artículo 211 del Estatuto Tributario, modificado por el artículo 13 de la Ley 633 de 2000, el cual quedará así:

“Parágrafo 2o. Para los efectos de la sobretasa o contribución especial en el sector eléctrico de que trata el artículo 47 de la Ley 143 de 1994, se aplicará para los usuarios industriales, para los usuarios residenciales de los estratos 5 y 6, y para los usuarios comerciales, el veinte por ciento (20%) del costo de prestación del servicio.

Los usuarios industriales tendrán derecho a descontar del impuesto de renta a cargo por el año gravable 2011, el cincuenta por ciento (50%) del valor total de la sobretasa a que se refiere el presente parágrafo. La aplicación del descuento aquí previsto excluye la posibilidad de solicitar la sobretasa como deducible de la renta bruta.

A partir del año 2012, dichos usuarios no serán sujetos del cobro de esta sobretasa. Así mismo, el gobierno establecerá quién es el usuario industrial beneficiario del descuento y sujeto de la presente sobretasa.

Parágrafo 3o. Para los efectos del parágrafo anterior, el Gobierno Nacional reglamentará las condiciones necesarias para que los prestadores de los servicios públicos, a que se refiere el presente artículo, garanticen un adecuado control, entre las distintas clases de usuarios del servicio de energía eléctrica”.

La mencionada ley fue reglamentada por el Decreto 2915 de 2011. Con lo expuesto hasta aquí, las tarifas varían normalmente de acuerdo con la aplicación integral de las normas para su actualización, con los cálculos para cada empresa y mercado, conforme a la fórmula tarifaria vigente y según lo contenido en la metodología establecida para cada una de las actividades involucradas en la cadena de prestación del servicio, donde cada actividad tiene una metodología de remuneración compuesta por una serie de resoluciones que la rigen.

NOTA AL FINAL:

1. Modificada por las resoluciones CREG 068 y 070 de 2008, 189 de 2009, 116 de 2010, 149 de 2010 y 133 de 2013.