A8283ACF9BA39FE20525785A007A60E8 Resolución - 2001 - CREG147-2001
Texto del documento
RESOLUCIÓN No. 147
23 NOV. 2001

LA COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS


C O N S I D E R A N D O:


Que de conformidad con el Artículo 2o., Numeral 4, de la Ley 142 de 1994, el Estado intervendrá en los servicios públicos, entre otros fines, para la "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”;

Que de conformidad con la Ley 143 de 1994, Artículo 20, la función de Regulación, en relación con el sector energético, tiene como objetivo básico asegurar una adecuada prestación del servicio mediante el aprovechamiento eficiente de los diferentes recursos energéticos, en beneficio del usuario en términos de calidad, oportunidad y costo del servicio;

Que para el logro del mencionado objetivo legal, la citada Ley le asignó a la Comisión de Regulación de Energía y Gas la función de promover la competencia, crear y preservar las condiciones que la hagan posible, así como, 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;

Que según lo dispuesto en el Artículo 4o., Literal b, de la Ley 143 de 1994, le corresponde al Estado, en relación con el servicio de electricidad, entre otros objetivos “asegurar una operación eficiente, segura y confiable en las actividades del sector”;

Que según lo previsto en el Artículo 23, literal n, de la Ley 143 de 1994, le corresponde a la CREG definir y hacer operativos los criterios técnicos de calidad, confiabilidad y seguridad del servicio de energía;

Que la Ley 143 de 1994, Artículo 33, establece que: “La operación del sistema interconectado se hará procurando atender la demanda en forma confiable, segura y con calidad del servicio mediante la utilización de los recursos disponibles en forma económica y conveniente para el país”;

Que la Ley 143 de 1994, en sus Artículos 23 y 41, asignó a la Comisión de Regulación de Energía y Gas la función de establecer la metodología de cálculo y aprobar las tarifas por el acceso y uso de las redes eléctricas, así como, los procedimientos para hacer efectivo su pago;

Que el Artículo 39 de la Ley 143 de 1994 establece que los cargos asociados con el acceso y uso del Sistema de Transmisión Nacional (STN), deben cubrir los costos de inversión de las redes, incluido el costo de oportunidad del capital y los costos de administración, operación y mantenimiento, en condiciones adecuadas de calidad y confiabilidad y en condiciones óptimas de gestión, teniendo en cuenta criterios de viabilidad financiera;

Que según el Artículo 18 de la Ley 143 de 1994 compete al Ministerio de Minas y Energía definir los planes de expansión de la red de interconexión, racionalizando el esfuerzo del Estado y de los particulares para la satisfacción de la demanda nacional de electricidad en concordancia con el Plan Nacional de Desarrollo y el Plan Energético Nacional;

Que mediante la Resolución CREG-022 de 2001, se modificaron e incorporaron disposiciones relativas al Plan de Expansión de Referencia del Sistema de Transmisión Nacional y a la metodología para determinar el Ingreso Regulado por concepto de Uso del Sistema de Transmisión Nacional;

Que de conformidad con el Artículo 3o. de la Resolución CREG-022 de 2001, la UPME con base en las observaciones y consideraciones al Plan de Expansión de Transmisión Preliminar que haga público, que le sean remitidas por parte del Comité Asesor de Planeamiento de la Transmisión y de los Terceros Interesados, y tomando como criterio la minimización de los costos de inversión y de los costos operativos y las pérdidas del STN, definirá el Plan de Expansión de Transmisión de Referencia a más tardar el 15 de octubre de cada año;

Que la Resolución CREG-022 de 2001, en su Artículo 6o., dispone que los proyectos consistentes en la ampliación de las instalaciones del STN que se encuentren en operación (montaje de nuevos circuitos sobre estructuras existentes o cambio en la configuración de subestaciones existentes), harán parte del Plan de Expansión de Transmisión de Referencia de acuerdo con lo dispuesto en el Artículo 3o. de dicha Resolución y en esta medida su ejecución podrá ser objetada;

Que la Resolución CREG-022 de 2001, en su Artículo 4o. Parágrafo 1o., prevé la ejecución de obras del STN no incluidas en el Plan de Expansión de Referencia, únicamente en aquellos casos que las mismas están relacionadas con solicitudes de conexión de usuarios al STN;

Que en todo caso, las obras mencionadas en el párrafo anterior se deben realizar mediante el mecanismo de convocatorias de que trata el Artículo 4o. de la Resolución CREG-022 de 2001;

Que como está dispuesto en el Artículo 36 de la Ley 143 de 1994, el Consejo Nacional de Operación, CNO, tiene como función principal acordar los aspectos técnicos para garantizar que la operación integrada del Sistema Interconectado Nacional sea segura, confiable y económica;

Que el Artículo 34, Literal e, de la Ley 143 de 1994, establece que el Centro Nacional de Despacho debe informar periódicamente al Consejo Nacional de Operación acerca de la operación real y esperada de los recursos del sistema interconectado nacional y de los riesgos para atender confiablemente la demanda;

Que durante el año 2000 y en lo que va corrido del año 2001, se han producido repetidos atentados contra la infraestructura de transmisión eléctrica, que han derribado torres y puesto fuera de servicio diversos circuitos del Sistema Interconectado Nacional;

Que la puesta fuera de servicio de circuitos del STN produce debilitamiento y fraccionamiento del Sistema de Transmisión Nacional, poniendo en riesgo la prestación continua e ininterrumpida del servicio eléctrico y la confiabilidad del suministro de energía;

Que el fraccionamiento del Sistema Interconectado Nacional incrementa el riesgo de racionamientos de energía, y provoca efectos negativos sobre el costo de prestación del servicio, en la medida en que impide que la operación del sistema se haga mediante la utilización de los recursos disponibles en forma económica y conveniente para el país, como lo ordena el Artículo 33 de la Ley 143 de 1994, y reduce la competencia en el Mercado de Energía Mayorista;

Que el Ministro de Minas y Energía, en sesión No. 165 de la CREG del día 31 de octubre de 2001, en la cual se presentó la solicitud de ISA para la construcción una variante de línea de Transmisión consistente en una línea de doble circuito a 220 kV de 13.2 km entre la Subestación Guatapé y las líneas san Carlos-Ancón Sur o San Carlos-Esmeralda, y según consta en Acta número 165, informó que en su calidad de presidente de la junta directiva de ISA solicitó el análisis de la situación del STN y la evaluación de alternativas para enfrentar los problemas por los que atraviesa el SIN;

Que el Consejo Nacional de Operación solicitó a la CREG, mediante comunicación con número de radicación CREG-8526 de 2001, analizar la posibilidad de que un Transportador pueda construir directamente variantes de líneas de transmisión, no contempladas en el Plan de Expansión de Transmisión de Referencia, para superar problemas de confiabilidad por voladuras de torres. Así mismo, establecer un mecanismo de remuneración para tales obras;

Que en la actualidad varios activos del STN han sido afectados por frecuentes atentados terroristas que causan su reiterativa indisponibilidad;

Que en la reunión No. 160 del Consejo Nacional de Operación del 20 de septiembre de 2001, el Centro Nacional de Despacho presentó los aspectos técnicos y efectos sobre la operación del Sistema Interconectado Nacional de una variante de línea entre la Subestación Guatapé y la línea San Carlos – Ancón Sur a 230 kV;

Que el Centro Nacional de Despacho, mediante comunicación radicada en la CREG bajo el No. 9743 de 2001, informó lo siguiente:
· Minimizar los riesgos de racionamientos programados por razones energéticas, al permitir un mejor uso de los recursos del SIN, disminuyendo los atrapamientos de energía en las plantas hidráulicas ubicadas en el oriente Antioqueño. · Minimizar los riesgos de colapsos parciales o totales del SIN, especialmente en las Áreas de Antioquia-Chocó y Suroccidente ante atentados.

· Flexibilizar la operación del SIN al poder reconfigurar de una forma rápida la red del STN.

· Disminuir los costos de restricciones.
Que Interconexión Eléctrica S.A. mediante comunicación radicada en la CREG bajo el No. 9874 de 2001, informó que el proyecto propuesto por el CND estaría conformado por las siguientes unidades constructivas, según la clasificación hecha por la Resolución CREG-026 de 1999:
Unidad Constructiva
Cantidad
Línea 230 kV, 2C, Nivel 213.2 km
Bahía Línea Barra Doble + By-pass2 bahías

Que la Comisión, mediante Resolución CREG-026 de 1999, adoptó la metodología para establecer los costos unitarios de las unidades constructivas del STN, fijó los costos unitarios aplicables durante el período 2000-2004 y estableció las áreas típicas de las unidades constructivas de subestaciones;

Que según lo establecido en el Parágrafo del Artículo 2o. de la Resolución CREG-026 de 1999, no se admitirán Unidades Constructivas diferentes a las establecidas en dicha Resolución, durante el período comprendido entre el 1o de enero del año 2000 y el 31 de diciembre del año 2004, y que la totalidad de activos del STN deberán clasificarse directamente o por asimilación, en las Unidades Constructivas establecidas;

Que existen casos en los cuales las unidades constructivas que conformen este tipo de proyectos no corresponden a la ampliación de las instalaciones del STN que se encuentren en operación, prevista en el Artículo 6o. de la Resolución CREG-022 de 2001;

Que mediante comunicación radicada en la CREG con el No. 10154 del 14 de noviembre de 2001, el Centro Nacional de Despacho envió a la CREG los resultados económicos de la simulación de diferentes escenarios energéticos y de disponibilidad de la red que conforma el Sistema de Transmisión Nacional, teniendo en cuenta la existencia y la ausencia del proyecto mencionado anteriormente;

Que la Comisión después de analizar la información enviada por el CND e ISA, ha concluido que la puesta en operación de los activos eléctricos, asociados a la alternativa propuesta por dicha empresa, es viable desde el punto de vista técnico y económico, considerando la remuneración de dicho proyecto según la metodología establecida en la Resolución CREG-022 de 2001 para proyectos existentes, y los beneficios del mismo para la operación del sistema en los términos definidos por las Leyes 142 y 143 de 1994;

Que dadas las condiciones de transitoriedad y oportunidad asociadas a la entrada en operación de las unidades constructivas que se han mencionado, y teniendo en cuenta una remuneración de estos activos con base en costos eficientes de unidades constructivas, no resulta apropiado incluir dichos proyectos en el Plan de Expansión de Referencia y realizar el procedimiento de convocatoria previsto en el Artículo 4o. de la Resolución CREG-022 de 2001;

Que la Comisión, mediante Resolución CREG-061 de 2000, estableció las normas de calidad aplicables a los servicios de Transporte de Energía en el STN y Conexión al STN;

Que la Comisión de Regulación de Energía y Gas, en su sesión No. 169 del 23 de noviembre, acordó expedir la presente Resolución;


R E S U E L V E:




ARTÍCULO 1o. Objeto. Aprobar a Interconexión Eléctrica S.A., la remuneración de una variante de línea de 230 kV a doble circuito, de 13.2 km, entre la Subestación Guatapé y la línea San Carlos – Ancón Sur, la cual estará conformada por las siguientes unidades constructivas, de conformidad con la clasificación establecida en la Resolución CREG-026 de 1999:

Unidad Constructiva
Cantidad
Línea 230 kV, 2C, Nivel 2
13.2 km
Bahía Línea Barra Doble + By-pass
2 bahías

ARTÍCULO 2o. El Ingreso Anual que percibirá Interconexión Eléctrica S.A., a partir de la entrada en Operación Comercial del proyecto, será el siguiente:

Línea:

a. Primer, segundo y tercer año:

b. A partir del cuarto año y siempre que la línea esté en operación comercial:

Bahías de Línea:

Mientras la subestación se encuentre en operación comercial en relación con el proyecto mencionado en el presente Artículo:

En el evento en que el proyecto entre en operación comercial con anterioridad a la fecha prevista en el parágrafo 1o, en todo caso el Ingreso Anual se reconocerá a partir de la fecha prevista en este Artículo para la entrada en operación comercial.


Parágrafo 1o. El proyecto entrará en operación comercial el primer día del sexto mes contado a partir de la entrada en vigencia de la presente Resolución.

Parágrafo 2o. Para efectos de la liquidación y pago mensual del Ingreso correspondiente, el Ingreso Anual se dividirá entre 12 y se actualizará con el Índice de Precios al Productor Total Nacional (IPP) a la fecha respectiva.

Parágrafo 3o. A partir de la fecha de entrada en operación comercial prevista en el Parágrafo 1o., durante los tres (3) años siguientes, y a partir del cuarto (4o.) año durante los períodos en que se solicite la misma, al proyecto de que trata esta Resolución le aplicarán las normas sobre calidad que rijan para el servicio de Transporte de Energía Eléctrica en el STN.

Parágrafo 4o. Una vez cumplidos los tres (3) años siguientes a la entrada en operación comercial del proyecto, de no presentarse los hechos que originaron la necesidad de construir el mismo, el Centro Nacional de Despacho podrá solicitar a Interconexión Eléctrica S.A. E.S.P. la suspensión de la operación comercial de los activos que lo conforman.

Con posterioridad a la suspensión mencionada, el Centro Nacional de Despacho podrá solicitar al transportador que ponga nuevamente en operación comercial el proyecto, cuando las condiciones de operación del STN así lo exijan para garantizar la confiabilidad y seguridad en la operación de éste. Esta solicitud, se deberá realizar mediante comunicación escrita dirigida al representante legal del transportador con mínimo un (1) mes de anticipación a la fecha prevista para la entrada en operación.

ARTÍCULO 3o. El Ingreso Anual requerido por el proyecto señalado en el Artículo 1o. de la presente Resolución, será asignado por el Liquidador y Administrador de Cuentas de los Cargos por Uso del STN, a todos los comercializadores del Sistema Interconectado Nacional, a prorrata de su demanda.



 Concordancia: Artículo: 1 Ib.

Los valores asignados al Comercializador, por concepto de remuneración del proyecto mencionado en el Artículo 1o. de la presente Resolución, serán considerados por éste como parte de la variable CRS: “Costo Restricciones y Servicios Complementarios asignados al comercializador, sin incluir penalizaciones”, en los Costos Adicionales del Mercado Mayorista Oa, que hacen parte de la fórmula para el cálculo del Costo Unitario de Prestación del Servicio, de que trata el Numeral 2 del Anexo Número Uno, de la Resolución CREG-031 de 1997.

Concordancia: Resolución CREG 031-97

Modificado : Resolución CREG 014-04-Art:22

ARTÍCULO 4o. Notificación. La presente Resolución deberá notificarse a Interconexión Eléctrica S.A. E.S.P. y publicarse en el diario oficial. Contra lo dispuesto en este acto procede el recurso de reposición, el cual, podrá interponerse ante la Dirección Ejecutiva, dentro de los cinco (5) días siguientes a la notificación.

Publicada en el Diario Oficial No.44.653 de Diciembre 21 de 2001

NOTIFÍQUESE, PUBLÍQUESE Y CÚMPLASE

Dada en Bogotá, D.C. a los 23 NOV. 2001







RAMIRO VALENCIA COSSIO
DAVID REINSTEIN BENÍTEZ
Ministro de Minas y Energía
Director Ejecutivo
Presidente
Doble click sobre el archivo anexo para bajarlo

Creg147-2001.docCreg147-2001.pdf


Ultima actualización: 03/21/2011 05:21:06 PM