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 de acuerdo con los Decretos 1524 y 2253 de 1994 y,
C O N S I D E R A N D O:
I. ANTECEDENTES
Que el 19 de junio de 2003, la Comisión de Regulación de Energía y Gas-CREG expidió la Resolución CREG-036 “Por la cual se aprueban el Costo Anual por el uso de los Activos del Nivel de Tensión 4 de los Sistemas de Transmisión Regional (STR) y los Cargos Máximos de los Niveles de Tensión 3, 2 y 1 del Sistema de Distribución Local (SDL), operados por la EMPRESA DE ENERGÍA DE PEREIRA S.A. E.S.P.”;
Que mediante escrito con radicación E-2003-006828 del 16 de julio de 2003, el Gerente de la EMPRESA DE ENERGÍA DE PEREIRA S.A. E.S.P. (en adelante EEP) interpuso oportunamente recurso de reposición para que se modifique el Artículo 2 de la Resolución CREG 036 de 2003, “... para efectos de que sean revalorados los cargos máximos de los Niveles de Tensión 3 y 2 ...”;
Que mediante comunicación S-2003-02845, se solicitaron a la EEP aclaraciones con respecto a algunos de los equipos de la subestación “Dosquebradas” reportados dentro de la solicitud de cargos, cuya respuesta se recibió con la comunicación radicada en la CREG con el número E-2003-08068;
Que mediante comunicación S-2003-02852, se requirió a la firma Sistemas 2000 Ltda. para precisar algunos de los comentarios incluidos en los informes entregados por dicha firma, en desarrollo del contrato suscrito con ellos para la verificación de la calidad de la información entregada por la EEP, a lo cual Sistemas 2000 Ltda. respondió mediante la comunicación radicada en la CREG con el número E-2003-08139;
Que el recurrente fundamenta su petición, en los siguientes argumentos:
A. Subestación Pavas
“2) De conformidad con el anexo UNIDADES CONSTRUCTIVAS DE SUBESTACIONES de la sesión 215, se encuentra que no se reconoce lo correspondiente a la Subestación Pavas y se enuncia como observación "El OR en marzo informa que en dos meses habrá un circuito en operación. Auditor informó fecha de entrada en operación el 4 de Enero de 2003".
La EEP considera que dichos activos deben remunerarse con base en los siguientes argumentos:
a) La Subestación Pavas fue construida en el año 2001, buscando disminuir restricciones técnicas presentadas en el Circuito 9 de Cuba, ya que este se encontraba en sus límites operativos, para lograr así una atención eficiente de la demanda a partir del mismo año.
b) De manera inicial dicha Subestación estuvo energizada a finales del año 2001, pero por dificultades técnicas debieron exigirse algunas adecuaciones a la firma contratante, lo que hizo que la Subestación se pudiera energizar nuevamente en el segundo semestre del año 2002, sin embargo, a raíz de reconfiguraciones topológicas del circuito asociado , asume su carga definitiva a partir del 4 de Enero del año 2003.
c) Tratándose entonces de un activo que ha hecho parte del Sistema de Distribución Local de la EEP desde el año 2001, y que de hecho ha atendido demanda asociada; consideramos justo que sea reconocido para el cálculo de los Cargos por Uso, en los Niveles de Tensión asociados, II y III, teniendo en cuenta que su razón de ser no es la atención de una demanda futura, sino que se trata de eliminar una restricción técnica para garantizar la atención adecuada de la demanda actual.
d) Debe tenerse en cuenta que es una activo el cual se encuentra actualmente en operación, atendiendo la demanda vigente, y su remuneración es signficativa. (sic)”
B. Subestación Dosquebradas
“3) De conformidad con el anexo UNIDADES CONSTRUCTIVAS DE SUBESTACIONES de la sesión 215, se encuentra que tampoco se reconoce para la Subestación Dosquebradas (DQ) la Unidad Constructiva N3S30, correspondiente al Módulo Común de 33 KV.
La EEP considera que dicho activo debe remunerarse con base en los siguientes argumentos:
a) Esta aclaración fue realizada por la EEP, de hecho en el cuadro entregado por la CREG pag. 13 SUBESTACIONES en lo que corresponde a la S/E Dosquebradas la Observación es clara "..... Se requirió ampliación y hay nueva construcción de obra civil y equipos en terreno adyacente, 20 mts después de un cruce de vía."
b) La EEP reitera: Se trata de dos construcciones diferentes, es decir, infraestructura eléctrica independiente, obra civil independiente, equipos independientes, se manifestó en las aclaraciones solicitadas: “.... La ampliación a 115 KV, significó la construcción de practicamente una nueva Subestación con ubicación física independiente de la Subestación Dosquebradas y a la que es necesario asociar tanto los servicios auxiliares A.C y D.C como su respectiva celda de medida”. Lo que implica que existan dos componentes, uno para 33 KV y otro para 115 KV; cada uno con su respectivo Módulo Común.”
C. Unidad Constructiva N2CR7
“4) De conformidad con el anexo TRANSFORMADORES Y COMPENSACIONES de la sesión 215, se encuentra que tampoco se reconoce para la Subestación Dosquebradas (DQ) la Unidad Constructiva N2CR7:
a) En la observación se hace alusión a “....¿Fecha de entrada en operación?. En la respuesta del OR no se precisa la fecha."
b) La EEP no considera viable esta observación ya que según comunicación CREG 0965 de Marzo 13 de 2003, en el Anexo 2 se solicitó aclaración de la capacidad, la cual fue reiterada por la EEP. No se solicitó aclaración respecto a la fecha de entrada en funcionamiento; sin embargo deseamos aclarar que dichos bancos fueron adquiridos a través del Contrato CO-148 de 1995, entrando en operación al año siguiente, es decir, 1996.”
II. ANÁLISIS DE LA CREG
Que para resolver el recurso interpuesto, la Comisión considera:
A. Subestación Pavas
Dentro de la información de activos de distribución cargada en la Base de Datos de la CREG, que se utilizó para la definición de los cargos aprobados, se encontró la siguiente observación por parte de la EEP para el transformador (N3T3) de la subestación Pavas: “NO CUENTA CON OLTC - PROX. A ENTRAR EN SERVICIO” y no había reporte de circuitos que salieran de esta subestación.
Por este motivo se le consultó a la empresa sobre esta subestación a lo cual, en comunicación radicada en la CREG con el número 02875 del 21 de marzo de 2003, se responde lo siguiente:
“... a pesar de haber sido energizada, la EEP considera que en menos de dos meses, el OR declarará el circuito con código 1PA, alimentador que sale de la nueva subestación eléctrica de Pavas y que permitirá descargar el circuito con código 9CU para alimentar cargas como Galicia, Puerto Caldas y Caimalito.”
Dado que esta subestación fue objeto de revisión por parte de la firma Sistemas 2000 Ltda., contratada por la CREG para verificar la calidad de la información reportada por la EEP, en comunicación MMECREG 0436 del 12 de febrero de 2003 se solicitó a la firma auditora lo siguiente:
“En el punto 3 del numeral 1.3 se menciona que el transformador de la subestación Pavas se encontró en servicio pues había sido reportado como próximo a entrar en servicio. Se solicita precisar la fecha de entrada en operación de dicho equipo y dicha subestación.”
La firma Sistemas 2000 Ltda., en el informe radicado en la CREG con el número 01688 del 21 de febrero de 2003, indica lo siguiente:
“En cuanto a la subestación Pavas se encontró y reportó en servicio. Según información de la empresa, dicha subestación se puso en servicio el 4 de Enero de 2003.”
Esta fecha es ratificada en el recurso presentado por la empresa cuando señala:
“De manera inicial dicha Subestación estuvo energizada a finales del año 2001, pero por dificultades técnicas debieron exigirse algunas adecuaciones a la firma contratante, lo que hizo que la subestación se pudiera energizar nuevamente en el segundo semestre del año 2002, sin embargo, a raíz de reconfiguraciones topológicas del circuito asociado, asume su carga definitiva a partir del 4 de Enero del año 2003.
Tratándose entonces de un activo que ha hecho parte del Sistema de Distribución Local de la EEP desde el año 2001, y que de hecho ha atendido demanda asociada; consideramos justo que sea reconocido para el cálculo de los Cargos por Uso, ...”
Adicionalmente, dentro de las pruebas entregadas por la empresa se recibieron copias del acta de recibo y del acta de liquidación del contrato No. 082-00 suscrito con Asea Brown Boveri Ltda., cuyo objeto fue el “Diseño, suministro, montaje, supervisión y puesta en funcionamiento de la subestación Pavas provisional”; contrato terminado el 7 de julio de 2001.
De acuerdo con lo anterior, se acepta reconocer la remuneración de la subestación Pavas y de las unidades constructivas reportadas para ella dado que, de acuerdo con la reciente información entregada por la empresa en el recurso, esta subestación ha estado en servicio desde el año 2001.
B. Subestación Dosquebradas
En el Anexo 1 del Documento CREG 034 de 2003, que sirvió de base para la aprobación de la Resolución CREG 036 de 2003, se anota:
“El Módulo Común es el conjunto de equipos comunes que sirven a toda una subestación, tales como servicios auxiliares, protección de barras, sistemas de control y comunicaciones, etc., definición establecida en el Artículo 1º de la Resolución CREG 026 de 1999 e igualmente entendida por los Operadores de Red como se demuestra en la página 15 del documento “Unidades Constructivas y Costos Unitarios de los Sistemas de Distribución Local y transmisión Regional” presentado por el Comité de Distribución del Consejo Nacional de Operación a esta Comisión mediante comunicación escrita con radicado CREG 9422 de 2002, donde se expresa “...Se configura un solo módulo común por subestación, correspondiendo a la configuración requerida para el nivel de tensión superior existente en ella.”. Con base en lo anterior, en los casos donde el OR presentó más de una Unidad Constructiva de Módulo Común para una misma subestación, se eliminó la UC de Módulo Común de menor nivel de tensión de las presentadas.”
Con base en lo anterior y teniendo en cuenta que la empresa reportó una subestación “Dosquebradas”, se reconoció únicamente el módulo común de Nivel de Tensión 4.
Sin embargo, dado que en el recurso la empresa informa que se trata de dos construcciones totalmente independientes se le solicitó a la EEP discriminar los equipos pertenecientes a cada una. La empresa, mediante la comunicación radicada con el número E-2003-08068 del 28 de agosto, hizo la separación de las unidades constructivas reportadas e informó que cada uno de los módulos comunes existentes cuenta con todos los equipos que conforman estas unidades.
Por lo anterior, se debe ajustar la base de datos para incluir un módulo común de Nivel de Tensión 3.
C. Unidad Constructiva N2CR7
Dentro de la información de activos de distribución cargada en la Base de Datos de la CREG, que se utilizó para la definición de los cargos aprobados, se encuentra la siguiente observación por parte de la EEP para la unidad de compensación reactiva (N2CR7) de la subestación Dosquebradas: “PROX. A ENTRAR EN SERVICIO”.
La CREG, en la comunicación MMECREG-00965 del 13 de marzo de 2003, solicita a la empresa lo siguiente:
“Para el equipo N2CR7 de la subestación DQ, el OR incluye la siguiente observación: “PROX. A ENTRAR EN SERVICIO”, se solicita informar la fecha de entrada en operación.”
La respuesta de la empresa a esta solicitud, radicada con el número 02875 del 21 de marzo de 2003, señala lo siguiente:
“El equipo N2CR7 de la subestación Dosquebradas entrará en operación en aproximadamente un mes, una vez se cambie el cable seco que lo conecta al Barraje 13.2 kV de la subestación y que resultó afectado a raíz de la explosión de un equipo contiguo.”
La empresa desconoce las anteriores informaciones cuando en el recurso señala:
“No se solicitó aclaración respecto a la fecha de entrada en funcionamiento; sin embargo deseamos aclarar que dichos bancos fueron adquiridos a través del Contrato CO-148 de 1995, entrando en operación al año siguiente, es decir, 1996.”
Con la información que contaba la CREG al momento de la aprobación de los cargos, dado que la empresa no precisó la fecha de entrada en operación de la unidad de compensación, se asumió que dicho equipo no había entrado en operación y por lo tanto no se reconoció dentro del listado de activos. Pero teniendo en cuenta la nueva información sobre dicha fecha, se debe reconocer la unidad constructiva N2CR7 de la subestación Dosquebradas que entró en operación en 1996, como ahora lo informa la empresa en el recurso.
Que con base en los cambios propuestos y aplicando la metodología contenida en la Resolución CREG 082 de 2002 se recalcularon, para los sistemas operados por la EMPRESA DE ENERGÍA DE PEREIRA S.A. E.S.P., las siguientes variables principales:
a) Costo anual para remunerar los activos de los Niveles de Tensión 4, 3 y 2, sin aplicar los criterios de eficiencia de que trata el Anexo No 8 de la Resolución CREG 082 de 2002:
b) Costo anual para remunerar los activos de los Niveles de Tensión 4, 3 y 2, aplicando los criterios de eficiencia de que trata el Anexo No 8 de la Resolución CREG 082 de 2002 y los aprobados mediante Resolución CREG 030 de 2003:
Que con base en los anteriores cambios se hace necesario recalcular los Cargos Máximos de los Niveles de Tensión 2 y 3, establecidos en el Artículo 2 de la Resolución CREG 036 de 2003;
Que como resultado del recálculo de los Cargos Máximos del Nivel de Tensión 2, es necesario modificar el Cargo de Transición y el porcentaje de incremento mensual establecidos en el Artículo 7 de la Resolución CREG 036 de 2003, guardando la consistencia adecuada;
Que la Comisión de Regulación de Energía y Gas, en su sesión No. 221 del 11 de septiembre de 2003, acordó expedir la presente Resolución;
R E S U E L V E:
Artículo 1. Modificar el Artículo 2 de la Resolución CREG 036 de 2003, el cual quedará así:
“Artículo 2. Cargos Máximos de los Niveles de Tensión 3 y 2. Los Cargos Máximos de los Niveles de Tensión 3 y 2, en valores monomios, del sistema operado por la EMPRESA DE ENERGÍA DE PEREIRA S.A. E.S.P., en cada año del período tarifario, serán los siguientes:
Parágrafo. De conformidad con lo establecido en el Numeral 2 del Anexo No 4 de la Resolución CREG 082 de 2002, los Cargos Máximos de que trata el presente Artículo, serán liquidados y facturados por el OR a cada uno de los Comercializadores que atienden Usuarios Finales conectados a su sistema en los Niveles de Tensión 3 y 2, y a los OR que tomen energía de su sistema en los mismos niveles de tensión. Estos cargos serán igualmente liquidados y facturados respecto de la demanda de los usuarios de Nivel de Tensión 1 referida al Nivel de Tensión 3 o 2, según el caso, como se deriva de lo establecido en el literal d. numeral 4 del Anexo No 4 de la Resolución CREG 082 de 2002.”
Concordancia: Resolución CREG 036-03 Artículo 2
Artículo 2. Modificar el Artículo 7 de la Resolución CREG 036 de 2003, el cual quedará así:
“Artículo 7. Segunda Etapa de la Transición Tarifaria: Para dar cumplimiento a lo establecido en la Resolución CREG 032 de 2003 se establecen los siguientes parámetros para la EMPRESA DE ENERGÍA DE PEREIRA S.A. E.S.P., en cuanto a la gradualidad en la aplicación del Cargo Máximo de Nivel de Tensión 2 establecida en el numeral 3 del Artículo 2 de dicha Resolución:
- Cargo de transición para el primer mes de aplicación del Cargo Máximo de Nivel de Tensión 2 aprobado en esta Resolución: 24.4058 $/kWh (pesos de diciembre de 2001).
- Porcentaje de incremento mensual: 3.0%, en términos reales.
- Plazo: 18 meses.”
Concordancia: Resolución CREG 036-03 Artículo 7
Artículo 3. Notificar personalmente el contenido esta Resolución al representante de la EMPRESA DE ENERGÍA DE PEREIRA S.A. ESP, y hacerle saber que contra lo dispuesto en ella no procede recurso alguno por la vía gubernativa.
Publicada en el Diario Oficial No. 45.326 del 30 de septiembre de 2003
NOTIFÍQUESE, PUBLÍQUESE Y CÚMPLASE
Dada en Bogotá, a los 11 SEP. 2003
MANUEL MAIGUASHCA OLANO | JAIME ALBERTO BLANDÓN DÍAZ |
Viceministro de Minas y Energía
Delegado del Ministro de Minas y Energía | Director Ejecutivo |
Presidente |  |
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