RESOLUCIÓN 29 DE 2015

(marzo 13)

Diario Oficial No. 49.490 de 22 de abril de 2015

COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS

Por la cual se actualiza el Costo Anual por el uso de los activos de nivel de tensión 4 y los Cargos Máximos de los niveles de tensión 3 y 2 de la Empresa de Energía de Boyacá S.A. E.S.P.

LA COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS,

en ejercicio de sus atribuciones constitucionales y legales, en especial las conferidas por las Leyes 142 y 143 de 1994 y en desarrollo de los Decretos 1524, 2253 de 1994, y 1260 de 2013, y

CONSIDERANDO QUE:

De acuerdo con lo previsto en el artículo 23, literal d), y 41 de la Ley 143 de 1994, es función de la Comisión de Regulación de Energía y Gas fijar las tarifas por el acceso y uso de las redes eléctricas.

Mediante la Resolución CREG 097 de 2008 modificada por las Resoluciones CREG 133, 135 y 166 de 2008, la Comisión aprobó los principios generales y la metodología para el establecimiento de los Cargos por Uso de los Sistemas de Transmisión Regional (STR) y de distribución local (SDL).

En la Resolución CREG 120 de 2009, se aprobó el Costo Anual por el uso de los activos del nivel de tensión 4 y los Cargos Máximos de los niveles de tensión 3, 2 y 1 de los activos operados por la Empresa de Energía de Boyacá S.A. E.S.P., en el sistema de transmisión regional (STR) y en el sistema de distribución local (SDL).

Mediante la Resolución CREG 084 de 2010, la CREG corrigió un error en los cálculos que sirvieron de base para la expedición de la Resolución CREG 120 de 2009 y modificó dicho acto.

De acuerdo con el artículo 9o de la Resolución CREG 097 de 2008, por la puesta en operación de nuevos activos podrán actualizarse los cargos por uso de los OR, siempre que se cumplan las condiciones establecidas en el Capítulo 4 del anexo general de esa resolución.

Mediante las resoluciones CREG 082 de 2011 y 079 de 2012, se actualizó el Costo Anual por el uso de los activos de nivel de tensión 4 y los Costos de Reposición de la Inversión, de la Empresa de Energía de Boyacá S.A. E.S.P., por la entrada en operación comercial de nuevos activos.

En el numeral 11.2 del anexo general de la Resolución CREG 097 de 2008 se definió el esquema de incentivos y compensaciones para la calidad del servicio en los SDL, en el cual se establecen las reglas y los requisitos que deben cumplir los OR para su aplicación.

El artículo 6o de la Resolución CREG 043 de 2010 establece que: dos años después de que el OR haya iniciado la aplicación del esquema de incentivos y compensaciones, deberá tener instalados, en cada circuito de su red, mínimo dos elementos telemedidos de detección de ausencia/presencia de tensión. Estos equipos deberán ser ubicados en cada circuito a partir de la aplicación de criterios de carga y/o longitud que determine el OR.

Para la remuneración de los elementos telemedidos aplica lo dispuesto en el numeral 11.2.5.1 del anexo general de la Resolución CREG 097 de 2008, es decir, que el OR podrá solicitar la actualización de cargos del SDL, por una única vez durante el periodo tarifario, en concordancia con el numeral 4.5 del Capítulo 4 del anexo mencionado.

La Empresa de Energía de Boyacá S.A. E.S.P., mediante comunicación con radicado CREG E-2014-008756 del 4 de septiembre de 2014, solicitó a la CREG la actualización del Costo Anual por el uso de los activos de nivel de tensión 4 por la entrada en operación comercial de nuevos activos.

Con la solicitud, la Empresa de Energía de Boyacá S.A. E.S.P. entregó la siguiente información:

a) Listado de unidades constructivas que componen los proyectos en el nivel de tensión 4, con base en las definidas en el Capítulo 5 del anexo general de la Resolución CREG 097 de 2008. Estas son:

UC	Descripción	Cantidad
N4S1	Bahía de línea, barra sencilla (Guateque –Sesquilé)	1
N4L9	km línea, circuito doble (Guateque – Sesquilé)	0,1
N4S7	Bahía de línea, barra principal y transferencia (Paipa – Barbosa)	1

b) Copia del concepto que sobre el proyecto emitió la Unidad de Planeación Minero Energética, con radicado UPME 20111500038551;

c) Comunicación con radicado 006707-1 del 18 de junio de 2014 y, en donde XM certifica la entrada en operación comercial de la bahía en la subestación Sesquilé, el día 16 de junio de 2014;

d) Listado de unidades constructivas instaladas para el cumplimiento de lo establecido en el artículo 6o de la resolución CREG 043 de 2010. Estas son:

UC	Descripción	Cantidad
N3EQ25	Indicador de falla	16
N2EQ11	Indicador de falla monofásico	912
N3EQ17	Enlace de comunicaciones satelital	320
N2EQ35	Reconectador	56
N3EQ20	Unidad terminal remota	17

Mediante auto del 22 de octubre de 2014, la Comisión dio inicio a la actuación administrativa tendiente a actualizar el costo anual por el uso de activos del nivel de tensión 4 de la Empresa de Energía de Boyacá S.A. E.S.P., y ordenó la apertura del respectivo expediente que fue distinguido con el número 20140077.

La Empresa de Energía de Boyacá S.A. E.S.P., mediante comunicación con radicado CREG E-2014-011192 del 7 de noviembre de 2014, solicitó a la CREG la actualización del Costo Anual por el uso de los activos de nivel de tensión 4 por la entrada en operación comercial de los nuevos activos que conforman la subestación Tunjita 115 kV.

Con la solicitud, la Empresa de Energía de Boyacá S.A. E.S.P. entregó la siguiente información:

a) Listado de unidades constructivas que componen los proyectos en el nivel de tensión 4, con base en las definidas en el Capítulo 5 del anexo general de la Resolución CREG 097 de 2008. Estas son:

UC	Descripción	Cantidad
N4S32	Módulo de barraje, principal y transferencia	1
N4S17	Bahía de maniobra	1
N4S41	Módulo común	1
N4S7	Bahía de línea, barra principal y transferencia	2
N4S45	Sistema de control	1
N4EQ1	Unidad de adquisición de datos	1
N4L45	km de línea, circuito doble	2
N4EQ2	Transformador de tensión	6

b) Copia del concepto que sobre el proyecto emitió la Unidad de Planeación Minero Energética, con radicado UPME 20131500069731;

c) Comunicación con radicado 010964-1 del 5 de noviembre de 2014 en donde XM certifica la entrada en operación comercial de la subestación Tunjita, el día 31 de octubre de 2014.

Dado que las dos solicitudes de la empresa tenían propósitos similares por cuanto ambas tienden a modificar el reconocimiento de cargos de distribución para la Empresa de Energía de Boyacá S.A. E.S.P., esta Comisión procedió a acumular la nueva solicitud a la actuación ya iniciada, en virtud del principio de economía procesal.

Mediante auto del día 11 de diciembre de 2013 se realizó la acumulación de las actuaciones administrativas y esta decisión fue comunicada a la EBSA con la comunicación CREG S-2014-005416.

Durante el análisis de la información la Comisión encontró necesario solicitar mayor detalle sobre la descripción del proyecto y su funcionalidad, así como el registro fotográfico de las unidades constructivas solicitadas. Esta información fue solicitada a la EBSA mediante comunicación con radicado CREG S2014005574.

La Empresa de Energía de Boyacá S.A. E.S.P. respondió a la solicitud de la CREG mediante la comunicación con radicado CREG E-2015-000340.

Con el objeto de aclarar la solicitud, el día 6 de febrero de 2015 se llevó a cabo una reunión con la Empresa de Energía de Boyacá S.A. E.S.P. en la cual la empresa realizó una presentación de los proyectos e informó las características de cada una de las unidades constructivas solicitadas y las funciones que cumplen en cada uno de los proyectos.

Como resultado del análisis de la información entregada durante la actuación administrativa y a partir de las consideraciones que se detallan en el documento soporte de esta resolución, se ajustó el inventario de activos de la empresa. Las unidades constructivas a reconocer son las siguientes:

UC	Descripción	Cantidad
N4S1	Bahía de línea, barra sencilla	1
N4L9	km línea, circuito doble	0,1
N4S7	Bahía de línea, barra principal y transferencia	1
N4S32	Módulo de barraje, principal y transferencia	1
N4S17	Bahía de maniobra	1
N4S41	Módulo común	1
N4S7	Bahía de línea, barra principal y transferencia	2
N4S45	Sistema de control	1
N4L45	km de línea, circuito doble	2
N4EQ2	Transformador de tensión	6
N3EQ25	Indicador de falla	16
N2EQ11	Indicador de falla monofásico	912

Aplicada la metodología establecida en la Resolución CREG 097 de 2008 se calcularon las siguientes variables:

Costos anuales [Pesos dic 2007]	NCAAEj,n	CAANEj,n	AOMj,n
Nivel de Tensión 4	3.135.836.141	785.057.050	3.364.464.780
Nivel de Tensión 3	4.807.302	520.941.193	2.111.716.486
Nivel de Tensión 2	78.918.741	2.075.884.692	8.336.944.182

La Comisión, en Sesión número 645 del 13 de marzo de 2015, aprobó modificar el Costo Anual por el uso de los activos de nivel de tensión 4 de la Empresa de Energía de Boyacá S.A. E.S.P., por la entrada en operación comercial de nuevos activos en el nivel de tensión 4 y los elementos telemedidos en los circuitos de los niveles de tensión 2 y 3,

RESUELVE:

ARTÍCULO 1o. El artículo 1o de la Resolución CREG 120 de 2009, modificado por las Resoluciones CREG 084 de 2010, 082 de 2011 y 079 de 2012, queda así:

“Artículo 1o. Costo Anual por el uso de los activos del Nivel de Tensión 4. El Costo Anual por el Uso de los Activos del Nivel de Tensión 4 operados por la Empresa de Energía de Boyacá S.A. E.S.P., calculado en la forma establecida en la Resolución CREG 097 de 2008, es el siguiente:

”	Costo Anual por el Uso de los Activos	Pesos de diciembre de 2007
Nivel de Tensión 4 (CAj,4)		24.314.226.566	”

ARTÍCULO 2o. El artículo 2o de la Resolución CREG 120 de 2009, queda así:

“Artículo 2o. Cargos Máximos de los niveles de tensión 3, 2 y 1. Los Cargos Máximos de los niveles de tensión 3, 2 y 1 del sistema operado por la Empresa de Energía de Boyacá S.A. E.S.P., calculados en la forma establecida en la Resolución CREG 097 de 2008, son los siguientes:

Cargo Máximo	$ / kWh (Pesos de diciembre de 2007)
Nivel de Tensión 3 (CDj,3)	39,35
Nivel de Tensión 2 (CDj,2)	124,98
Nivel de Tensión 1 por Inversión (CDIj,1)	36,19
Nivel de Tensión 1 por AOM (CDMj,1)	13,03

PARÁGRAFO 1o. Los cargos por uso resultantes de la aplicación de los Cargos Máximos de que trata el presente artículo serán liquidados y facturados por la Empresa de Energía de Boyacá S.A. E.S.P. a cada uno de los Comercializadores que atienden Usuarios Finales conectados a su sistema en los niveles de tensión 3, 2 y 1.

PARÁGRAFO 2o. Los Cargos Máximos de que trata este artículo serán liquidados y facturados por el OR a los OR que tomen energía de su sistema en estos niveles de tensión”.

ARTÍCULO 3o. El artículo 5o de la Resolución CREG 120 de 2009, modificado por las Resoluciones CREG 082 de 2011 y 079 de 2012, queda así:

“Artículo 5o. Costos de reposición de la inversión. Los costos de reposición de la inversión del OR Empresa de Energía de Boyacá S.A. E.S.P. para cada nivel de tensión, calculados en la forma establecida en la Resolución CREG 097 de 2008, son los siguientes:”.

Costo de Reposición de Inversión	Pesos de diciembre de 2007
Para el Nivel de Tensión 4 (CRIj,4)	144.358.151.971
Para el Nivel de Tensión 3 (CRIj,3)	90.609.589.512
Para el Nivel de Tensión 2 (CRIj,2)	357.721.753.259
Para el Nivel de Tensión 1 (CRIj,1)	279.028.791.257	”

ARTÍCULO 4o. VIGENCIA. De conformidad con lo previsto por el artículo 19 de la Resolución CREG 097 de 2008, los cargos y valores aquí aprobados estarán vigentes desde la fecha en que quede en firme la presente resolución y por el periodo que establezca la regulación y la ley, sin perjuicio de las actualizaciones a que haya lugar. Vencido su período de vigencia, continuarán rigiendo hasta que la Comisión apruebe los nuevos.

ARTÍCULO 5o. RECURSOS. La presente Resolución deberá notificarse a la Empresa de Energía de Boyacá S.A. E.S.P. Contra lo dispuesto en este acto procede el recurso de reposición, el cual se podrá interponer 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 13 de marzo de 2015.

El Presidente,

CARLOS FERNANDO ERASO CALERO,

Viceministro de Energía Delegado del Ministro de Minas y Energía.

El Director Ejecutivo,

JORGE PINTO NOLLA.