RESOLUCIÓN 32 DE 2018

(febrero 26)

<Fuente: Archivo interno entidad emisora>

COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS - CREG

Por la cual se resuelve el recurso de reposición interpuesto por la empresa Intercolombia S.A. E.S.P. contra la Resolución CREG 065 de 2017 “Por la cual se actualiza la base de activos de Intercolombia S.A. E.S.P. y se modifican los parámetros necesarios para considerar su remuneración en el Sistema de Transmisión Nacional”.

LA COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS

En ejercicio de las atribuciones constitucionales y legales, en especial las conferidas por las leyes 142 y 143 de 1994, y en desarrollo de los decretos 1524 y 2253 de 1994 y 1260 de 2013, y

CONSIDERANDO QUE:

Mediante la Resolución 011 de 2009 la Comisión de Regulación de Energía y Gas, CREG, definió la metodología y las fórmulas tarifarias para la remuneración de la actividad de transmisión de energía eléctrica en el STN.

De la metodología general de remuneración de la actividad de transmisión también hacen parte otras resoluciones, como las relacionadas con el ajuste periódico del valor de los gastos de AOM y las disposiciones que tienen que ver con la calidad del servicio. En este último caso, la vigente es la Resolución CREG 093 de 2012.

La Comisión aprobó la base de activos y los parámetros necesarios para determinar la remuneración de Intercolombia S.A. E.S.P. en el Sistema de Transmisión Nacional con la Resolución CREG 177 de 2013. La base de activos ha sido modificada por las resoluciones CREG 167 de 2014, 086, 169 y 233 de 2015 y 059 de 2017.

Intercolombia S.A. E.S.P., mediante las comunicaciones con radicado CREG E–2017-000272 y E–2017-004344, solicitó a la Comisión la actualización del ingreso anual de la actividad de transmisión, por cambios en las unidades constructivas, UC, de la subestación Cuestecitas, con ocasión de la conexión de nuevos activos objeto de la convocatoria UPME STR 01-2015, y por la ampliación y reconfiguración de la subestación Urabá.

Con base en las solicitudes recibidas y los análisis de la Comisión, mediante la Resolución CREG 065 de 2017 se aprobó la modificación de la base de activos de Intercolombia S.A. E.S.P.

Mediante las comunicaciones E-2017-009856, E-2017-009857 y E-2017-009858, Intercolombia S.A. E.S.P., dentro del término establecido para ello, presentó recurso de reposición contra la Resolución CREG 065 de 2017.

La Comisión de Regulación de Energía y Gas procede a analizar y resolver la solicitud en los siguientes términos:

I. ARGUMENTOS DEL RECURRENTE

A. SOLICITUD

En el texto del recurso se presenta la siguiente solicitud:

INTERCOLOMBIA en ejercicio de este Recurso de Reposición Parcial y en atención a lo ordenado por el numeral 2o del artículo 77 del CPACA, busca que se reponga, aclare y adicione la Resolución CREG 065 de 2017, en lo siguiente:

1. Con relación a los cambios en las unidades constructivas existentes en la Subestación Cuestecitas 220 kV (Protección Diferencial de Barras), que se reconozca el 100% del valor de la unidad constructiva “SE241 Diferencial de Barras - Tipo 2” incorporada por INTERCOLOMBIA a la Subestación Cuestecitas, y que reconozca los ingresos correspondientes a dichos activos, desde el primer día del mes siguiente a la fecha de entrada en operación comercial de la nueva protección diferencial de barras incorporada, es decir, a partir el 1 de noviembre de 2016. Así las cosas, la CREG deberá aprobar el reconocimiento de ingresos por los servicios prestados por la nueva Protección Diferencial de Barras en la subestación Cuestecitas, en los meses de noviembre y diciembre de 2016; y, enero, febrero, marzo, abril, mayo, junio, julio, agosto, septiembre y octubre de 2017.

2. Con relación a las unidades constructivas de la subestación Urabá, con ocasión de la reconfiguración de dicha subestación, que se reconozca los ingresos correspondientes a dichos activos, desde el primer día del mes siguiente a la fecha de entrada en operación comercial del proyecto de Ampliación de una Bahía de Transferencia en la Subestación Urabá a 230kV, es decir, desde el 1 de mayo de 2017. Así las cosas, la CREG deberá aprobar el reconocimiento de ingresos por los servicios prestados en la subestación Urabá en los meses de mayo, junio, julio, agosto, septiembre y octubre de 2017.

Es de aclarar, que INTERCOLOMBIA no discute los ingresos que serán reconocidos después de la expedición y notificación de la Resolución CREG 065 de 2017, y por tanto, esta resolución debe seguirse aplicando en tal materia, de manera que debe ser un hecho el reconocimiento de los ingresos por la nueva protección diferencial incorporada a la Subestación Cuestecitas a 220 kV y la Ampliación de una Bahía de Transferencia en la Subestación Urabá a 230kV para los meses de noviembre de 2017 y siguientes, y el estudio de este recurso debe circunscribirse al reconocimiento de los ingresos desde la entrada en operación comercial de cada uno de los proyectos, tal como se señaló en el párrafo anterior.

B. FUNDAMENTOS DEL RECURSO

Además de algunos antecedentes relacionados con leyes, resoluciones de la CREG y comunicaciones relacionadas con los proyectos ejecutados y con la actuación administrativa surtida para la expedición de la Resolución CREG 065 de 2017, Intercolombia S.A. E.S.P. enumera algunos, así denominados en el recurso, fundamentos jurídicos, que se trascriben a continuación:

1. Irregularidades en la notificación de la Resolución 065 de 2017

Con respecto al proceso de notificación el recurrente presenta los siguientes argumentos:

Mediante comunicación S-2017-002886, la CREG citó al representante legal de INTERCOLOMBIA con la finalidad de notificarlo personalmente de la Resolución CREG 065 de 2017; sin embargo, posteriormente, a través de comunicación comunicado S-2017-002910, suscrito por el Dr. Hugo Enrique Pacheco de León, Asesor Directo Ejecutivo, se solicitó hacer caso omiso de dicha citación.

Posteriormente, la CREG procedió a realizar la notificación por aviso, sin haber intentado nuevamente la notificación personal, lo cual vulnera los artículos 67, 68 y 69 del CPACA. Dicha violación, sin duda alguna, constituye una notificación irregular de la Resolución CREG 065 de 2017.

Pero además de la irregularidad en la notificación, llama poderosamente la atención, el tiempo transcurrido entre la expedición de la Resolución CREG 065 de 2017 – 8 de junio de 2017 – y la notificación de la misma – 19 de octubre de 2017 -. Ese trámite de notificación es interno de la entidad y el retardo en más de 3 meses en el mismo está perjudicando a INTERCOLOMBIA.

2. Intercolombia S.A. E.S.P. era el agente responsable del cambio de la Protección Diferencial de Barras

Intercolombia S.A. E.S.P. afirma que no está de acuerdo con la Resolución CREG 065 de 2017, donde se concluye que “las obras adicionales en la subestación Cuestecitas, …, hacen parte de las adecuaciones especificadas en los documentos de selección de esta convocatoria y su responsabilidad estaba a cargo del adjudicatario”.

Al respecto hace referencia al parágrafo del artículo 6 de la Resolución CREG 011 de 2009, donde se señala que “La reposición de los activos es responsabilidad de sus propietarios o de los TN que los representen”. También menciona que declaró en operación comercial la nueva unidad constructiva y que la convocatoria UPME STR 01-2015, era una convocatoria del STR.

De igual forma cita el concepto S-2017-002947, donde la CREG afirma que los Transmisores Regionales, “ejercen la actividad de distribución de energía eléctrica por lo que no les está permitido ejercer la actividad de transmisión y por esta razón no pueden ser adjudicatarios de procesos de selección en el STN”

A partir de lo anterior, concluye:

Como puede observarse, ningún agente que pudiera convertirse en transmisor regional por ser adjudicatario de la convocatoria UPME STR 01-2015, podía ejercer la actividad de transmisión, por lo cual no podía estar en cabeza de dicho agente la ampliación de la capacidad o el cambio de la Protección Diferencial de Barras de la Subestación Cuestecitas, lo cual implica que, para garantizar iguales condiciones entre todos los participantes en dicha convocatoria, no podía ninguno de ellos considerar en su oferta el cambio de dicha protección, que es una Unidad Constructiva del STN (tal como se indica en el numeral 3.1.1 de la Resolución CREG 011 de 2009), y por tanto de responsabilidad de INTERCOLOMBIA como Transmisor Nacional.

De acuerdo con lo establecido en la Resolución CREG 011 de 2009, Artículo 3, los Activos de Uso del STN son “aquellos activos de transporte de electricidad que operan a tensiones iguales o superiores a 220 kV, son remunerados mediante Cargos por Uso del STN y pueden estar constituidos por una o varias UC”.La Resolución CREG 011 de 2009 es clara, por tanto, en que, al ser la Protección Diferencial de Barras de la Subestación Cuestecitas un Activo de Uso del STN, esta debe ser remunerada mediante Cargos por Uso del STN.La CREG hace referencia a que en los Documentos de Selección del Inversionista se incluyen las protecciones, pero, en coherencia con lo anterior, esto hace referencia a las protecciones propias del proyecto de STR, no del STN.

Lo anterior se refuerza con el hecho de que la evaluación referencial de costos que realizó la UPME para el proyecto del STR no incluyó el cambio de la Protección Diferencial de Barras. La CREG puede verificar con la UPME lo anterior.

De acuerdo con todo anterior, INTERCOLOMBIA adelantó la ejecución del proyecto consistente en el cambio de la Protección Diferencial de la Barras de la Subestación Cuestecitas 220 kV, en cuestión, y en virtud de ello, es que solicita a la CREG que dicha Unidad Constructiva sea incorporada en su totalidad en su base de activos del STN, y en consecuencia se le reconozca el ingreso correspondiente.

3. Indebida interpretación de la metodología de remuneración para las ampliaciones

En este punto, el recurrente cita algunas definiciones de la Resolución CREG 011 de 2009, algunos artículos de esta misma norma y también apartes del anexo general de la resolución en mención.

Con base en los textos citados afirma:

Como se puede observar, la CREG interpreta y aplica de manera errada el artículo 21 de la Resolución CREG 011 de 2009. En efecto, de una lectura detenida del Artículo 21, se puede evidenciar que a partir de la expedición del acto administrativo que reconoce los ingresos se empieza a aplicar (verbo rector) la formula a través de la cual se reconocerá los nuevos cargos por uso.

Ello no quiere decir que los servicios prestados entre la fecha de Puesta en Operación del Proyecto y la expedición del acto administrativo que reconoce los ingresos, no sean remunerados, pues el numeral 1.4. del Anexo General de la Resolución CREG 011 de 2009, es claro en señalar que estos se remuneran (verbo rector) a partir del día (1) del primer mes completo en que dichas Unidades se hayan encontrado en operación comercial como Activos de Uso. En este punto, es importante recordar la definición que la propia regulación de la CREG] señala como “Activos de Uso”, es:

“Activos de Uso: son los activos de transporte de electricidad que operan a tensiones iguales o superiores a 220 kV, son remunerados mediante Cargos por Uso del STN y pueden estar constituidos por una o varias UC.”

Nótese que la condición para que un activo sea de uso, es que éste transporte electricidad y opere a tensiones iguales o superiores a 220kV, tal como se desprende del aparte resaltado. La continuación del precepto normativo, describe la forma como se remuneran (mediante Cargos por Uso del STN), más no impone la condición de remuneración para que el activo sea considerado de Uso. Lo anterior es apenas lógico, pues la misma acepción de la palabra Uso hace referencia a que el activo esté en operación.

En efecto, no es la remuneración mediante cargos por uso lo que hace que un activo sea un Activo de Uso del STN, sino por el contrario, el hecho de que un Activo sea de Uso del STN es lo que le da el derecho a que sea remunerado mediante Cargos por Uso del STN. Es decir, primero se adquiere la categoría de Activo de Uso del STN, una vez el activo entra en operación comercial y comienza a hacer parte del STN, toda vez que desde ese momento los usuarios usan dichos activos, y a partir de dicha entrada en operación, según lo establecido en el Numeral 1.4 de la Resolución CREG 011, debe darse su remuneración, mediante Cargos por Uso del STN.

Es así como el Artículo 3 de la Resolución CREG 011 de 2009 define: “Usuario o Usuario del STN. Son los Usuarios Finales del servicio de energía eléctrica, los Operadores de Red y los Generadores conectados directamente al Sistema de Transmisión Nacional”. Es decir, los Usuarios del STN son aquellos que están conectados directamente al Sistema de Transmisión Nacional - STN, de tal suerte que, una vez el proyecto entra en operación comercial, los usuarios finales, operadores de red y generadores que estén conectados al STN comienzan a usar dichos activos, los cuales hacen parte del STN, y por tanto, claramente, desde su entrada en operación, dichos activos se vuelven Activos de Uso del STN.

Teniendo en cuenta lo anterior, y que el Artículo 3 de la Resolución CREG 011 de 2009 establece que “la remuneración de la actividad de transmisión se liquidará por mes completo y no por fracción de mes”, es que INTERCOLOMBIA reclama la remuneración desde el mes siguiente a que los proyectos entraron en operación comercial.

Desconocer que los activos de INTERCOLOMBIA en las subestaciones de Urabá y Cuestecitas sean de uso, es desconocer la energía que se ha transportado todo este tiempo gracias a ellos. Insisto, el trámite que debe realizar la CREG para la actualización de la base de activos del TN, no quiere decir que dichos activos no estén en uso y no estén operando, y por tanto, los servicios que éstos prestan deben ser reconocidos.

En ese orden de ideas, una interpretación armónica entre estos dos artículos (Artículo 21 y el numeral 1.4. del Anexo General de la Resolución CREG 011 de 2009) y el art 23 de la Ley 143 de 1994 en especial los literales c y d, llevará a la forzosa conclusión que la remuneración por los nuevos activos –tanto en la subestación de Cuestecitas como la de Urabá- debe reconocerse desde el día (1) del primer mes completo en que dichas Unidades se hayan encontrado en operación comercial como Activos de Uso, que para el caso del Proyecto Cuestecitas es el 1 de noviembre de 2016 y para la Subestación Urabá es el 1 de mayo de 2017.

Una interpretación diferente, conllevaría el contrasentido de reconocer que el TN debe asumir como costo, las posibles demoras del regulador en expedir la resolución de reconocimiento de su remuneración, como en este caso, en el que se vería afectado económicamente, con la pérdida de su contraprestación por un año, para el caso de Cuestecitas, y por seis (6) meses, para el caso de Urabá, desde la entrada en operación de dichos proyectos hasta el mes completo siguiente a la fecha de expedición y notificación del acto administrativo por la CREG.

Así las cosas, por medio de este recurso, se solicita de manera respetuosa a la CREG que proceda a reconocer, expresamente, la remuneración por los servicios prestados por los proyectos en cuestión en las subestaciones de Cuestecitas y Urabá desde la fecha de entrada en operación de cada proyecto.

4. Violación de normas superiores

Después de citar el artículo 365 de la Constitución Política de Colombia, y algunos apartes de la Ley 142 de 1994, el recurso continúa en los siguientes términos:

La falta de ingresos a partir de la Fecha de Puesta en Operación de las unidades constructivas en las Subestaciones de Cuestecitas y Urabá, por hechos imputables a la CREG en el cumplimiento de sus funciones, desestimularía claramente a los TN para emprender dichos proyectos de expansión del STN y los obligaría a prestar un servicio en forma gratuita, con los efectos en su sostenibilidad y suficiencia financiera.

Además de las anteriores normas, la facultad de la CREG para definir la metodología de cálculo y fijar las tarifas, está enmarcada dentro del objeto básico establecido en el artículo 20 de la Ley 143 de 1994, consistente en “(…) 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.”; y la misma está determinada por el acceso y uso de las redes eléctricas. (Negrilla fuera de texto)

Así las cosas, la CREG está obligada a establecer una metodología de cálculo y a aprobar tarifas por el acceso y uso de las redes eléctricas, así como los procedimientos para hacer efectivo su pago. (Arts. 23 y 24 de la Ley 143/1994).

El Artículo 39 ibídem, señala que los cargos asociados con el acceso y uso del 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.

El literal c. del artículo 23 de la Ley 143 de 1994, faculta a la Comisión para “Definir la metodología para el cálculo de las tarifas por el acceso y uso de las redes eléctricas, y los cargos por los servicios de despacho y coordinación prestados por los centros regionales de despacho y el centro nacional de despacho”. (Negrilla fuera de texto)

El literal d), faculta al regulador para:

“d. Aprobar las tarifas que deban sufragarse por el acceso y uso de las redes eléctricas, y los cargos por los servicios de despacho y coordinación prestados por los centros regionales de despacho y por el centro nacional de despacho.” (Negrilla fuera de texto)

Es decir, que una vez la CREG determinó la metodología de cálculo, sólo le queda aprobar la tarifa que resulta de aplicar dicha metodología, mediante la expedición de un acto administrativo.

Esto debe hacerlo bajo los parámetros establecidos en el literal a) de la citada norma, el cual dispone:

“a. 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, promover y preservar la competencia.”

Nótese que las normas señaladas anteriormente, determinan la finalidad y la proporcionalidad a la que está sujeta la CREG al momento de expedir los actos administrativos por medio de los cuales aprueba la remuneración del servicio de transmisión en el STN.

Sin embargo, el regulador, parece confundir sus funciones, pues como se dijo anteriormente, interpreta y aplica de manera errada que el derecho del TN a recibir el ingreso nace a partir de la expedición de sus actos administrativos, cuando la normatividad es clara en señalar que este derecho nace cuando el Proyecto entra en operación.

Esta errada interpretación de la CREG vulnera los principios de adecuación normativa y de proporcionalidad que se exige, toda vez que, al no reconocer expresamente en su Resolución CREG 065 de 2017, el pago de los ingresos por los servicios prestados en las subestaciones de Cuestecitas y Urabá, desde su fecha de entrada en operación, desconoce la finalidad de las normas anteriormente citadas.

En efecto, la Resolución CREG 065 de 2017, vulnera lo dispuesto en la Constitución y las Leyes 142 y 143 de 1994, puesto que al no reconocer explícitamente los ingresos desde el primer día del mes completo siguiente a la fecha de entrada en operación comercial –que para la Subestación Cuestecitas es el 1 de noviembre de 2016 y para la Subestación Urabá es el 1 de mayo de 2017-, de acuerdo con el numeral 1.4. del Anexo General de la Resolución CREG 011 de 2009, no se respeta la viabilidad financiera y económica señalada por la normatividad y pone en peligro la prestación continua e ininterrumpida del servicio público de energía eléctrica.

De igual forma, tampoco puede entenderse como legal la Resolución CREG 065 de 2017, en la medida que no reconoce la remuneración por los servicios prestados por las unidades constructivas incorporadas en las subestaciones Cuestecitas y Urabá en los meses anteriores a su expedición. Tan no es legal, que en el supuesto en que se presente una indisponibilidad en alguno de los activos que constituyen el Proyecto, y éste ocasione una energía no suministrada cuyo porcentaje supere el 2%, dentro de los meses anteriores a la expedición del acto administrativo, INTERCOLOMBIA podría verse afectada con una compensación o una sanción. Así las cosas, debe preguntarse ¿es legal que se pueda incurrir en compensaciones o sanciones por eventos ocurridos en los meses anteriores a la expedición de la Resolución CREG 065 de 2017, pero que no se reconozcan ingresos por los servicios prestados en esos mismos meses?

Adicionalmente, es importante tener en cuenta que durante esos meses no reconocidos, INTERCOLOMBIA incurrió en gastos de Administración, Operación y Mantenimiento de las unidades constructivas incorporadas a las subestaciones de Cuestecitas y Urabá, y además tuvo que asumir el servicio de la deuda por la inversión ejecutada para poner en operación en las unidades constructivas incorporadas a las Subestaciones de Cuestecitas y Urabá.

Cabe la pena mencionar que acá no se discute la ilegalidad de este hecho en cuanto a que no esté establecido en la regulación, pues conocemos que la regulación es clara en que un activo que no esté siendo remunerado puede llegar a pagar compensaciones por ENS durante su operación, de acuerdo con lo establecido en el Artículo 6 de la Resolución CREG 011 de 2009: “Artículo 6. Activos que entran en operación comercial. A partir de la fecha de entrada en operación comercial de activos del STN, y hasta que se inicie su remuneración a través de cargos por uso, el agente que los represente ante el LAC será responsable por la ocurrencia de Eventos en estos activos que ocasionen ENS”.

A lo que nos referimos es a que el período en el cual el activo no percibe remuneración debe ser únicamente el correspondiente a los días transcurridos entre la entrada en operación comercial y el primer día del mes siguiente, con el fin de atender el lineamiento de que “Para la liquidación del Ingreso Mensual de cada TN se tendrá en cuenta: que las UC no construidas en desarrollo de los procesos de selección regulados por la CREG, se remunerarán a partir del día (1) del primer mes completo en que dichas Unidades se hayan encontrado en operación comercial como Activos de Uso”. Esto es así, porque ante dicho lineamiento podría INTERCOLOMBIA podría gestionar el riesgo entre la entrada en operación del proyecto y el primer día del mes siguiente.

Una aplicación contraria, que incluya en el “período de no remuneración” los meses que demora la CREG para adelantar su actuación administrativa, expedir la resolución y notificarla a la empresa de transmisión, dejaría en esta última un riesgo no gestionable por ella, traduciéndose por tanto en una falta de proporcionalidad entre el ingreso que recibe la empresa y los pagos de compensaciones por ENS o pagos de sanciones que pueda llegar a imponerle la SSPD ante algún evento importante en los activos en mención.

5. El reconocimiento y remuneración desde la entrada en operación es un derecho de Intercolombia S.A. E.S.P.

Con referencia a algunos apartes de la Resolución CREG 011 de 2009, citados en el recurso, se afirma lo siguiente:

Lo anterior nos permite concluir que la Fecha de Entrada en Operación Comercial de las unidades constructivas de las Subestaciones de Cuestecitas y Urabá, no sólo es una fecha que la CREG pueda tener en cuenta para efectos de compensación o una fecha en la que la empresa puede verse expuesta a pagos sancionatorios, sino que además, es la fecha a partir de la cual el regulador debe reconocer la remuneración por los servicios que prestan dichos activos.

El reconocimiento de la remuneración a partir de la fecha de entrada en operación es un derecho de INTERCOLOMBIA.

Sin perjuicio de lo expuesto sobre la correcta lectura de la norma regulatoria expresada en acápite anterior, en el caso de que se considerará que bajo la normatividad vigente para los proyectos construidos en modalidad de Ampliación no existe normatividad alguna que señale expresamente lo anterior, dicho vacío legal debe ser suplido por la Autoridad con las normas que regulen casos similares, en atención a la interpretación analógica establecida en el artículo 8o de la Ley 153 de 1887, que dispone:

“Cuando no hay ley exactamente aplicable al caso controvertido, se aplicarán las leyes que regulen casos o materias semejantes, y en su defecto, la doctrina constitucional y las reglas generales de derecho”

Pues bien, para este caso, en atención a la interpretación analógica anunciada, debemos acudir a lo regulado en los proyectos de libre concurrencia. En dichos casos, de conformidad con el numeral II del literal a) del artículo 4o de la Resolución CREG 022 de 2001, la remuneración se tomará en cuenta desde el primer mes calendario de puesta en servicio o de entrada en operación del proyecto. Veamos:

“El Ingreso Anual que percibirá el proponente seleccionado para el proyecto, durante los primeros veinticinco (25) años de su puesta en operación, será igual al Ingreso Anual Esperado propuesto. La liquidación y pago mensual del Ingreso correspondiente se actualizará anualmente con el Producer Price Index, y se efectuará en pesos colombianos sobre una base mensual calendario, dividiendo por doce (12) dicho Ingreso y actualizándolo con la Tasa de Cambio Representativa del Mercado del último día hábil del mes a facturar, publicada por el Banco de la República. Para la facturación, liquidación y pago del primer mes de Ingresos, se tomará en cuenta el primer mes calendario completo de puesta en servicio. En consecuencia no se reconocerá facturación por fracción de mes.”

Lo anterior constituye otro argumento por el cual el acto administrativo debe reponerse, en el sentido de adicionar que la remuneración por el Proyecto debe reconocerse desde la fecha de puesta en operación del mismo, toda vez que ello es un derecho de INTERCOLOMBIA.

6. Enriquecimiento sin causa.

El artículo 831 del Código de Comercio señala:

“Nadie podrá enriquecerse sin justa causa a expensas de otro”

Para el caso en concreto, significa que es contrario a Derecho que el Sistema de Transmisión Nacional tenga en servicio las unidades constructivas incorporadas en la Subestación de Cuestecitas y en la Subestación Urabá desde las 00:00 horas del 31 de octubre de 2016 y desde de las 00:00 horas del 26 de Abril de 2017, respectivamente, sin que INTERCOLOMBIA sea remunerado por ello, empobreciendo consecuentemente el patrimonio de INTERCOLOMBIA, al no recibir los ingresos correspondientes a los meses de noviembre y diciembre de 2016 y enero, febrero marzo, abril, mayo junio, julio, agosto y septiembre de 2017 respecto a la Subestación de Cuestecitas; y, mayo, junio, julio, agosto y septiembre de 2017 respecto a la Subestación de Urabá, teniendo que asumir los costos y gastos que conlleva la ejecución, puesta en operación, administración, funcionamiento y mantenimiento de tales activos.

La aplicación del principio de no enriquecimiento injusto o sin causa, cobra sentido para el presente caso si se considera que por disposición legal la CREG tiene como función fijar las tarifas por el acceso y uso de las redes eléctricas de acuerdo con lo previsto en el artículo 23, literal d), y 41 de la Ley 143 de 1994. En este sentido, la tardanza de la CREG en proferir el acto administrativo por medio del cual actualizó la base de activos de INTERCOLOMBIA, y en el que además, omitió reconocer en forma expresa la remuneración por los servicios prestados por las unidades constructivas incorporadas a la subestaciones de Cuestecitas y Urabá desde el primer día del mes siguiente a la fecha de entrada en operación de cada proyecto y hasta la notificación del acto administrativo que hoy se recurre, genera un daño patrimonial para INTERCOLOMBIA, tal como se señaló en el capítulo de antecedentes.

Al respecto, y con relación a los “dineros dejados de percibir por Intercolombia”, en el recurso se presentan las siguientes cifras:

Ampliación Subestación Cuestecitas

La CREG, en la resolución 065 de 2017, reconoce solo el 66.67% de la Protección Diferencia de Barras, generándose una pérdida de ingresos para INTERCOLOMBIA en relación con el reconocimiento del 100% de dicha Protección Diferencial, el cual, contabilizado desde el mes siguiente a su entrada en Operación (Nov-2016), sería de $86,058,018, obtenido como el diferencial por el cambio en el tipo de Unidad Constructiva, de SE240 a SE241, así:

Ampliación de Subestación Urabá

La CREG, en la resolución 065 de 2017, reconoce los activos solicitados por INTERCOLOMBIA, sin indicar que dicha remuneración aplica desde el mes siguiente a su fecha de entrada en operación (mayo de 2017). Así las cosas, los valores dejados de percibir desde dicho mes serían de $168,439,520, así:

C. CONCLUSIONES

De lo anteriormente expuesto se puede concluir:

1. De la lectura de la Resolución CREG 011 del 2009, es evidente que se debe reconocer la remuneración desde el primer día del mes siguiente a la entrada en funcionamiento de las unidades constructivas incorporadas a las subestaciones de Cuestecitas y Urabá, esto es noviembre 1 de 2016 para la subestación Cuestecitas y 1 de mayo de 2017 para la subestación Urabá, tal como se desprende del numeral 1.4. del Anexo General del mencionado acto administrativo.

2. Hay una demora evidente de la CREG en la expedición de la Resolución CREG 065 de 2017 que no puede ser asumida por INTERCOLOMBIA. Pero además de lo anterior, existe una demora adicional en la notificación de la Resolución CREG 065 de 2017, lo cual perjudica, aún más, a mi representada.

3. Tal como se expuso, no es proporcional que INTERCOLOMBIA podría ser objeto de sanciones o de compensaciones en los meses anteriores a la expedición de la Resolución CREG 065 de 2017, los cuales no están bajo el control de INTERCOLOMBIA, y que no se le reconozca remuneración por los servicios prestados por las unidades constructivas incorporadas a las subestaciones de Cuestecitas y Urabá, en esos mismos meses.

4. Con el no reconocimiento de dicha remuneración desde las fecha de entrada en operación comercial de cada una de las unidades constructivas de las subestaciones de Cuestecitas y Urabá, se está causando un detrimento patrimonial injustificado a INTERCOLOMBIA y un enriquecimiento sin causa de los agentes del sistema.

Finalmente solicita:

De conformidad con lo anteriormente expuesto, de manera respetuosa se solicita a la CREG, que reponga la Resolución CREG 065 del 8 de junio de 2017, en el sentido de reponer, modificar y adicionar dicho acto administrativo, en lo siguiente

1. Reconocer el 100% del valor de la unidad constructiva “SE241 Diferencial de Barras - Tipo 2” incorporada por INTERCOLOMBIA a la Subestación Cuestecitas, y que reconozca los ingresos correspondientes a dichos activos, desde el primer día del mes siguiente a la fecha de entrada en operación comercial de la nueva protección diferencial de barras incorporada, es decir, a partir el 1 de noviembre de 2016. Así las cosas, la CREG deberá aprobar el reconocimiento de ingresos por los servicios prestados por la nueva Protección Diferencial de Barras en la subestación Cuestecitas, en los meses de noviembre y diciembre de 2016; y, enero, febrero, marzo, abril, mayo, junio, julio, agosto, septiembre y octubre de 2017.

2. Reconocer los ingresos correspondientes a dichos activos, desde el primer día del mes siguiente a la fecha de entrada en operación comercial del proyecto de Ampliación de una Bahía de Transferencia en la Subestación Urabá a 230kV, es decir, desde el 1 de mayo de 2017. Así las cosas, la CREG deberá aprobar el reconocimiento de ingresos por los servicios prestados en la subestación Urabá en los meses de mayo, junio, julio, agosto, septiembre y octubre de 2017.

II. ANÁLISIS DE LA SOLICITUD

A. SUSTENTO DE LAS MEDIDAS ADOPTADAS

Las medidas adoptadas, y que son objeto del recurso, se soportaron jurídicamente en la Constitución Política de Colombia, así como en los principios señalados en la Ley 142 de 1994, la Ley 143 de 1994 y, en especial, en lo siguiente.

El artículo 334 de la Constitución Política señala que corresponde al Estado la dirección general de la economía, para lo cual intervendrá, por disposición de la ley, entre otros asuntos, en los servicios públicos y privados, para racionalizar la economía en un marco de sostenibilidad fiscal, buscando el mejoramiento de la calidad de vida de los habitantes, la distribución equitativa de las oportunidades y los beneficios del desarrollo y la preservación de un ambiente sano.

El artículo 365 de la Constitución Política establece que los servicios públicos son inherentes a la finalidad social del Estado y es deber de este asegurar su prestación eficiente a todos los habitantes del territorio nacional, toda vez que es un derecho colectivo que se garantiza con el fin de lograr un nivel de vida adecuado para el desarrollo de las personas y de las comunidades.

Por su parte la Ley 142 de 1994 encargó a la Comisión de Regulación de Energía y Gas – CREG, la regulación económica de las actividades del servicio público domiciliario de energía eléctrica, entre las que se consideran la generación, la trasmisión, la distribución y la comercialización.

El numeral 2.4 del artículo 2 contenido en la Ley 142 de 1994 establece que el Estado intervendrá con el fin de garantizar la prestación continua e ininterrumpida del servicio público de energía eléctrica que, junto a sus actividades complementarias, constituyen servicios públicos esenciales en atención a los artículos 4 y 14 de la misma ley.

Lo anterior, porque los servicios se orientan a satisfacer necesidades básicas esenciales de las personas, puesto que existe un vínculo inescindible entre la prestación de los mismos y la efectividad de ciertas garantías y derechos constitucionales fundamentales de las personas, como la vida, la integridad personal, la salud, etc. de conformidad con la Sentencia C-265 de 1994, proferida por la Honorable Corte Constitucional.

El artículo 3 de la Ley 142 de 1994 dispone que constituyen instrumentos para la intervención estatal en los servicios públicos, todas las atribuciones y funciones asignadas a las entidades, autoridades y organismos de que trata dicha ley, en lo relativo con la gestión y obtención de recursos para su prestación y en la definición del régimen tarifario, así como la regulación de la prestación de los servicios públicos.

Por su parte en la Ley 143 de 1994 se establece que, en relación con el servicio de electricidad, el Estado deberá tener objetivos relacionados con abastecer la demanda de electricidad bajo criterios económicos y de viabilidad financiera, asegurando su cubrimiento en un marco de uso racional y eficiente de los diferentes recursos energéticos del país; asegurar una operación eficiente, segura y confiable en las actividades del sector; y que el mantenimiento y la operación de las instalaciones preserven la integridad de las personas, de los bienes y del medio ambiente y mantengan los niveles de calidad y seguridad establecidos.

Así mismo, si los diversos agentes económicos desean participar en las actividades de electricidad, deben sujetarse al cumplimiento de los anteriores objetivos.

La generación, interconexión, transmisión, distribución y comercialización de electricidad deben estar destinados a satisfacer necesidades colectivas primordiales en forma permanente, al ser considerados servicios públicos de carácter esencial, obligatorio y solidario, y de utilidad pública.

Las actividades relacionadas con el servicio de electricidad se regirán por principios de eficiencia, calidad, continuidad, adaptabilidad, neutralidad, solidaridad y equidad.

El principio de eficiencia obliga a la correcta asignación y utilización de los recursos de tal forma que se garantice la prestación del servicio al menor costo económico.

En las actividades del sector podrán participar diferentes agentes económicos, los cuales pueden tener el carácter de ser públicos, privados o mixtos, quienes gozarán de libertad para desarrollar sus funciones en un contexto de libre competencia, de conformidad con los artículos 333, 334 y el inciso penúltimo del artículo 336 de la Constitución Nacional, y el artículo 3 de la Ley 143 de 1994.

B. FRENTE A LOS CARGOS DEL PETICIONARIO

A continuación, se hace mención de forma particular a los cargos en los que el peticionario soporta su solicitud de recurso contra la Resolución CREG 065 de 2017, de la siguiente forma:

1. Irregularidades en la notificación de la Resolución 065 de 2017

Con base en lo previsto en la Resolución CREG 011 de 2009, la CREG aprueba mediante resolución particular a cada Transmisor Nacional, TN, una base de activos y, a partir de ella, determina el costo de reposición de tales activos, CRE, y el ingreso anual de cada TN, IAT. Además, define el valor de los costos de administración, operación y mantenimiento, AOM, asociados con esa base de activos. Todas las anteriores variables son insumos para el cálculo de los cargos por uso de la actividad de transmisión, a través del cual se recaudan los ingresos que luego se distribuyen entre todos los transmisores.

Las variables enunciadas pueden ser modificadas por la CREG, mediante resolución, cuando se excluyan, se modifiquen o ingresen nuevos activos en la base de activos aprobada. Otro aspecto considerado en la regulación para modificar la base de activos es el cambio en la representación de activos ante el LAC, para esto también se requiere aprobación de la CREG.

Teniendo en cuenta lo anterior, y en respuesta a una solicitud de Interconexión Eléctrica S.A. e Intercolombia S.A. E.S.P., la CREG expidió la Resolución CREG 177 de 2013, mediante la cual se aprobaron a Intercolombia S.A. E.S.P. la base de activos y las variables CRE, IAT y AOM, mencionadas anteriormente, correspondientes a esa base de activos.

Posteriormente, a Intercolombia S.A. E.S.P. se le han aprobado varias resoluciones donde, atendiendo solicitudes presentadas por esta empresa, se han modificado nuevamente la base de activos y las variables correspondientes. Cada una de estas nuevas resoluciones modifica, en lo correspondiente, las variables aprobadas en la Resolución CREG 177 de 2013.

Para el caso en análisis, las actuaciones administrativas llevadas a cabo se relacionan con la atención de tres solicitudes de Intercolombia S.A. E.S.P. para actualizar la base de activos, las cuales fueron aprobadas, la primera, mediante la Resolución CREG 059 de 2017 y, las otras dos solicitudes, mediante la Resolución CREG 065 de 2017.

En el siguiente cuadro se muestran las fechas relacionadas con la actuación administrativa de la Resolución CREG 065 de 2017:

Fecha	Origen	Asunto
12-ene-2017	Intercolombia	Solicitud para modificar una UC en la subestación Cuestecitas
5-may-2017	Intercolombia	Solicitud para incluir nuevas UC y modificar otras en la subestación Urabá
8-jun-2017	CREG	Aprobación de la Resolución CREG 065 de 2017
28-jun-2017	CREG	Citación a notificar la Resolución CREG 065 de 2017
4-jul-2017	Intercolombia	Presenta recurso de reposición contra la Resolución CREG 059 de 2017
4-jul-2017	CREG	Informa que, por ahora, no puede proceder a notificar la Resolución CREG 065 de 2017
28-sep-2017	CREG	Cita a Intercolombia para notificar la Resolución CREG 065 de 2017
19-oct-2017	CREG	Notificación por aviso de la Resolución CREG 065 de 2017
26-oct-2017	Intercolombia	Presenta recurso de reposición

Como se explicó arriba, las variables aprobadas en la Resolución CREG 065 de 2017 modificaban las aprobadas en la resolución precedente, que para este caso es la Resolución CREG 059 de 2017. Al no quedar esta última en firme fue necesario suspender la notificación de la primera.

Por esta razón, el 28 de junio de 2017, habiendo iniciado el proceso de notificación de la Resolución CREG 065 de 2017, fue necesario suspenderlo en cuanto la CREG tuvo conocimiento del recurso de reposición interpuesto por Intercolombia S.A. E.S.P. contra la Resolución CREG 059 de 2017, toda vez que los valores aprobados en la Resolución CREG 065 no podían ser notificados, dado que para su cálculo se utilizaron como referencia los resultados de la Resolución CREG 059 de 2017.

Así las cosas, la Comisión tenía dos opciones: i) iniciar la modificación de la Resolución CREG 065 de 2017, para que en sus cálculos se tuvieran en cuenta no los resultados de la Resolución CREG 059 de 2017, sino los de la resolución que precedió a esta última], o ii) proceder a resolver el recurso y, luego de terminar este proceso, notificar la Resolución CREG 065 de 2017; ambas opciones podrían tomar tiempos similares. Se escogió la segunda.

En cuanto al proceso de notificación de la Resolución CREG 065 de 2017, no es cierto que después de suspender la notificación en julio de 2017 “la CREG procedió a realizar la notificación por aviso, sin haber intentado nuevamente la notificación personal”.

Como siempre se ha hecho, en cumplimiento de las normas vigentes, la CREG, mediante el radicado S-2017-004436 del 26 de septiembre de 2017, envió a Intercolombia S.A. E.S.P. la citación para notificar la Resolución CREG 065 de 2017. La evidencia del recibo de este documento se encuentra en el “certificado de entrega” del correo certificado, transportado por la empresa de mensajería 4-72 con la guía YG172931220CO, donde se informa que el correo fue entregado el 28 de septiembre de 2017 y se verifica el sello con esta misma fecha.

Con base en lo expuesto, se concluye que, dado el recurso presentado contra la Resolución CREG 059 de 2017, fue necesario suspender la notificación de la Resolución CREG 065 de 2017, ya que para los resultados aprobados se tuvieron en cuenta los valores de la Resolución CREG 059 de 2017. Una vez en firme esta última, se citó a Intercolombia S.A. E.S.P. para surtir la notificación personal de la Resolución CREG 065 de 2017 pero no se hizo presente; por lo cual se procedió a hacer la notificación por aviso, en cumplimiento del artículo 69 del Código de Procedimiento Administrativo y de lo Contencioso Administrativo, la cual se entiende surtida al finalizar el día siguiente al de la entrega del aviso en el lugar de destino.

2. Intercolombia S.A. E.S.P. era el agente responsable del cambio de la Protección Diferencial de Barras

Como bien lo menciona el recurrente, la unidad constructiva “SE240 Diferencial de barra – Tipo 1” hace parte de la base de activos de Intercolombia S.A. E.S.P. en la subestación Cuestecitas, aprobada en la Resolución CREG 177 de 2013. También es cierto que, dado que este TN es el representante de esta UC ante el LAC, de acuerdo con la metodología vigente le corresponde hacer la reposición de tal unidad cuando se requiera, sin que sea necesario modificar la base de activos ni el ingreso del transmisor.

Otra situación diferente es la relacionada con la conexión de un nuevo proyecto en una subestación del STN, cuando es necesario hacer adecuaciones de los activos de esta subestación. En el caso en análisis, se trata de la instalación de dos bahías de transformador como resultado de la conexión de los activos del STR adjudicados mediante la convocatoria pública UPME STR 01-2015.

En este caso es necesario recurrir a los Documentos de Selección de la convocatoria. En particular, en el numeral 2.1.1 del anexo 1 de los citados documentos, que fue modificado por la Adenda No.1, al hacer referencia a la descripción de las obras en la subestación Cuestecitas, se lee lo siguiente:

El Inversionista seleccionado, resultante de la presente Convocatoria Pública, deberá hacerse cargo del suministro e instalación de un nuevo transformador 220/110 kV – 100 MVA y sus correspondientes bahías 220 kV y 110 kV, del suministro e instalación de un nuevo transformador 220/110 kV – 40 MVA y sus correspondientes bahías 220 kV y 110 kV, y de ser necesario del suministro e instalación de la extensión de los barrajes a 220 kV y a 110 kV para la conexión de las nuevas bahías mencionadas anteriormente, junto con los equipos de protección y adecuaciones físicas y eléctricas necesarias. Toda la infraestructura utilizada para ampliar el barraje a 220 kV y/o 110 kV, deberá tener una capacidad de corriente, y demás características técnicas, iguales o superiores al barraje existente donde se conecta.

También estarán a cargo del Inversionista, los demás elementos necesarios para la construcción, operación y mantenimiento de las obras, como por ejemplo sistemas de control, protecciones, comunicaciones e infraestructura asociada, sin limitarse a estos, y debe garantizar su compatibilidad con la infraestructura existente.

(…)

4.1.2 Conexiones con Equipos Existentes

El Inversionista seleccionado deberá proveer los equipos necesarios para hacer completamente compatibles los equipos en funcionalidad y en aspectos de comunicaciones, control y protección con la infraestructura existente.

 (subrayados fuera de texto)

Con el propósito de tener una mayor claridad sobre las exigencias que los Documentos de Selección le imponían al adjudicatario de la Convocatoria UPME STR 01-2015, se consideró conveniente solicitar a la UPME una precisión sobre estos documentos. Con la comunicación S-2017-006021 del 14 de diciembre de 2017, sobre los textos trascritos arriba se solicitó a la UPME lo siguiente:

Al respecto de los textos citados que, entendemos, fueron los que tuvieron en cuenta los respectivos proponentes para la estimación del ingreso anual esperado a incluir en sus ofertas, queremos pedirle el favor de precisar a qué se hace referencia con la expresión “deberá hacerse cargo” utilizada en el primer párrafo de los textos citados, así como con la frase “deberá proveer los equipos necesarios” tomada del último párrafo trascrito.

Estamos interesados en conocer ¿cuáles eran las obligaciones del adjudicatario en cuanto a barrajes y protecciones, de acuerdo con los Documentos de Selección? ¿Hay alguna diferencia dependiendo del nivel de tensión (220 o 110 kV)?

La UPME, mediante la comunicación E-2018-000661 del 26 de enero de 2018, informa lo siguiente:

En relación con la expresión “deberá hacerse cargo” y según el texto definitivo, hace referencia a las responsabilidades del inversionista adjudicatario de la convocatoria, que en este aspecto específico hace parte del alcance de la convocatoria según el numeral 2 del Anexo 1, subnumerales (i) al (viii).

En relación con la expresión “deberá proveer los equipos necesarios”, hace referencia a las responsabilidades del inversionista adjudicatario, asociadas al alcance de obras establecido en el Anexo 1 de los DSI.

En relación con la pregunta ¿cuáles eran las obligaciones del adjudicatario en cuanto a barrajes y protecciones, de acuerdo con los Documentos de Selección? se debe indicar que las obligaciones del adjudicatario en cuanto a barrajes y protecciones están establecidas en el Anexo 1 de los DSI numeral 2 subnumerales (vii), (viii), (xi), (xii), (xvi), las notas del mismo numeral y numerales 2.1.1, 2.1.2 y 2.1.3 y referente a puntos de conexión los numerales 2.2.1, 2.2.2, 2.2.3 y 2.2.4 y 4.6, todo lo cual comprende aquellas obras especificadas como alcance de la convocatoria, es decir, compensaciones capacitivas y sus bahías en Riohacha y Maicao, dos transformadores 220/110 kV en Cuestecitas y sus respectivas bahías a 110 kV y a 220 kV (por ser configuración diferente a interruptor y medio o anillo), la extensión de barrajes de ser necesario y las adecuaciones especificadas como la normalización de la conexión en Maicao. La convocatoria no exigió adecuaciones sobre equipos existentes.

En relación con la pregunta ¿Hay alguna diferencia dependiendo del nivel de tensión (220 o 110 kV)? en el Anexo 1 de los DSI se especifica el alcance de las obras de manera particular para cada subestación y para cada nivel de tensión, no obstante, algunas exigencias técnicas pueden ser comunes como lo establecido en el numeral 4.6 del Anexo 1 de los DSI en cuanto a los equipos de control y protección.

Dado que con la respuesta anterior se quedaba otra vez en el dilema de interpretar los Documentos de Selección, fue necesario solicitar a la UPME una precisión mediante la comunicación S-2018-000378 del 12 de febrero de 2018, la cual fue respondida por la UPME, mediante la comunicación E-2018-001300 del 16 de febrero de 2018, en los siguientes términos:

Atendiendo su solicitud, procedemos a responder cada una de las inquietudes en el marco del alcance de lo que fue la Convocatoria del asunto.

1. “¿Era responsabilidad del adjudicatario la extensión del barraje de 110 kV?”.

Respuesta: De acuerdo con el sub numeral (viii) del numeral 2 del Anexo 1 de los Documentos de Selección del Inversionista - DSI, era responsabilidad del adjudicatario la extensión del barraje a 110 kV de la subestación Cuestecitas, y/o conexiones al mismo, a efectos de la conexión de las dos bahías de transformación, requeridas para los dos transformadores objeto de la referida convocatoria.

2. “¿Era responsabilidad del adjudicatario la instalación o adecuación de las protecciones relacionadas con la extensión del barraje de 110 kV, en particular la protección diferencial de barras?”.

Respuesta: Junto con la extensión del barraje y/o las conexiones a éste, era responsabilidad del adjudicatario la instalación de las protecciones relacionadas con la extensión del barraje, es decir, las asociadas a las bahías de transformación y la adaptación a la protección diferencial de barras existente. Adecuaciones de equipos existentes como la protección diferencial de barras, no fue considerada en el alcance de la referida convocatoria.

3. “¿Era responsabilidad del adjudicatario la extensión de alguno de los dos barrajes de 220 kV?”.

Respuesta: De acuerdo con el sub numeral (vii) del numeral 2 del Anexo 1 de los Documentos de Selección del Inversionista - DSI, era responsabilidad del adjudicatario la extensión del barraje a 220 kV de la subestación Cuestecitas, y/o conexiones al mismo, a efectos de la conexión de las dos bahías de transformación, requeridas para los dos transformadores objeto de la referida convocatoria.

4. “¿Era responsabilidad del adjudicatario la instalación o la adecuación de las protecciones relacionadas con la extensión del barraje de 220 kV, en particular la protección diferencial de barras?”.

Respuesta: Junto con la extensión del barraje y/o las conexiones a éste, era responsabilidad del adjudicatario la instalación de las protecciones relacionadas con la extensión del barraje, es decir, las asociadas a las bahías de transformación y la adaptación a la protección diferencial de barras existente. Adecuaciones de equipos existentes como la protección diferencial de barras, no fue considerada en el alcance de la referida convocatoria.

“Si las respuestas son diferentes, por causa del nivel de tensión, por favor aclarar las diferencias”.

Respuesta: De acuerdo con lo anterior, las especificaciones y exigencias de la referida convocatoria fueron uniformes tanto en 220 kV como en 110 kV.

Con respecto a la protección diferencial de barras de 220 kV, a partir de la afirmación de que las “adecuaciones de equipos existentes como la protección diferencial de barras, no fue considerada en el alcance de la referida convocatoria” se entiende que el adjudicatario no era responsable de la adecuación de esta protección y por lo tanto se propondrá ajustar el valor reconocido a Intercolombia S.A. E.S.P., en la Resolución CREG 065 de 2017, para la unidad constructiva “SE241 Diferencial de Barras - Tipo 2”.

3. Indebida interpretación de la metodología de remuneración para las ampliaciones

En el recurso se cita el artículo 21 de la Resolución CREG 011 de 2009 que establece lo siguiente:

Artículo 21. Aplicación de los nuevos cargos. La metodología para calcular los cargos por uso del Sistema de Transmisión Nacional se empezará a aplicar a partir del mes calendario siguiente a la aprobación por parte de la CREG de la base de activos de cada TN.

Con referencia a este artículo se afirma en el recurso que la CREG lo interpreta y aplica de manera errada, afirmando que la aprobación de la CREG no define el inicio de la remuneración de los nuevos activos, sino su entrada en operación.

La CREG, en este caso y en todas las modificaciones de los ingresos de los transmisores nacionales, TN, ha considerado que la palabra aplicación hace referencia a los efectos que se generan por las modificaciones que se aprueben en cumplimiento de la metodología establecida en la Resolución CREG 011 de 2009. Esto es, los efectos que puedan generar los cambios en la base de activos, la modificación respectiva del costo de reposición, CRE, y del ingreso anual del transmisor, IAT, inician una vez quede en firme la resolución que apruebe dichos cambios.

Manifiesta también el recurrente que de no interpretarse la regulación en la forma por él planteada se tendría el contrasentido de tener que asumir el transmisor nacional los gastos ocasionados por el proyecto mientras la CREG aprueba la respectiva modificación.

Sobre el particular, se precisa que en la metodología general de remuneración de la actividad de transmisión establecida en la Resolución CREG 011 de 2009 se señalan las circunstancias en las cuales se puede modificar el IAT, los efectos que ello ocasiona y, como se mencionó arriba en referencia al artículo 21, que su aplicación se da al mes siguiente de la aprobación por parte de la CREG. Es decir, los requisitos y las actividades que deben cumplirse son de conocimiento público y en esta ocasión también se dio cumplimiento a ellos.

No por el hecho de que existan activos del STN que han entrado en operación comercial y estén haciendo las funciones de activos de uso se debe proceder a remunerarlos, para ello se requiere la aprobación de la CREG de la nueva base de activos y del ingreso anual del transmisor para iniciar su remuneración. Frente a metodologías anteriores, esta es una de las diferencias de la metodología vigente para la remuneración de la actividad de transmisión.

4. Violación de normas superiores

Sobre la afirmación del recurrente de que “la Resolución CREG 065 de 2017 vulnera lo dispuesto en la Constitución y en las Leyes 142 y 143 de 1994”, es importante mencionar que las mismas normas de carácter Constitucional y legal que señala el recurrente como vulneradas por parte de la CREG al expedir la Resolución 065 de 2017, son el fundamento de esta Comisión para ejercer sus actuaciones administrativas, las cuales realiza bajo el estricto cumplimiento de los principios establecidos en el artículo 3 del Código de Procedimiento Administrativo y de lo Contencioso Administrativo en aras de garantizar el cumplimiento de los fines estatales.

No obstante, se contradice el recurrente al afirmar que “tampoco puede entenderse como legal la Resolución CREG 065 de 2017, en la medida que no reconoce la remuneración por los servicios prestados por las unidades constructivas incorporadas en las subestaciones Cuestecitas y Urabá en los meses anteriores a su expedición”, lo cual, de concebirse en esos términos, significaría que los actos administrativos expedidos por la CREG deberán tener aplicación retroactiva, caso en el cual estaríamos violando el principio de irretroactividad de la ley que nos indica que es principio normativo general que las leyes -en sentido material- rigen a partir de su promulgación, y sólo la ley puede señalar efectos distintos respecto de la aplicación de una determinada disposición en el tiempo.

De otra parte, en el recurso se plantea el siguiente interrogante:

… ¿es legal que se pueda incurrir en compensaciones o sanciones por eventos ocurridos en los meses anteriores a la expedición de la Resolución CREG 065 de 2017, pero que no se reconozcan ingresos por los servicios prestados en esos mismos meses?

Al respecto debemos referirnos a la metodología general y citar algunos apartes de la Resolución CREG 093 de 2012, por la cual “se establecen el reglamento para el reporte de Eventos y el procedimiento para el cálculo de la Energía No Suministrada, y se precisan otras disposiciones relacionadas con la calidad del servicio en el Sistema de Transmisión Nacional”.

Artículo 1. Ámbito de aplicación. Lo dispuesto en esta resolución se aplicará a los agentes que realizan la actividad de transmisión de energía eléctrica y a todos aquellos agentes responsables de la información necesaria para la aplicación del esquema de calidad del servicio en el Sistema de Transmisión Nacional, STN, establecido en el capítulo 4 del anexo general de la Resolución CREG 011 de 2009 o las que la modifiquen o sustituyan.

Los activos del STN sobre los que aplica el esquema de calidad del servicio son los que: i) hacen parte de la base de activos aprobada a cada Transmisor Nacional, TN, mediante resolución particular, ii) están en operación comercial y podrán hacer parte de la base de activos de un TN, o iii) son construidos como resultado de procesos de libre concurrencia.

(…)

Artículo 6. Activos que entran en operación comercial. A partir de la fecha de entrada en operación comercial de activos del STN, y hasta que se inicie su remuneración a través de cargos por uso, el agente que los represente ante el LAC será responsable por la ocurrencia de Eventos en estos activos que ocasionen ENS.

En consecuencia, a partir de la fecha de entrada en operación comercial de los activos se deberán reportar los Eventos en la forma dispuesta en la presente resolución. Cuando se presente ENS, se estimará su magnitud en la forma descrita en el numeral 3.4 del anexo general de la presente resolución y si el porcentaje que representa resulta superior al 2% se enviará el respectivo informe a la SSPD.

 (…)

Parágrafo. En todo caso, cuando los activos estén incluidos en la remuneración del STN a través de cargos por uso, el agente que los represente ante el LAC será responsable por el cumplimiento de todos los indicadores de calidad establecidos en el capítulo 4 del anexo general de la Resolución CREG 011 de 2009. Para el cálculo de las Horas de Indisponibilidad del activo, solo se tendrán en cuenta las reportadas desde el primer mes de remuneración. (subrayados fuera de texto)

De acuerdo con lo anterior, con base en la metodología de remuneración de la actividad de transmisión de energía eléctrica, de la cual hace parte la Resolución CREG 093 de 2012, el esquema de calidad se aplica a los activos del STN desde su entrada en operación comercial, fecha a partir de la cual, si ocurren eventos que ocasionen energía no suministrada, ENS, se causan las compensaciones definidas en esta metodología.

Un tratamiento diferente está establecido para las horas de indisponibilidad, las cuales no se tienen en cuenta para el cálculo de las compensaciones durante el tiempo que trascurre desde la entrada en operación comercial hasta que se inicie el primer mes de remuneración.

Es decir, la metodología general de remuneración de la actividad señala claramente cuáles son las compensaciones de las que son objeto los activos desde su entrada en operación comercial y cuáles las compensaciones a partir del inicio de la remuneración de tales activos.

5. El reconocimiento y remuneración del proyecto desde la entrada en operación es un derecho de Intercolombia S.A. E.S.P.

Intercolombia S.A. E.S.P. en el recurso cita el literal a del numeral 1.4 del anexo general de la Resolución CREG 011 de 2009, que establece:

1.4 Liquidación mensual del Ingreso

Para la liquidación del Ingreso Mensual de cada TN se tendrá en cuenta:

a) El Ingreso Mensual Causado por Unidades Constructivas no construidas en desarrollo de los procesos de selección regulados por la CREG, el cual se calculará a partir del Ingreso Anual definido en el numeral 1.1 de este Anexo. Estas Unidades Constructivas se remunerarán a partir del día uno (1) del primer mes completo en que dichas Unidades se hayan encontrado en operación comercial como Activos de Uso.

Cuando la remuneración de Unidades Constructivas nuevas implique la reclasificación de Unidades Constructivas existentes, estas últimas se remunerarán hasta el mes anterior al de inicio de la remuneración de las nuevas Unidades Constructivas.

En particular centra su argumento sobre la frase “se remunerarán a partir del día uno (1) del primer mes completo en que dichas Unidades se hayan encontrado en operación comercial como Activos de Uso”.

Aquí se citan dos condiciones: i) que los activos estén en operación comercial, y ii) que sean activos de uso.

Sobre la primera, en el Código de Operación y con referencia a cualquier activo del Sistema Interconectado Nacional, SIN, se precisa que corresponde al propietario definir la fecha de iniciación de la operación comercial.

Con respecto a la segunda condición, se cita la definición de activos de uso tomada del artículo 3 de la Resolución CREG 011 de 2009:

Activos de Uso del STN. Son aquellos activos de transporte de electricidad que operan a tensiones iguales o superiores a 220 kV, son remunerados mediante Cargos por Uso del STN y pueden estar constituidos por una o varias UC.

Las Bahías de Transformador con tensión mayor o igual a 220 kV, que utiliza un OR para conectarse al STN en las subestaciones con configuración de anillo o de interruptor y medio, se remunerarán a través de cargos por uso de la actividad de transmisión, una vez empiecen a aplicarse a dicho OR los costos y cargos aprobados con la metodología de la Resolución CREG 097 de 2008.

Como se observa, una de las condiciones para que los activos sean considerados como activos de uso es que estén siendo “remunerados mediante Cargos por Uso del STN”.

De acuerdo con el numeral 1.5 del anexo general de la Resolución CREG 011 de 2009, el cargo por uso de la actividad de trasmisión, con el cual se remuneran los activos que conforman el STN, se calcula a partir del ingreso mensual de los TN, el que a su vez depende del ingreso anual del transmisor, IAT, aprobado a cada uno de ellos.

Con lo anterior se concluye que la única forma para que un activo se remunere con cargos por uso de la actividad de transmisión, a diferencia de metodologías anteriores a la vigente, es que la CREG apruebe su inclusión en la base de activos del TN, con lo cual se modifica el ingreso mensual de este agente, lo que a su vez modifica los cargos por uso para considerar los nuevos activos incluidos en la base.

Así las cosas, para que un nuevo activo sea remunerado mediante cargos por uso se requiere una resolución de la CREG y su correspondiente entrada en vigencia y, de acuerdo con la metodología vigente, a partir de ese momento el activo puede considerarse como un activo de uso a remunerar. De otra parte, de acuerdo con la definición de mes en la metodología general, “la remuneración de la actividad de transmisión se liquidará por mes completo y no por fracción de mes”.

De acuerdo con lo expuesto, se concluye que un nuevo activo en el Sistema Nacional de Transmisión se remunera a partir del primer día calendario del mes siguiente a cuando quede en firme la resolución de la CREG que aprueba su inclusión en la base de activos de un TN.

Otro punto de análisis que cita el recurrente se refiere a que si se considera que no existe una norma explícita que indique a partir de cuándo se deben remunerar los proyectos ejecutados como ampliaciones, se supla dicho “vacío legal” con otra norma que regule casos similares. Para ello cita lo previsto en el artículo 8 de la Ley 153 de 1887 y, apoyado en esta referencia, propone que se aplique lo previsto para la remuneración de los proyectos ejecutados mediante procesos de selección.

Frente a la solicitud de aplicación analógica de normatividad, por considerar el recurrente que existe un “vacío legal” en cuanto no existe norma explícita que indique a partir de cuándo se deben remunerar los proyectos ejecutados como ampliaciones, se debe aclarar que, la analogía, como fuente subsidiaria del derecho es el método por el cual una norma jurídica se extiende, por identidad de razón, a cosas no contempladas por ella (artículo 8o de la Ley 153 de 1887), y es además, una herramienta para interpretar leyes poco claras o confusas.

Al respecto, la Corte Constitucional ha definido los dos tipos de analogías: la legis y la iuris. “Cuando el juez razona por analogía, aplica la ley a una situación no contemplada explícitamente en ella, pero esencialmente igual, para los efectos de su regulación jurídica, a la que sí lo está. Esta modalidad se conoce en doctrina como analogía legis, y se la contrasta con la analogía iuris en la cual, a partir de diversas disposiciones del ordenamiento, se extraen los principios generales que las informan, por una suerte de inducción, y se aplican a casos o situaciones no previstas de modo expreso en una norma determinada” (Sentencia C-083/95, Corte Constitucional).

Dicho esto, se precisa que en el ámbito del derecho público no pueden pasarse por alto los límites que se presentan en el caso particular de la analogía, debido a la sujeción de las autoridades administrativas al principio de legalidad que consagra el artículo 121 de la Constitución Política, que impiden a la autoridad administrativa aplicar las normas vigentes a situaciones distintas a las previstas en ellas, es decir, al requerir la autoridad una autorización legal concreta para resolver un asunto, no puede extender el alcance de las normas a situaciones no contempladas explícitamente en ellas, por tanto no puede aplicar la analogía legis propuesta.

Ahora bien, en desarrollo del principio constitucional de igualdad tampoco le es dable a las autoridades administrativas interpretar o suplir las normas de manera tal que conduzcan a dar un trato diferenciado a sus regulados, desconociendo los precedentes administrativos del caso concreto, máxime cuando las mismas están claramente definidas como resulta evidente en el punto objeto de análisis.

Para el caso concreto, la posición uniforme de la Comisión de Regulación de Energía y Gas ha sido y sigue siendo que los activos de uso del Sistema Nacional de Transmisión son reconocidos como tal por la CREG mediante acto administrativo y se remuneran a partir de la firmeza de dichos actos.

6. Enriquecimiento sin causa

Uno de los argumentos del recurrente en este punto es la afirmación sobre la “tardanza de la CREG” en la expedición de la resolución que modifica la base de activos. Al respecto cabe mencionar el artículo 111 de la Ley 142 de 1994, donde se señala:

ARTÍCULO 111. OPORTUNIDAD PARA DECIDIR. La decisión que ponga fin a las actuaciones administrativas deberá tomarse dentro de los cinco meses siguientes al día en el que se haya hecho la primera de las citaciones o publicaciones de que trata el artículo 108 de la presente Ley.

Al respecto, se precisa que la solicitud radicada en la CREG el 12 de enero de 2017 con el número E–2017-000272, junto con la solicitud radicada el 5 de mayo de 2017 con el número E–2017-004344, fueron presentadas en la reunión de la CREG del 8 de junio de 2017, en la cual se acordó aprobar la modificación de la base de activos, del costo de reposición de activos, CRE, y del ingreso anual del transmisor, IAT, tal como consta en la Resolución CREG 065 de 2017.

De lo anterior se concluye que se dio cumplimiento al término establecido para ello en la Ley, por lo que no tiene fundamento el argumento presentado en cuanto a que hubo demora por parte de la CREG.

Ahora bien, habiendo tomado la decisión la autoridad dentro del plazo establecido en la ley, debemos considerar que el tiempo transcurrido entre la fecha en que se presentó la solicitud y la fecha en que resuelve y se notifica la misma son parte de las cargas normales que todos los administrados debemos soportar, razón por la cual lo dejado de percibir durante dicho lapso no constituye un empobrecimiento injustificado y no se configura un enriquecimiento sin causa de la contraparte, en este caso los consumidores.

C. CONCLUSIONES

Con base en lo expuesto en este documento se obtienen las siguientes conclusiones:

- La notificación de la Resolución CREG 065 de 2017 se inició luego de que quedara en firme la Resolución CREG 059 de 2017, donde se modificaron las variables utilizadas para calcular el ingreso del transmisor, que eran base para determinar las aprobadas en la Resolución CREG 065 de 2017. Como se evidenció, Intercolombia S.A. E.S.P. no atendió la citación a notificarse de la Resolución CREG 065 de 2017, por lo que fue necesario notificarla mediante aviso.

- Con respecto a la unidad constructiva de Cuestecitas, y teniendo en cuenta la respuesta de la UPME, se propone ajustar el porcentaje reconocido de la “SE241 Diferencial de Barras - Tipo 2”.

- Dentro de los términos legales, las solicitudes presentadas por los agentes tienen que ser analizadas con el fin de elaborar una propuesta para presentar a la CREG, quien decidirá sobre su aprobación.

- Las decisiones de la CREG, contenidas en resoluciones, son aplicables a partir de la entrada en vigencia de cada acto administrativo y no tienen carácter retroactivo.

- Las resoluciones particulares que se aprueben con base en una metodología general deben tener en cuenta lo establecido en esta metodología.

- A diferencia de metodologías anteriores, para remunerar nuevos activos la metodología vigente requiere que se cumplan las condiciones establecidas y que, a partir de un acto administrativo de la CREG, se autorice su remuneración.

- La metodología establece que el cálculo de la remuneración de la actividad de transmisión se liquide y facture por mes completo, teniendo en cuenta los valores de las posibles compensaciones por calidad del servicio.

- En cuanto a las compensaciones, la metodología general señala las aplicables desde la entrada en operación comercial y las aplicables desde el primer mes de remuneración.

- El artículo 7 de la Resolución CREG 011 de 2009 establece las condiciones para modificar el ingreso anual aprobado a cada TN, IAT, el cual tiene en cuenta los activos a remunerar identificados de acuerdo con lo señalado en el artículo 5, es decir la base de activos aprobada a cada TN.

- A partir del IAT se calcula el ingreso mensual de cada TN y la suma de los ingresos mensuales de todos los TN se usa para el cálculo del cargo por uso de la actividad de transmisión.

- El artículo 21 señala que los nuevos cargos de uso se aplican “a partir del mes calendario siguiente a la aprobación por parte de la CREG de la base de activos de cada TN”, lo cual es aplicable tanto para la primera resolución expedida con esta metodología como para las que se puedan expedir después, en cumplimiento de la misma.

- El numeral 1.4 del anexo general hace referencia a los ingresos a tener en cuenta en el cálculo del ingreso mensual de cada TN. El literal a), respecto a los activos no ejecutados mediante procesos de selección, señala que estos activos “se remunerarán a partir del día uno (1) del primer mes completo en que dichas Unidades se hayan encontrado en operación comercial como Activos de Uso”, es decir que además de que hayan entrado en operación deben estar considerados como activos de uso en la base de activos aprobada por la CREG.

- De acuerdo con la definición de activos de uso, además de cumplir otras condiciones, se señala que “son remunerados mediante Cargos por Uso del STN”.

- Es decir, para ser considerados activos de uso y para que sean remunerados como tal, una de las condiciones que se debe cumplir es que estén siendo considerados dentro del cálculo de los cargos por uso de la actividad de transmisión.

- Para esto se requiere aprobación de la CREG de la nueva base de activos, de la modificación del ingreso anual del transmisor y que esta aprobación haya iniciado su aplicación.

- Con base en lo anterior, los nuevos activos se empiezan a remunerar a partir del primer día del mes siguiente a cuando quede en firme la resolución que aprueba su inclusión en la base de activos de cada TN.

Teniendo en cuenta los análisis expuestos, se propone ajustar lo correspondiente a la unidad constructiva de la subestación Cuestecitas, con lo cual se modificará la Resolución CREG 065 de 2017.

Por lo anteriormente expuesto, la Comisión de Regulación de Energía y Gas en sesión 842 del 26 de febrero de 2018,

RESUELVE

ARTÍCULO 1. Actualizar la base de activos de Intercolombia S.A. E.S.P., aprobada en el artículo 3 de la Resolución CREG 177 de 2013.

1. Se adicionan los siguientes registros al numeral 1 Subestaciones de la base de activos del anexo de la Resolución CREG 177 de 2013, así:

No.	Subestación	UC	PU
523	Cuestecitas	SE241	1,00000
524	Urabá	SE203	1,00000
525	Urabá	SE220	1,00000
526	Urabá	SE230	1,00000
527	Urabá	SE240	1,00000

2. Se modifican los siguientes registros del numeral 1 Subestaciones de la base de activos del anexo de la Resolución CREG 177 de 2013, así:

No.	Subestación	UC	PU
116	Cuestecitas	SE240	0,00000
482	Urabá	SE201	0,00000
483	Urabá	SE229	0,00000
484	Urabá	SE239	0,00000

ARTÍCULO 2. Modificar el artículo 1 de la Resolución CREG 177 de 2013, el cual quedará así:

Artículo 1. Ingreso Anual. El Ingreso Anual (IAT_j) por los activos representados por Intercolombia S.A. E.S.P. en el Sistema de Transmisión Nacional, calculado en la forma establecida en la Resolución CREG 011 de 2009, es el siguiente:

ARTÍCULO 3. Modificar el artículo 4 de la Resolución CREG 177 de 2013, el cual quedará así:

Artículo 4. Costo de Reposición de los Activos Eléctricos. El costo de reposición de los activos eléctricos (CRE_j) remunerados mediante cargos por uso a Intercolombia S.A. E.S.P., calculado con la base de activos al que hace referencia el artículo 3 de la presente resolución y de acuerdo con lo señalado en la Resolución CREG 011 de 2009 es:

ARTÍCULO 4. Notificar personalmente al representante legal judicial de Intercolombia S.A. E.S.P, advirtiéndole que contra el presente acto no procede recurso alguno.

NOTIFÍQUESE Y CÚMPLASE

Dada en Bogotá D.C., a

ALONSO MAYELO CARDONA DELGADO

Viceministro de Energía

Delegado del Ministro de Minas y Energía

Presidente

GERMÁN CASTRO FERREIRA

Director Ejecutivo