RESOLUCIÓN 51 DE 2006

(agosto 17)

Diario Oficial No. 46.399 de 22 de septiembre de 2006

COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS

Por la cual se resuelve la solicitud de revisión tarifaria presentada por la Electrificadora de la Costa Atlántica S. A., E.S.P., Electrocosta.

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 y 2253 de 1994,

CONSIDERANDO:

1. ANTECEDENTES

La Comisión de Regulación de Energía y Gas, mediante la Resolución CREG-082 de 2002, adoptó los principios generales y la metodología para el establecimiento de los cargos por uso de los Sistemas de Transmisión Regional y Distribución Local.

En cumplimiento de lo dispuesto en dicha Resolución, la empresa Electrificadora de la Costa Atlántica S. A., E.S.P., en adelante Electrocosta, sometió a aprobación de la Comisión su estudio de cargos para remunerar el servicio de distribución que presta.

Una vez revisada y verificada la información presentada por esta empresa, y surtido el trámite de rigor previsto en la citada Resolución CREG 082 de 2002, mediante la Resolución CREG-054 de 2003, la Comisión aprobó el Costo Anual por el uso de los Activos del Nivel de Tensión 4, el Costo Anual de los activos de conexión al STN y los cargos máximos de los Niveles de Tensión 3, 2 y 1, de los Sistemas de Transmisión Regional, STR, y de Distribución Local, SDL, operados por Electrocosta, dando aplicación a la metodología definida en la citada Resolución CREG 082 de 2002.

Posteriormente, Electrocosta con base en el artículo 126 de la Ley 142 de 1994 solicitó ajustar los cargos de tal forma que se cumplieran los criterios de eficiencia y suficiencia financiera establecidos por la ley. Mediante las Resoluciones CREG 075 y 102 de 2005 se decidió la solicitud de la empresa.

2. OBJETO DE LA SOLICITUD

La empresa Electrocosta, mediante comunicación radicada en la CREG bajo el número E-2005-008706 del 22 de noviembre de 2005, presentó a la Comisión la siguiente solicitud:

“(...) la revisión del Costo Anual por el uso de Activos de Nivel de Tensión 4, el Costo anual de los Activos de Conexión al STN y el cargo máximo del Nivel de Tensión 2, de los Sistemas de Transmisión Regional, STR, y de Distribución Local, SDL, operados por Electrocosta, los cuales fueron aprobados en las resoluciones CREG 054, y modificados en la Resolución CREG 102 de 2005, todo de conformidad con los fundamentos de hecho y de derecho que más adelante expongo”.

De conformidad con lo indicado en la página 4 del documento presentado por Electrocosta: “En el presente caso, se invoca como causa en primer lugar, el error grave de cálculo que lesiona injustamente los intereses de la empresa; en subsidio, el mutuo acuerdo”.

3. FUNDAMENTOS DE LA SOLICITUD

La empresa sustenta su solicitud en los argumentos de hecho y de derecho que se resumen a continuación.

3.1 Razones de hecho

Según la solicitud, en septiembre del año 2003, Electrocosta solicitó a la CREG revisar los cargos por uso que le fueron aprobados con las Resolución CREG 054 de 2003 con el fin de ajustarlos de tal forma que cumpliera el criterio de suficiencia financiera en condiciones de eficiencia.

En el numeral 4 de los fundamentos de hecho que presenta la empresa expone que en julio del año 2004, Electrocosta presentó el cálculo de cargos por uso que serían suficientes para atender su mercado en condiciones de eficiencia, considerando algunos activos que no habían sido incluidos o habían sido incluidos con un factor de utilización o una unidad constructiva equivocada en las bases que sirvieron para los cálculos de la Resolución CREG 054 de 2003.

En el numeral 5 se explica que mediante la expedición de la Resolución CREG 075 de 2005, la CREG ad hoc negó la mayoría de las pretensiones incluyendo la pretensión de incluir dentro del cálculo de los cargos los activos que no habían sido incluidos o habían sido incluidos con un factor de utilización o una unidad constructiva equivocada, considerando que dicha solicitud no estaba dentro de su ámbito de competencia. Electrocosta interpuso recurso de reposición contra esta decisión.

Con la expedición de la Resolución CREG 102 de 2005, la CREG ad hoc, accedió parcialmente a las pretensiones de la empresa, negando las modificaciones de activos reconocidos y los cambios en factores de utilización y de activos declarados con Unidades Constructivas equivocadas. Electrocosta entiende que la razón del rechazo es la misma expuesta en la Resolución 074, es decir, la falta de competencia de la CREG ad hoc, por lo cual procede a presentar nuevamente esta solicitud.

3.2 Razones de derecho

 Facultad para efectuar la revisión tarifaria

La solicitud está fundamentada en el artículo 126 de la Ley 142 de 1994, el cual establece el término de vigencia de las fórmulas tarifarias y las condiciones de excepción bajo las cuales pueden ser modificadas antes del cumplimiento de dicho término. Según la empresa solicitante, la CREG se ha pronunciado en varias oportunidades estableciendo las causas por las cuales las fórmulas tarifarias pueden ser modificadas: porque exista acuerdo entre la empresa de servicios públicos y la Comisión; porque se hayan cometido errores de cálculo que lesionen injustamente los intereses de los usuarios o de la empresa, o porque existan razones de caso fortuito o fuerza mayor que comprometen en forma grave la capacidad financiera de la empresa para continuar prestando el servicio.

Electrocosta invoca como causa, en primer lugar, el error grave de cálculo que afecta los intereses de la empresa; en subsidio, el mutuo acuerdo.

- Error grave de cálculo

La empresa expresa en su solicitud que existe un error, cuando quiera que hay una equivocación voluntaria o involuntaria, que determina una diferencia con la realidad y que existe un error de cálculo cuando en un procedimiento matemático existe una equivocación en aquellos componentes utilizados para obtener un resultado o en el resultado mismo.

La empresa relaciona los errores que a su juicio se presentan y los describe así:

“ De un lado, aquel error derivado del factor de utilización asignado a los activos de propiedad de Transelca e ISA, que son utilizados por Electrocosta, cuya discriminación detallada se encuentra en el Anexo del presente documento.

- El error radica entonces en que el factor de utilización que debió incluirse dentro del cálculo, es mucho mayor que aquel que efectivamente se incluyó afectando la remuneración que dentro de la tarifa se reconoce a tales activos, y por supuesto el valor final de la tarifa.

- De otro lado, el error derivado de la no inclusión de activos de propiedad de Transelca, cuya discriminación detallada se encuentra en el Anexo, activos que son efectivamente utilizados por Electrocosta, pero que no están siendo considerados en los cargos por uso”.

- Lesión injusta de los intereses de la empresa

La empresa argumenta que se puede afirmar que existe una lesión cuando el resultado de un evento afecta de manera negativa a una persona; la lesión así entendida, debe implicar entonces un daño como resultado de un acto como tal. Así mismo argumenta que la remuneración incompleta de algunos activos, en un caso y el no reconocimiento de otros activos constituye una lesión para Electrocosta al violarse el criterio tarifario de suficiencia financiera. Y argumenta que la no inclu sión de los activos objeto de su solicitud puede llevar a Electrocosta a una situación de cesación de pagos a Transelca y/o ISA, que son empresas con capital público cuya fortaleza financiera depende a su vez de la adecuada remuneración de sus activos.

- Mutuo acuerdo

La empresa argumenta que en el evento de que la CREG considere que para el caso específico no procede la revisión por “error”, solicita, en subsidio, se proceda a la revisión por mutuo acuerdo.

Sobre el tema Electrocosta argumenta que la facultad contenida en el artículo 126, antes mencionado, conferida a la Comisión por el legislador, es discrecional, y como tal, debe guiarse por criterios de razonabilidad y el cumplimiento de los requisitos establecidos por la ley. En su opinión, según lo establecido en el artículo 36 del Código Contencioso Administrativo y los criterios de la jurisprudencia de la Corte Constitucional el ejercicio de las funciones discrecionales no puede ser arbitrario, sino razonable y proporcionado, considerando la finalidad de la función que se ejerce, y debe buscar la satisfacción de la empresa y del usuario.

Afirma que según lo expuesto por la Corte Constitucional, en el Fallo C-525-95, “Encontramos, pues, en la discrecionalidad, dos elementos: uno, la adecuación de la decisión a los fines de la norma que autoriza la facultad discrecional, y otro, la proporcionalidad con los hechos que sirvieron de causa. La adecuación es la correspondencia, en este caso, del contenido jurídico discrecional con la finalidad de la norma originante, en otras palabras, la armonía del medio con el fin; el fin jurídico siempre exige medios idóneos y coherentes con él. Por su parte, la proporcionalidad es con los hechos que le sirven de causa a la decisión, y no es otra cosa que la acción del hecho causal sobre el efecto jurídico; de ahí que cobre sentido la afirmación de Kelsen, para quien la decisión en derecho asigna determinados efectos jurídicos a los supuestos de hecho”.

Argumenta que se entiende que el mutuo acuerdo para la modificación de las fórmulas tarifarias debe ajustarse a los fines de las Leyes 142 y 143 de 1994, lo cual implica cumplir con los criterios tarifarios establecidos en los artículos 87 de la Ley 142 de 1994 y 44 de la Ley 143 de 1994, así como fundamentarse en hechos comprobados.

Afirma se debe cumplir con los principios aplicables en materia tarifaria y transcribe los siguientes de la Ley 143 de 1994:

“Por eficiencia económica se entiende que el régimen de tarifas procurará que estas se aproximen a lo que serían los precios de un mercado competitivo, garantizándose una asignación eficiente de recursos en la economía, manteniendo a la vez el principio de solidaridad y redistribución del ingreso mediante la estratificación de las tarifas”.

“Por suficiencia financiera se entiende que las empresas eficientes tendrán garantizada la recuperación de sus costos de inversión y sus gastos de administración, operación y mantenimiento, con el valor de las ventas de electricidad y el monto de los subsidios que reciban en compensación por atender a usuarios residenciales de menores ingresos”.

Así mismo cita la Sentencia C-150-03 de la Corte Constitucional acerca de los principios mencionados en materia tarifaria al analizar la Ley 142 de 1994:

“Se observa así que, de acuerdo con la definición citada, la eficiencia económica consiste en que: [i] las tarifas de los servicios públicos se aproximen a lo que serían los precios de un mercado competitivo; [ii] las fórmulas tarifarias tengan en cuenta los costos y los aumentos de productividad esperados; [iii] los aumentos de productividad esperados se distribuyan entre la empresa y los usuarios tal como ocurriría en un mercado competitivo; [iv] las fórmulas tarifarias no trasladen a los usuarios los costos de una gestión ineficiente; [v] las empresas no se apropien de las utilidades provenientes de prácticas restrictivas de la competencia. La referencia que hace la norma en el sentido de que '[e]n el caso de servicios públicos sujetos a fórmulas tarifarias, las tarifas deben reflejar siempre tanto el nivel y la estructura de los costos económicos de prestar el servicio, como la demanda por este' versa sobre el ámbito de aplicación de los anteriores elementos”.

Y concluye que: “Es evidente que los errores y omisiones que se explican en detalle en el Anexo 1 dan como resultado unos costos anuales y cargos por uso inferiores a los que garantizarían la suficiencia financiera de la empresa en condiciones de eficiencia, por lo que es deber de la Comisión proceder a efectuar la revisión para cumplir con los postulados legales en materia tarifaria y asegurar la sostenibilidad del servicio”.

3.3 Conclusiones de la solicitud

La Petición de la solicitud dice:

“En consideración a todo lo expuesto, reiteramos en forma respetuosa la solicitud a la Comisión de revisar el Costo Anual por el uso de Activos de Nivel de Tensión 4, el Costo anual de los Activos de Conexión al STN y el cargo máximo del Nivel de Tensión 2, de los Sistemas de Transmisión Regional, STR, y de Distribución Local, SDL, operados por Electrocosta, efectuando las correcciones e inclusiones que se indican en el Anexo, implican un reconocimiento adicional, así

Costo Anual adicional por el Uso de Activos de Nivel de Tensión 4:

Costo Anual	Pesos colombianos de diciembre de 2001
CAj,4	384.454.723

Costo Anual adicional de los Activos de Conexión al Sistema de Transmisión Nacional, STN:

Costo Anual	Pesos colombianos de diciembre de 2001
CACj,4	3.103.631.041

Anualidad adicional SDL, Niveles de Tensión 3 y 2:

AÑO	CDJ,2 Pesos colombianos de diciembre de 2001
2001	42.974.140”

- Así mismo la empresa adjunta una relación de activos que no fueron incluidos en el cálculo de los cargos por uso, o que fueron incluidos con una unidad constructiva o un factor de utilización equivocado y su justificación.

4. LA ACTUACION SURTIDA ANTE LA CREG

4.1 Inicio de la actuación

El día 29 de diciembre de 2005, mediante auto proferido por la Dirección Ejecutiva de la Comisión, se dispuso adelantar la respectiva actuación con el fin de definir si los cargos aprobados a Electrocosta, mediante la Resolución CREG 054 de 2003 y sus modificaciones, deben ser ajustados como lo solicita esta empresa.

4.2 Citación de Terceros Interesados en esta decisión

Mediante el citado proveído del 29 de diciembre de 2005, la Dirección Ejecutiva ordenó, en cumplimiento de lo dispuesto en los artículos 15 y 16 del Código Contencioso Administrativo, que la empresa efectuara una publicación en un periódico de amplia circulación nacional, mediante la cual se informara sobre la existencia de la solicitud, su objeto y un extracto de las razones en que está fundamentada.

A través de la Comunicación S-2005-003706 del 29 de diciembre de 2005, la Dirección Ejecutiva puso en conocimiento de la empresa solicitante el inicio de la actuación, y le remitió el texto de la publicación que debía hacer para dar cumplimiento al artículo 15 del Código Contencioso Administrativo.

El día 3 de enero de 2006, mediante comunicación con número de radicación CREG E-2006-000067, la empresa allegó copia del ejemplar del Diario La República del 3 de enero del mismo año, en el cual se insertó la publicación ordenada por la Comisión.

Mediante comunicación radicada en la CREG bajo el número E-2006-000077 del 4 de enero de 2006, el usuario Willian Murra Babun, manifestó su interés en participar en la actuación y al respecto señala:

“En mi condición de usuario del servicio de energía eléctrica con NIC 1164666 y cédula de ciudadanía número 73578178 de Cartagena, me permito comunicarle que estoy interesado en participar en la actuación administrativa tendiente a decidir las pretensiones de la Electrificadora de la Costa Atlántica S. A., E.S.P., para revisar el Costo Anual por el uso de los Activos del Nivel de Tensión 4 y el Costo Anual de los Activos de Conexión al STN y los Cargos Máximos del Nivel de Tensión 2 de los STR y SDL, presentadas el 22 de noviembre de 2005”.

Así mismo reportó los datos necesarios para el envío de las comunicaciones relativas al proceso.

Mediante comunicación radicada en la CREG bajo el número E-2006-000509 del 24 de enero, el usuario, envió copia de los documentos que lo acreditan como usuario del servicio de Electrocosta.

Mediante auto del 2 de febrero del mismo año, la comisión dispuso tener como tercero interesado al señor William Murra Babun.

Mediante comunicación radicada en la CREG bajo el número E-2006-000161 del 10 de enero de 2006, Transelca manifestó su interés en hacerse parte del trámite respectivo, como se transcribe a continuación:

“De conformidad con la publicación realizada por la CREG en el periódico La República el 3 de Enero-2006 relacionada con la solicitud de revisión del costo anual por el uso de activos de Nivel de Tensión 4, costo anual de los activos de conexión al STN y los cargos máximos del Nivel de Tensión 2 de los Sistemas de Transmisión Regional y Distribución Local realizada por Electrocosta el pasado 22 de Noviembre de 2005, manifestamos nuestro interés en hacernos parte en el trámite del expediente respectivo por encontrarse involucrados activos de propiedad de Transelca en el proceso de revisión. (…)

Mediante auto del 25 de enero del mismo año, la Comisión dispuso tener como tercero interesado a Transelca.

4.3 Decreto de pruebas

Una vez revisada la solicitud de modificación de cargos por uso, la Dirección Ejecutiva, mediante auto del día 27 de febrero de 2006, decretó las siguientes pruebas:

1. Tener como pruebas debidamente aportadas, los documentos allegados por la empresa Electrificadora de la Costa Atlántica S. A., E.S.P., en su memorial con radicación CREG No. E-2005-008706 del 22 de noviembre de 2005.

2. Solicitar a Electrocosta copia del contrato de conexión celebrado con Transelca y vigente a diciembre de 2002, relacionado con los activos de las subestaciones Ternera y Termocartagena.

3. Solicitar a Electrocosta copia del contrato de conexión celebrado con ISA y vigente en diciembre de 2002, relacionado con los activos de la subestación Chinú.

4. Verificar para las subestaciones Ternera, Termocartagena y Chinú:

a) El número total de módulos;

b) El número de módulos utilizados por la empresa Electrificadora de la Costa Atlántica S. A., E.S.P.

5. Verificar la existencia del transformador de reserva en la subestación Ternera.

En cumplimiento del auto de pruebas mediante comunicación del 10 de marzo radicada en la CREG bajo el número E-2006-001852, Electrocosta hizo entrega de los contratos de conexión solicitados en el auto.

Durante los días 13, 14 y 15 de marzo, se realizaron las visitas técnicas a las subestaciones determinadas en el decreto de pruebas y los ingenieros designados entregaron su informe técnico el 30 de marzo del año en curso, el cual fue radicado con el número E-2006-002563.

Al informe técnico se le dio traslado mediante fijación en lista el 4 de abril de 2006.

Mediante radicado CREG E-2006-002742, el usuario William Murra envió el siguiente comentario sobre el informe técnico:

“El hecho de que aparezcan dos (2) transformadores en la reserva de la Subestación Ternera no quiere decir que los mismos deben ser incluidos como activos para efectos del cálculo de la tarifa ya que habría que incluir igualmente hasta los tornillos que estén en su bodega de materiales.

Fíjense que en el diagrama unifilar no aparecen estos aparatos; además, hay que chequear si están en buen estado y conectados”.

Mediante comunicación radicada en la CREG bajo el número E-2006-002788 del 7 de abril Electrocosta manifestó que no tiene objeción u observación alguna sobre la Evaluación Técnica presentada.

Mediante auto del 24 de abril de 2006 la Dirección Ejecutiva de la Comisión ordenó de oficio la siguiente aclaración al informe técnico presentado:

- Aclarar el número total de módulos utilizados por Electrocosta en la subestación Ternera, ya que en el informe se incluyen las dos bahías correspondientes a las líneas de 220 kV, las cuales son de responsabilidad del transportador.

Con el radicado CREG E-2006-003409 los ingenieros Jorge Durán y Miguel García M., rindieron la aclaración relativa a la subestación Ternera solicitada oficiosamente.

Del mencionado informe aclaratorio, se dio traslado mediante fijación en lista del 10 de mayo de 2006. Mediante comunicación radicada en la CREG E-2006-003665 William Murra manifiesta:

“Compartimos plenamente el concepto suscrito por los técnicos Miguel García Montaña y Jorge Durán Fandiño de fecha mayo 2 de 2006, con respecto a la evaluación técnica correspondiente a la solicitud de revisión tarifaria de la empresa Electrocosta S. A.”.

Con la comunicación radicada en la CREG bajo el número E-2006-003688 Transelca hizo el siguiente comentario:

“(...)

1. Se aclara que el módulo de reserva a 66 kV y las dos celdas de reserva a 13.8 kV de la subestación Ternera, no se encuentran incluidos en el contrato de conexión celebrado con la empresa Electrificadora de la Costa Atlántica S. A., E.S.P., En consecuencia, en la subestación Ternera la empresa Electrificadora del Caribe S. A., E.S.P. cuenta con un total de 23 módulos incluidos en el contrato, detallados de la siguiente forma:

- Tres (3) módulos a 220 kV, correspondientes a los transformadores AT-TER 01, T-TER01 y 02.

- Un (1) módulo a 110 kV del transformador AT-TER 01.

- Cuatro (4) módulos a 66 kV, correspondientes a los transformadores T-TER 01, 02, 03 y 05.

- Seis (6) módulos de línea a 66 kV.

- Dos (2) módulos a 13.8 kV correspondientes a los transformadores T-TER 03 y 05.

- Seis (6) celdas de circuitos a 13.8 kV.

- Una (1) celda de acople de barras 13.8 kV.

Las celdas de reserva de 13,8 kV son utilizadas eventualmente por Transelca para atender condiciones de mantenimiento o emergencia en las otras celdas”.

Mediante comunicación radicada en la CREG bajo el número E-2006-003793 del 16 de mayo de 2006, Electrocosta manifiesta:

“(...) nos permitimos manifestar que, en términos generales, compartimos sus términos.

Sin embargo, deseamos resaltar que el punto principal de la solicitud tiene que ver con el porcentaje de utilización de ciertos módulos reportados en la base tarifaria para el cálculo de los cargos de distribución del actual período tarifario, para lo cual resulta determinante el hecho que Electrocosta es el único usuario de las Subestaciones donde se encuentran ubicados los módulos en cuestión. Con este fin, además del contrato de uso de estos activos suscrito con Transelc a y que ya se encuentra en el expediente, nos permitimos adjuntar certificación de esta empresa sobre la utilización que hace Electrocosta de estos activos, solicitando, respetuosamente, que se tenga en cuenta para la toma de la decisión”.

En la misma comunicación la empresa anexa la certificación entregada por Transelca en la cual se ratifica que Electrocosta es el único usuario de las subestaciones Ternera, Termocartagena y Chinú, la cual forma parte del expediente de esta actuación.

5. ANALISIS DE LOS FUNDAMENTOS DE LA SOLICITUD

La solicitud de Electrocosta, en síntesis, tiene como objeto que la Comisión revise el Costo Anual por el uso de Activos de Nivel de Tensión 4, el Costo Anual de los Activos de Conexión al STN y el cargo máximo del Nivel de Tensión 2, de los Sistemas de Trasmisión Regional, STR, y de Distribución Local, SDL, operados por Electrocosta, los cuales fueron aprobados en las Resoluciones CREG 054 de 2003, y modificados en las Resoluciones CREG 075 y 102 de 2005.

La solicitud se fundamenta en la existencia de errores graves de cálculo que lesionan injustamente los intereses de la empresa, los cuales tienen la siguiente naturaleza:

- Errores derivados del factor de utilización asignado a los activos de propiedad de Transelca e ISA, que son utilizados por Electrocosta.

- Error derivado en la no inclusión de activos de propiedad de Transelca que son efectivamente utilizados por Electrocosta, pero que no están siendo considerados en los cargos por uso.

En subsidio, como fundamento de la solicitud de revisión tarifaria, se invoca el mutuo acuerdo previsto en el artículo 126 de la Ley 142 de 1994.

5.1 Sobre la competencia y oportunidad para modificar los cargos de distribución de energía eléctrica, por parte de la CREG.

Según la Ley 143 de 1994, artículo 23, literales c) y d), y artículo 41, ley especial para el servicio público de electricidad, la Comisión de Regulación de Energía y Gas definirá “la metodología para el cálculo de las tarifas por el acceso y uso de las redes del Sistema Interconectado Nacional”, y aprobará los respectivos cargos.

Por otro lado, según el artículo 45 de la citada Ley 143, también la Comisión de Regulación de Energía y Gas definirá “los costos de distribución que servirán de base para la definición de tarifas a los usuarios regulados del servicio de electricidad”.

Mediante la Resolución CREG-082 de 2002, la Comisión adoptó los principios generales y la metodología para el establecimiento de los cargos por uso de los Sistemas de Transmisión Regional y Distribución Local. En el artículo 13 de esta Resolución, está previsto:

“Artículo 13. Vigencia de los cargos. Los cargos por uso de los Sistemas de Transmisión Regional y Distribución Local que apruebe la Comisión estarán vigentes desde la fecha en que quede en firme la resolución que los apruebe y hasta 31 de diciembre del año 2007.

PARÁGRAFO 1o. Los Operadores de Red deberán someter a aprobación de la Comisión, a más tardar el día 31 de diciembre de 2002, con base en la metodología establecida en esta Resolución, el estudio de los cargos aplicables para el período de cinco (5) años, que culmina el 31 de diciembre de 2007. Si con posterioridad al 1o de enero de 2003 se da una de las siguientes situaciones:

– Que un Operador de Red solicite a la Comisión aprobar cargos por uso para un nuevo STR o SDL.

– Que la Comisión en aplicación del artículo 126 de la Ley 142 de 1994, modifique los cargos vigentes de un OR, o

– Que la Comisión haya fijado de oficio los cargos y posteriormente obtenga mejor información que le permita revisarlos.

Los nuevos cargos resultantes estarán vigentes por el lapso entre la aprobación y el 31 de diciembre del año 2007”. (Subrayamos).

Según lo anterior, la metodología definida por la CREG para calcular los cargos por uso de las redes que conforman los Sistemas de Transmisión Regional y de Distribución Local, previó que tales cargos pueden ser modificados, durante su vigencia, en aplicación del artículo 126 de la Ley 142 de 1994.

Esta última norma prevé:

“Artículo 126. Vigencia de las fórmulas de tarifas. Las fórmulas tarifarias tendrán una vigencia de cinco años, salvo que antes haya acuerdo entre la empresa de servicios públicos y la comisión para modificarlas o prorrogarlas por un período igual. Excepcionalmente podrán modificarse, de oficio o a petición de parte, antes del plazo indicado cuando sea evidente que se cometieron graves errores en su cálculo, que lesionan injustamente los intereses de los usuarios o de la empresa; o que ha habido razones de caso fortuito o fuerza mayor que comprometen en forma grave la capacidad financiera de la empresa para continuar prestando el servicio en las condiciones tarifarias previstas.

Vencido el período de vigencia de las fórmulas tarifarias, continuarán rigiendo mientras la comisión no fije las nuevas”.

Se concluye de lo anterior, que los cargos por uso de las redes de los Sistemas de Transmisión Regional y de Distribución Local, excepcionalmente pueden ser modificados durante su vigencia, por cualquiera de las causas previstas en el artículo 126 de la Ley 142 de 1994, esto es: i) porque haya acuerdo entre la empresa de servicios públicos y la comisión para modificarlas; ii) cuando sea evidente que se cometieron graves errores en su cálculo, que lesionan injustamente los intereses de los usuarios o de la empresa; o ii i) que ha habido razones de caso fortuito o fuerza mayor que comprometen en forma grave la capacidad financiera de la empresa para continuar prestando el servicio en las condiciones tarifarias previstas.

En el presente caso, la empresa ha invocado como fundamento de su solicitud el error grave y en subsidio el mutuo acuerdo con la Comisión para modificar los cargos aprobados, la cual, como se ha concluido, está prevista como uno de los eventos en los cuales puede proceder la modificación.

5.2 Sobre el grave error

En el presente caso la solicitud de revisión tarifaria se fundamenta en presuntos errores en la información utilizada para el cálculo de los costos y cargos de distribución de Electrocosta, en unos casos por equivocada asignación de los porcentajes de utilización de los activos y, en otros, por omisión en su reporte.

Como el reporte de la información necesaria para la aprobación del Costo Anual por el uso de Activos de Nivel de Tensión 4, el Costo Anual de los Activos de Conexión al STN y los cargos máximos de los Niveles de Tensión 2 y 3, de los Sistemas de Transmisión Regional, STR, y de Distribución Local, SDL, era de cargo de los agentes de conformidad con lo establecido en los artículos 3o y 5o de la Resolución CREG 082 de 2002, no estamos en presencia de un error grave que lesione injustamente los intereses de la empresa sino de un error imputable a la empresa, lo cual no excluye la procedencia de la revisión tarifaria pero sí impone considerarla por la causal subsidiariamente invocada por la peticionaria; esto es, por la vía del mutuo acuerdo.

5.3 Sobre la procedencia y fundamentos de la modificación de los cargos por uso, por acuerdo entre una empresa y la Comisión.

La metodología para el cálculo de los cargos por uso de las redes de los Sistemas de Transmisión Regional y de Distribución Local establece, como regla general, que una vez aprobados los cargos, regirán hasta el 31 de diciembre de 2007, y que vencido este término continuarán rigiendo hasta que la Comisión apruebe los nuevos.

Se entiende que este período, previsto igualmente en la Ley 142 de 1994, artículo 126, para la vigencia de las fórmulas tarifarias, tiene como fin garantizar estabilidad, tanto a las empresas como a los usuarios, en los cargos aprobados.

Por tanto, el acuerdo entre la empresa y la Comisión está previsto como una excepción a la condición de estabilidad de los cargos aprobados. Por otro lado, se entiende que dicha excepción está prevista como un mecanismo que permita modificar los cargos cuando se encuentren razones fundadas, jurídica y fácticamente, distintas de las demás causales previstas en el artículo 126 de la Ley 142 de 1994, que justifiquen la modificación de los mencionados cargos.

Ahora bien, según lo dispuesto en las normas de la ley 143 de 1994 sobre competencia de la CREG para definir la metodología de cálculo de los cargos por uso de las redes, y en la ley 142 de 1994, artículo 126, la potestad de modificar los cargos, es discrecional, y por tanto sujeta al rigor de los artículos 3o de la Ley 142 de 1994, y 36 del Código Contencioso Administrativo.

Según el artículo 3o de la Ley 142 de 1994:

“Todas las decisiones de las autoridades en materia de servicios públicos deben fundarse en los motivos que determina esta ley; y los motivos que invoquen deben ser comprobables”.

Y, según lo preceptuado en el artículo 36 del Código Contencioso Administrativo:

“En la medida en que el contenido de una decisión, de carácter general y particular, sea discrecional, debe ser adecuada a los fines de la norma que la autoriza, y proporcional a los hechos que le sirven de causa”.

Se deduce de estas normas, así como de la jurisprudencia citada por la empresa en su solicitud, que discrecionalidad no equivale a arbitrariedad ni capricho. En tanto el ejercicio de la facultad discrecional debe estar fundada en unos hechos válidamente aceptados que le sirvan de causa, y debe ser adecuada a los fines de la norma que faculta, se concluye que la modificación de los cargos debe tener como causa la existencia de unos hechos válidos, demostrables, y que debe atender a los fines legalmente previstos en las normas que otorgan tal facultad.

Por otro lado, como lo ha señalado la H. Corte Constitucional, especialmente en la Sentencia C-1250 <sic, es 150> de 2003, en el procedimiento que se adelante con el fin de modificar las fórmulas tarifarias en la forma prevista en el artículo 126 de la Ley 142 de 1994, se debe garantizar la participación de los usuarios, a quienes se debe informar sobre la solicitud, permitir que aporten pruebas, oírlos y atender sus inquietudes.

Según se concluye, en este caso la solicitud de la empresa está encaminada, o tiene como fin, que se le garantice debidamente la suficiencia financiera.

En los siguientes apartados, se presentará el análisis de los fines o motivos legales invocados con la solicitud, y los hechos que le sirven de causa.

5.4 En cuanto al fin legal que motiva la solicitud.

La suficiencia financiera, según lo previsto en las Leyes 142 y 143 de 1994, artículos 87.4 y 44, respectivamente, es un criterio que debe orientar el régimen tarifario, del cual hacen parte, según lo definido en el artículo 86, no solamente las fórmulas tarifarias, sino también, las metodologías, y en general, todos los aspectos que determinan el cobro de las tarifas.

Según el citado artículo 87.4 y como lo precisó la honorable Corte Constitucional, en Sentencia C-150 de 2003, la suficiencia financiera “...consiste en que las fórmulas tarifarias: (i) garanticen la recuperación de los costos y gastos propios de operación, incluyendo la expansión, la reposición y el mantenimiento; (ii) permitan remunerar el patrimonio de los accionistas en la misma forma en la que lo habría remunerado una empresa eficiente en un sector de riesgo comparable; y (iii) permitan utilizar las tecnologías y sistemas administrativos que garanticen la mejor calidad, continuidad y seguridad a sus usuarios”.

Y, de acuerdo con el artículo 44 de la Ley 143 de 1994, por suficiencia financiera se entiende “que las empresas eficientes” tendrán garantizada: (i) la recuperación de sus costos de inversión; y (ii) sus gastos de administración, operación y mantenimiento, “con el valor de las ventas de electricidad y el monto de los subsidios que reciban en compensación por atender a usuarios residenciales de menores ingresos”.

Ahora bien, como ya dijimos, según la Ley 143 de 1994, artículo 23, literales c) y d), y artículo 41, ley especial para el servicio público de electricidad, la Comisión de Regulación de Energía y Gas definirá “la metodología para el cálculo de las tarifas por el acceso y uso de las redes del Sistema Interconectado Nacional”, y aprobará los respectivos cargos.

Dispone el artículo 39 de esta ley, que los cargos asociados con el uso y acceso a las redes, deben cubrir “...en condiciones óptimas de gestión, los costos de inversión de las redes de interconexión, transmisión y distribución, según los diferentes niveles de tensión, incluido el costo de oportunidad de capital, de administración, operación y mantenimiento, en condiciones adecuadas de calidad y confiabilidad, y de desarrollo sostenible. Estos cargos tendrán en cuenta criterios de viabilidad financiera”.

Por otro lado, según el artículo 45 de la citada Ley 143, también la Comisión de Regulación de Energía y Gas definirá “los costos de distribución que servirán de base para la definición de tarifas a los usuarios regulados del servicio de electricidad”. Prevé esta misma norma que, se “...tendrán en cuenta empresas eficientes de referencia según áreas de distribución comparables, teniendo en cuenta las características propias de la región, tomarán en cuenta los costos de inversión de las redes de distribución, incluido el costo de oportunidad de capital, y los costos de admini stración, operación y mantenimiento por unidad de potencia máxima suministrada. Además, tendrán en cuenta niveles de pérdidas de energía y potencia característicos de empresas eficientes comparables”.

De las disposiciones legales citadas y la jurisprudencia invocada se deduce que en atención al principio de suficiencia financiera que obliga a que las fórmulas tarifarias garanticen la recuperación de los costos y gastos eficientes en que incurren las empresas para la prestación del servicio, debe accederse a la revisión tarifaria respecto de los activos que con el acervo probatorio se pudo comprobar, no fueron considerados en la aprobación de costos y cargos o se consideraron con un porcentaje o unidad constructiva equivocada, según se detalla a continuación.

6. LA SOLICITUD Y ANALISIS DE LA COMISION

Las decisiones de la Comisión se fundamentan en los siguientes criterios:

Se accederá al cambio del porcentaje de uso de activos de conexión al STN cuando la empresa en la solicitud de cargos, declaró un porcentaje inferior al real.

Los activos en otros Niveles de Tensión de las subestaciones de conexión al STN, que se ven afectados por el cambio de composición del porcentaje de uso de los activos de conexión al STN de la subestación, se ajustarán de acuerdo con lo probado.

No se actualizarán inventarios del SDL pues tal posibilidad no está contemplada en la Resolución CREG 082 de 2002.

Se reconocerán los transformadores de reserva de conexión al STN que de acuerdo con los informes técnicos resultado de las pruebas decretadas, estén en sitio y disponibles para entrar en funcionamiento de acuerdo con lo dispuesto en el numeral 1 del Anexo 3 de la Resolución CREG 082 de 2002

Electrocosta pretende se revisen los porcentajes de reconocimiento de algunos activos en las subestaciones de conexión al STN, de propiedad de Transelca e ISA; adicionalmente solicita el reconocimiento de algunas unidades constructivas en las citadas subestaciones, las cuales no fueron reportadas oportunamente o fueron reportadas con un factor de reconocimiento de cero. A continuación se presenta la solicitud de la empresa por subestación y seguidamente se hace el análisis de esta solicitud.

6.1 Subestación Ternera

Para la subestación Ternera la solicitud se resume en el siguiente cuadro:

Sistema	Código UC	Código subestación	Cantidad	Porcentaje de uso aprobación CREG	Porcentaje de uso Solicitado	Nivel de tensión aplica
STR	N5S10	TER	1	0.00	100.00	Conexión
-	N5S11	TER	1	70.00	100.00	Conexión
-	N4S34	TER	1	90.90	100.00	Nivel4
SDL	N2S11	TER	1	50.00	100.00	Nivel2
-	N2S12	TER	2	70.00	100.00	Nivel2

TRANSFORMADORES S/E TERNERA

Código UC	Código subestación	Cantidad Aprobada CREG	Relación de transformación	Porcentaje de uso aprobación CREG	Cantidad solictada	Nivel de tensión aplica
N5TC4	TER	2	220/110-66kV	100.00	3	Conexión
N4T6	TER	1	110-66/34.5-13.8kV	0.00	1	Nivel3-2

6.1.1 Argumentos de la empresa solicitante

La empresa justifica las modificaciones con las siguientes explicaciones:

“Siguiendo las instrucciones de las Circulares 025 y 027, así como el Anexo 3 de la Resolución 073 del 2002 (en las cuales se solicitaba reportar solamente una unidad constructiva de módulo común por subestación, al Nivel de Tensión más alto), Electrocosta reportó en la subestación Ternera la unidad constructiva N5S10 con factor de uso 0,0 %, asumiendo que esta unidad se le estaba reconociendo a Transelca como parte de sus activos en el STN. Posteriormente en la nota 1 del pie de tabla: “Unidades Constructivas 'Módulos de Transformadores de Conexión al STN' & otros” del Anexo 3 de la Resolución 082/2002, la CREG aclaró que la unidad N5S10 corresponde al valor de los elementos no remunerados en el módulo común del STN, por lo tanto se solicita cambiar el porcentaje de uso reconocido al 100%, para que se remunere el módulo común de esta subestación como parte de los activos del STR.

En consideración a que Electrocosta utiliza solo 21 de los 30 módulos que existen en la subestación Ternera, se reportó erróneamente el centro de supervisión y control, con un factor de uso del 70,0%, (que corresponde a la relación 21 sobre 30), se solicita el reconocimiento pleno de la Unidad N5S11, con un factor de uso de 100 %, por ser Electrocosta el único usuario de esta subestación.

También se reportó erróneamente el factor de uso del módulo de barraje de nivel 4 la subestación Ternera como 90%, por el criterio equivocado que Electrocosta utiliza solo 11 de los 12 módulos que existe en Nivel de Tensión 4. Se solicita el reconocimiento pleno (100%) de la Unidad Constructiva N4S34 por ser Electrocosta el único usuario de est a subestación.

La unidad N5TC4 corresponde a un transformador de 100 MVA 220/110/66kV, reportado correctamente como activo de conexión de reserva, pero que no fue reconocido en la valoración de activos. Se solicita su reconocimiento pleno. Este activo hace parte de los contratos de conexión suscritos entre Electrocosta y Transelca y fue reconocido en el periodo tarifario anterior. El anexo 3 de la Resolución 082 de 2002 contempla que “Los transformadores de repuesto para conexión al STN, que se remuneran dentro de contratos de conexión, podrán hacer parte de la base de activos para el cálculo de cargos por uso del Nivel de Tensión 4'”.

En lo que concierne al Sistema de Distribución Local referente a la misma subestación, la empresa afirma:

“En consideración a que Electrocosta utiliza solo 21 de los 30 módulos que existen en la subestación Ternera, se reportaron erróneamente los servicios auxiliares con un factor de uso del 70,0% (que corresponde a la relación 21 sobre 30). Se solicita el reconocimiento pleno de las dos unidades N2S12, con un factor de uso de 100 %, por ser Electrocosta el único usuario de esta subestación.

También se reportó erróneamente el factor de uso del módulo de la celda de acople de barra de nivel 2 de la subestación Ternera como 50%, por el criterio equivocado que Electrocosta utiliza solo 2 de los 4 módulos que existen en la barra número 1. Se solicita el reconocimiento pleno (100%) de la unidad constructiva N2S11 por ser Electrocosta el único usuario de esta subestación.

La unidad N4T6 corresponde a un transformador de 42 MVA 110/66/34,5/13,8 Kv, reportado correctamente como activo de conexión de reserva, pero que no fue reconocido en la valoración de activos. Se solicita su reconocimiento pleno. Este activo hace parte de los contratos de conexión suscritos entre Electrocosta y Transelca desde el periodo tarifario anterior”.

6.1.2 Análisis de la Comisión.

En cuanto a la modificación de los porcentajes de uso de Electrocosta en la subestación, de acuerdo con los resultados de la visita de campo realizada por funcionarios de la Comisión cuyo informe técnico fue radicado en la CREG bajo el número E-2006-001998 (página 3):

“Transelca informó que a la fecha de esta visita Electrocosta es el único usuario de esta subestación”.

Adicionalmente, del análisis de la información de contratos de conexión, entregada por la empresa mediante radicado CREG E-2006-001852 del 10 de marzo de 2006, en cumplimiento del artículo segundo del auto de pruebas, se pudo establecer a partir del contrato de conexión Transelca-Electrocosta 00248 de octubre de 1999 y sus Otrosís No 3 y 5, que el porcentaje de uso que tiene Electrocosta en esta subestación es 100% tanto para los transformadores de conexión como para los módulos asociados. De lo anterior se concluye que si bien es cierto que la empresa cometió errores en los porcentajes declarados de los activos de esta subestación, a la fecha de declaración y solicitud de cargos (31 de diciembre de 2002), contractualmente su participación en el uso era de 100%. Por lo anterior se considera que se debe reconocer el porcentaje solicitado por la empresa (100%).

En cuanto a la solicitud de modificación del porcentaje de reconocimiento de la Unidad Constructiva N5S10, se considera pertinente realizar la modificación, ya que la empresa, por error, no declaró el porcentaje de uso efectivo en este activo. Lo anterior teniendo en consideración la composición de esta unidad constituida por elementos adicionales que no están siendo remunerados al transportador y que por tanto deben ser incluidos en los contratos de conexión y, consecuentemente, remunerados por uso a los Operadores de Red correspondientes, en la proporción a su utilización de los activos de la subestación.

En cuanto a los transformadores de reserva objeto de la solicitud, el citado informe técnico en la página 3 anota:

“Transformador de reserva de la subestación Ternera: Se verificó la existencia de dos transformadores de reserva. Uno de ellos corresponde a un transformador trifásico de conexión al STN, con una capacidad de 100 MVA y relación de transformación 220/110/66 kV. El otro corresponde a un transformador trifásico del lado de alta en el Nivel 4, con una capacidad de 42 MVA y relación de transformación 110-66/34.5/13.8 kV”.

Así mismo, en los Otrosís No 3 y 5 del contrato de conexión Transelca-Electrocosta 00248 de febrero de 2001, se encuentran dos transformadores de reserva con las características antes anotadas, lo cual corrobora la existencia de estos equipos a la fecha de reporte de los activos por parte del Operador de Red.

De acuerdo con lo establecido en el Anexo No 3 de la Resolución CREG 082 de 2002:

“Los transformadores de repuesto para conexión al STN que se remuneran dentro de contratos de conexión, podrán hacer parte de la base de activos para el cálculo de cargos por uso del Nivel de Tensión 4”.

Por lo anterior se accederá al reconocimiento del transformador de conexión de 100 MVA de reserva.

En cuanto a la solicitud de inclusión del transformador de reserva N4T6 de 42 MVA de la misma subestación, la Resolución CREG 082 de 2002 solamente previó el reconocimiento de transformadores de reserva para conexión al STN, por lo tanto, no será considerado en los nuevos cálculos.

Sobre este tema, en comunicación a la Comisión con radicado CREG E-2006-002742, el usuario William Murra B., anota:

“El hecho de que aparezcan dos (2) transformadores en la reserva de la Subestación Ternera no quiere decir que los mismos deben ser incluidos como activos para efectos del cálculo de la tarifa ya que habría que incluir igualmente hasta los tornillos que estén en su bodega de materiales.

Fíjense que en el diagrama unifilar no aparecen estos aparatos; además, hay que chequear si están en buen estado y conectados”.

Al respecto la Comisión verificó su existencia en sitio y cumplirá la metodología

que prevé el reconocimiento de transformadores de reserva sólo para conexión al STN.

A continuación se resume para la subestación Ternera, los activos a reconocer, con las cantidades y porcentaje de acuerdo con el análisis presentado.

Sistema	Código UC	Código subestación	Cantidad	Porcentaje de uso a reconocer	Nivel de tensión
STR	N5S10	TER	1	100,00	Conexión
N5S11		TER	1	100,00	Conexión
N4S34		TER	1	100,00	Nivel4
SDL	N2S11	TER	1	100,00	Nivel2
N2S12		TER	2	100,00	Nivel2

TRANSFORMADORES S/E TERNERA

Código UC	Código subestación	Cantidad Aprobada CREG	Relación de transformación	Cantidad a reconocer	Nivel de tensión
N5TC4	TER	2	220/110-66 kV	3	Conexión

6.2 Subestación Termocartagena

Para la subestación Termocartagena, la solicitud de modificación se resume en el siguiente cuadro:

EQUIPOS DE SUBESTACIONES S/E TERMOCARTAGENA

Sistema	Código UC	Código subestación	Cantidad	Porcentaje de uso aprobación CREG	Porcentaje de uso Solicitado	Nivel de tensión aplica
STR	N5S11	TCG	1	27.27	100.00	Conexión
N5S10		TCG	1	0.00	100.00	Conexión
N4S18		TCG	1	50.00	100.00	Nivel4
N4S20		TCG	1	40.00	100.00	Nivel4

6.2.1 Argumentos de la empresa solicitante

La empresa justifica estas modificaciones así:

“Siguiendo las instrucciones de las Circulares 025 y 027, así como el Anexo 3 de la Resolución 073 de 2002 (en las cuales se solicitaba reportar solamente una unidad constructiva de módulo común por subestación, al Nivel de Tensión más alto), Electrocosta reportó en la subestación Termocartagena la unidad constructiva; N5S10 con factor de uso 0,0%, asumiendo que esta unidad se le estaba reconociendo a Transelca como parte de sus activos en el STN. Posteriormente en la nota 1 del pie de tabla: “Unidades Constructivas 'Módulos de Transformadores de Conexión al STN' & otros” del anexo 3 de la Resolución 082/2002, la CREG aclaró que la unidad N5S10 corresponde al valor de los elementos no remunerados en el módulo común del STN, por lo tanto se solicita cambiar el porcentaje de uso reconocido al 100%, para que se remunere el módulo común de esta subestación como parte de los activos del STR.

En consideración a que Electrocosta utiliza solo 3 de los 11 módulos que existen en la subestación Termocartagena, se reportó erróneamente el Centro de Supervisión y Control, con un factor de uso de 27,27%, (que corresponde a la relación 3 sobre 11). Se solicita el reconocimiento pleno de la unidad N5S11 con un factor de uso de 100%, por ser Electrocosta el único usuario de esta subestación.

También se reportó erróneamente el factor de uso de la bahía de maniobra tipo encapsulado de nivel 4 de subestación Termocartagena como 50%. Se solicita el reconocimiento pleno (100%) de la unidad constructiva N4S18 por ser Electrocosta el único usuario de este nivel de tensión.

Igualmente se reportó la unidad constructiva N4S20, correspondiente a la protección diferencial de nivel 4 con un factor de uso de 40,0%, se solicita se corrija el factor de uso a 100%, por ser Electrocosta el único usuario de esta subestación”.

6.2.2 Análisis de la Comisión.

En cuanto a la solicitud de modificación del porcentaje de reconocimiento de la Unidad Constructiva N5S10, se considera pertinente realizar la modificación, ya que la empresa, por error, no declaró el porcentaje de uso efectivo en este activo. Lo anterior teniendo en consideración la composición de esta unidad constituida por elementos adicionales que no están siendo remunerados al transportador y que por tanto deben ser incluidos en los contratos de conexión y, consecuentemente, remunerados por uso a los Operadores de Red correspondientes, en la proporción a su utilización de los activos de la subestación.

En cuanto a la modificación de los porcentajes de uso de Electrocosta en la subestación, de acuerdo con los resultados de la visita de campo realizada por funcionarios de la Comisión cuyo informe fue radicado en la CREG bajo el número E-2006-002563 del 30 de marzo de 2006 (página 4):

“Se verificó que Electrocosta utiliza los 7 módulos correspondientes a 66 kV, siendo así el único usuario de estos módulos en este nivel de tensión. (...)”.

De igual manera en el contrato de conexión Transelca-Electrocosta 00248 de febrero de 2001, y en el Otrosí No 2 de octubre de 2000 y adicionalmente en el Contrato 070 de octubre de 2000 se encuentran los activos de la subestación Termocartagena con factor de reconocimiento de 100%. Por lo anterior debe accederse a la solicitud.

A continuación se resume para la subestación Termocartagena, los activos a reconocer, con las cantidades y porcentaje de acuerdo con el análisis presentado.

EQUIPOS DE SUBESTACIONES S/E TERMOCARTAGENA

Sistema	Código UC	Código subestación	Cantidad	Porcentaje de uso a reconocer	Nivel de tensión
STR	N5S11	TCG	1	100.00	Conexión
N5S10		TCG	1	100.00	Conexión
N4S18		TCG	1	100.00	Nivel4
N4S20		TCG	1	100.00	Nivel4

6.3 Subestación Chinú.

Para la subestación Chinú, la solicitud se resume en el siguiente cuadro:

EQUIPOS DE SUBESTACIONES S/E CHINÚ

Sistema	Código UC	Código subestación	Cantidad	Porcentaje de uso aprobación CREG	Porcentaje de uso Solicitado	Nivel de tensión aplica
STR	N5S2	CHI	1	53.40	100.00	Conexión
N5S10		CHI	1	0.00	100.00	Conexión
N4S17		CHI	1	66.67	100.00	Nivel4
N4S22		CHI	1	61.54	100.00	Nivel4
N4S28		CHI	1	61.54	100.00	Nivel4

6.3.1 Argumentos de la empresa solicitante.

La empresa sustenta las modificaciones solicitadas así:

“La unidad N5S2 “Bahía de transformador interruptor y medio de 500 KV”, se reportó erróneamente con un porcentaje de uso del 53.40%. Se solicita el reconocimiento pleno (100%) de dicha unidad constructiva por ser Electrocosta el único usuario en esta subestación.

Siguiendo las instrucciones de las Circulares 025 y 027, así como el Anexo 3 de la Resolución 073 de 2002 (en las cuales se solicitaba reportar solamente una unidad constructiva de módulo común por subestación, al Nivel de Tensión más alto), Electrocosta reportó en la subestación Chinú la unidad constructiva N5S10 con factor de uso 0,0%, asumiendo que esta unidad se le estaba reconociendo a ISA como parte de sus activos en el STN. Posteriormente en la nota 1 del pie de tabla: “Unidades Constructivas 'Módulos de Transformadores de Conexión al STN' & otros” del Anexo 3 de la Resolución 082/2002, la CREG aclaró que la unidad N5S10 corresponde al valor de los elementos no remunerados en el módulo común del STN, por lo tanto se solicita a cambiar el porcentaje de uso reconocido al 100%, para que se remunere el módulo común de esta subestación como parte de los activos del STR.

La unidad N4S17 “Bahía de Maniobra 110 kV”, se reportó con un porcentaje de uso del 66,67%, por el criterio errado que Electrocosta utiliza s olo 8 de las 12 bahías que existen en Nivel de Tensión 4 de la subestación, se solicita el reconocimiento pleno (100%) de dicha unidad constructiva por ser Electrocosta el único usuario en esta subestación.

También se reportó erróneamente el factor de uso las unidades N4S22 “Protección Diferencial de Barraje Tipo 2”, y N4S28 “Módulo de Barraje Tipo 2” como 61,54%, por el criterio equivocado que Electrocosta utiliza solo 8 de los 13 módulos que existen en Nivel de Tensión 4. Se solicita el reconocimiento pleno (100%) de estas unidades constructivas por ser Electrocosta el único usuario de esta subestación”.

6.3.2 Análisis de la Comisión.

En cuanto a la solicitud de modificación del porcentaje de reconocimiento de la Unidad Constructiva N5S10, se considera pertinente realizar la modificación, ya que la empresa, por error, no declaró el porcentaje de uso efectivo en este activo. Lo anterior teniendo en consideración la composición de esta unidad constituida por elementos adicionales que no están siendo remunerados al transportador y que, por tanto, deben ser incluidos en los contratos de conexión y, consecuentemente, remunerados por uso a los Operadores de Red correspondientes, en la proporción a su utilización de los activos de la subestación.

En cuanto a la modificación de los porcentajes de uso de Electrocosta en la subestación, de acuerdo con los resultados de la visita de campo realizada por funcionarios de la Comisión cuyo informe fue radicado en la CREG bajo el número E-2006-002563 del 30 de marzo de 2006:

“Se verificó que Electrocosta utiliza 9 módulos correspondientes a 110 kV, siendo el único usuario de estos módulos en este nivel de tensión. (...)”.

De igual manera en el contrato de conexión Transelca-Electrocosta 00248 de febrero de 2001, y en el Contrato 070 de octubre de 2000 se encuentran los activos de la subestación Termocartagena con factor de reconocimiento de 100%.

Por lo anterior debe accederse a la solicitud

A continuación se resume para la subestación Chinú, los activos a reconocer, con las cantidades y porcentaje de acuerdo con el análisis presentado.

EQUIPOS DE SUBESTACIONES S/E CHINÚ

Sistema	Código UC	Código subestación	Cantidad	Porcentaje de uso a reconocer	Nivel de tensión
STR	N5S2	CHI	1	100.00	Conexión
N5S10		CHI	1	100.00	Conexión
N4S17		CHI	1	100.00	Nivel4
N4S22		CHI	1	100.00	Nivel4
N4S28		CHI	1	100.00	Nivel4

Bajo las anteriores consideraciones, se aplicó nuevamente la metodología contenida en la Resolución CREG 082 de 2002 y se calcularon para los sistemas operados por la empresa Electrocosta las siguientes variables principales:

a) Costo anual para remunerar los activos de conexión al STN y 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:

COSTOS ANUALES EQUIVALENTES	Pesos de diciembre de 2001
Activos Eléctricos Asociados con la Conexión al STN - CAACj	10,754,540,959
Activos de Uso del Nivel4(Líneas Radiales ) - CALRj,4	4,902,325,275
Activos de Uso del Nivel4(Líneas No Radiales ) - CALNRj,4	46,786,079,069
Activos de Uso del Nivel3- CAAEj,3	24,047,260,308
Activos de Uso del Nivel2(Líneas Urbanas ) - CAUj,2	13,183,971,475
Activos de Uso del Nivel2(Líneas Rurales ) - CARj,2	31,466,120,444
Activos de Uso del Nivel2(Diferentes a Líneas Rurales y Urbanas ) - CAOj,2	23,998,743,468

b) Costo anual para remunerar los activos de conexión al STN y 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:

COSTOS ANUALES EQUIVALENTES	Pesos de diciembre de2001
Activos Eléctricos Asociados con la Conexión al STN - CAACj	10,754,540,959
Activos de Uso del Nivel4(Líneas Radiales ) - CALRj,4	2,645,420,841
Activos de Uso del Nivel4(Líneas No Radiales ) - CALNRj,4	36,765,404,997
Activos de Uso del Nivel3- CAAEj,3	23,130,638,529
Activos de Uso del Nivel2(Líneas Urbanas ) - CAUj,2	13,183,971,475
Activos de Uso del Nivel2(Líneas Rurales ) - CARj,2	31,466,120,444
Activos de Uso del Nivel2(Diferentes a Líneas Rurales y Urbanas ) - CAOj,2	23,998,743,468

Que como consecuencia de lo anterior, se considera procedente modificar la Resolución CREG 102 de 2005;

Que si bien en este caso no tiene aplicación el Decreto 3860 de 2005 por cuanto esta revisión no se origina en las características especiales de prestación del servicio público domiciliario de energía eléctrica de la respectiva región, se hace necesario modificar el artículo 7o de la Resolución CREG 102 de 2005, en razón a que los valores reconocidos afectan los valores establecidos para la transición aprobada en este artículo;

Que la Comisión, en Sesión No 299 del día 17 de agosto de 2006, aprobó modificar el Costo Anual por el uso de los Activos del Nivel de Tensión 4, el Costo Anual de los Activos de Conexión al STN, y los Cargos Máximos de Nivel de Tensión 2 de los STR y SDL operados por la E lectrificadora de la Costa Atlántica S. A., E.S.P., Electrocosta;

RESUELVE:

ARTÍCULO 1o. Modificar el artículo 1o de la Resolución CREG 054 de 2003, modificado a su vez por la Resolución CREG 102 de 2005, el cual quedará así:

“Artículo 1o. Costo Anual por el uso de los activos de Nivel de Tensión 4. El Costo Anual por el uso de los activos del Nivel de Tensión 4 operados por la Electrificadora de la Costa Atlántica S. A., E.S.P., será el siguiente:

Costo Anual	Pesos colombianos de diciembre de2001
CAj,4	49,029,737,294

ARTÍCULO 2o. Modificar el artículo 2o de la Resolución CREG 054 de 2003, modificado a su vez por la Resolución CREG 102 de 2005, el cual quedará así:

“Artículo 2o. Costo Anual de los Activos de conexión al Sistema de Transmisión Nacional, STN. El Costo Anual de los Activos de Conexión al STN operados por la Electrificadora de la Costa Atlántica S. A., E.S.P. será el siguiente:

Costo Anual	Pesos colombianos de diciembre de2001
CACj	13,018,876,754

ARTÍCULO 3o. Modificar el artículo 3o de la Resolución CREG 054 de 2003, el cual fue modificado a su vez por la Resolución CREG 102 de 2005 y quedará así:

“Artículo 3o. 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 Electrificadora de la Costa Atlántica S. A., E.S.P., en cada año del período tarifario, serán los siguientes, en pesos colombianos de diciembre de 2001:

($ / kWh) Pesos de diciembre de2001

AÑO	CDj,3	CDj,2
2006	30.4939	39.0448
2007	30.4349	38.9746

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 ó 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”.

ARTÍCULO 4o. Modificar el artículo 7o de la Resolución CREG 102 de 2005 el cual quedará así:

“Artículo 7o. En desarrollo del artículo 1o del Decreto 3860 de 2005, y de conformidad con lo establecido en el numeral 7.1 de la parte motiva de la presente resolución, se reconocen los efectos económicos causados por las particularidades de que trata el artículo 1o de la presente resolución, a partir de la fecha de la petición de revisión.

En desarrollo del artículo 2o del Decreto 3860 de 2005, los efectos tarifarios que resulten de la aplicación del inciso anterior se aplicarán en forma gradual.

Para estos efectos:

1. Establézcase Cargos Máximos transitorios que recogen el efecto económico adicional sobre los Cargos Máximos de los Niveles de Tensión 3, 2 y 1, en valores monomios, en pesos colombianos de 2001, que se aplicarán en las vigencias respectivas, conforme se define en las siguientes tablas:

($ / kWh) Pesos de diciembre de2001

AÑO	CDj,3	CDj,2
2006	34.4370	39.0448
2007	34.3703	47.3071

($ / kWh) Pesos de diciembre de2001

AÑO	Redes	Aéreas	Redes	Subterráneas
CDAIj,1		CDAMj,1	CDSIj,1	CDSMj,1
2006	22.8800	3.2491	24.9538	0.0438
2007	5.3388

2. Reconózcase, transitoriamente, un Costo Anual por el uso de los activos del Nivel de Tensión 4 operados por la Electrificadora de la Costa Atlántica S. A., E.S.P., conforme se define a continuación:

Costo Anual	Pesos colombianos de diciembre de2001
CAj,4	49,365,419,798

Estos costos deberán ser aplicados por el LAC, para efectos de la liquidación de los cargos del Nivel de Tensión 4, durante los años 2006 y 2007.

3. Reconózcase, transitoriamente, un Costo Anual de l os Activos de Conexión al STN operados por la Electrificadora de la Costa Atlántica S. A., E.S.P., conforme se define a continuación:

Costo Anual	Pesos colombianos de diciembre de2001
CACj	13,172,853,682

Estos costos deberán ser aplicados por el LAC, para efectos de la liquidación de los cargos del Nivel de Tensión 4, durante los años 2006 y 2007.

PARÁGRAFO. Los costos anuales y cargos máximos de que trata este artículo se aplicarán máximo hasta el 31 de diciembre de 2007 o antes, en caso que se logre la recuperación de los ingresos dejados de percibir entre la fecha de presentación de la reclamación y la fecha en que entren en vigencia los nuevos cargos. Para tal efecto, el Operador de Red deberá reportar mensualmente a la CREG el balance producido por estos efectos. De considerar que la senda no es suficiente para cubrir los ingresos resultantes de la aplicación de la presente resolución, la empresa deberá solicitar una nueva senda con un mínimo de tres meses antes que finalice la misma”.

ARTÍCULO 5o. La Electrificadora de la Costa Atlántica S. A., E.S.P., dispone del término de cinco (5) días contados a partir de la firmeza de esta Resolución, para manifestar expresamente si acepta los costos y cargos establecidos en los artículos anteriores. Si vencido este plazo, la empresa no ha manifestado expresamente su aceptación, seguirá rigiendo la Resolución CREG 054 de 2003 modificada por las Resoluciones CREG 075 y 102 de 2005.

ARTÍCULO 6o. Los costos y cargos aprobados en esta Resolución se podrán aplicar a partir del mes siguiente al de aceptación por la Electrificadora de la Costa Atlántica S. A., E.S.P., de conformidad con el artículo 5o de esta resolución, previas las publicaciones de rigor, y regirán hasta el 31 de diciembre de 2007. Vencido este término los cargos continuarán rigiendo mientras la Comisión no fije unos nuevos.

ARTÍCULO 7o. La presente resolución deberá notificarse a la Electrificadora de la Costa Atlántica S. A., E.S.P., a Transelca S. A., E.S.P., y al señor William Murra Babún y publicarse en el Diario Oficial. Contra las disposiciones contenidas en esta resolución procede el recurso de reposición, el cual podrá interponerse 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 17 de agosto de 2006.

Viceministro de Minas y Energía,
delegado del Ministro de Minas y Energía.

MANUEL MAIGUASHCA OLANO,

El Presidente,

El Director Ejecutivo,

CAMILO QUINTERO MONTAÑO.