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Resolución 52 de 2006 CREG
RESOLUCIÓN 52 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 de costos y cargos por uso de la Electrificadora del Caribe S. A., E.S.P., Electricaribe.
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 del Caribe S. A., E.S.P., en adelante Electricaribe, 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 055 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 Electricaribe, dando aplicación a la metodología definida en la citada Resolución CREG 082 de 2002.
Posteriormente Electricaribe 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 074 y 103 de 2005 se decidió la solicitud de la empresa.
Acogiéndose al artículo 6o de la Resolución CREG 082 de 2002, Electricaribe solicitó la actualización del Costo Anual de los activos de conexión del sistema que opera. Mediante Resolución CREG 112 de 2005 la CREG hizo la correspondiente actualización.
2. OBJETO DE LA SOLICITUD
La empresa Electricaribe, mediante comunicación radicada en la CREG bajo el número E-2005-008707 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 los cargos máximos de los Niveles de Tensión 3 y 2, de los Sistemas de Transmisión Regional, STR, y de Distribución Local, SDL, operados por Electricaribe, los cuales fueron aprobados en las Resoluciones CREG 055 y 061 de 2003, y modificados en la Resolución CREG 103 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 5 del documento presentado por Electricaribe: “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, Electricaribe solicitó a la CREG revisar los cargos por uso que le fueron aprobados con las Resoluciones CREG 055 y 061 de 2003 con el fin de ajustarlos de tal forma que cumplieran el criterio de suficiencia financiera en condiciones de eficiencia.
En el numeral 4 de los fundamentos de hecho que presenta la empresa, exp one que en julio del año 2004 Electricaribe 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 055 de 2003.
En el numeral 5 se explica que mediante la expedición de la Resolución CREG 074 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. Electricaribe interpuso recurso de reposición contra esta decisión.
Con la expedición de la Resolución CREG 103 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. Electricaribe entiende que la razón del rechazo es la misma expuesta en la Resolución CREG 074 de 2005, 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 lesionan injustamente los intereses de los usuarios o de la empresa, o porque existen razones de caso fortuito o fuerza mayor que comprometen en forma grave la capacidad financiera de la empresa para continuar prestando el servicio.
Electricaribe 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 y TEBSA, que son utilizados por Electricaribe, cuya discriminación detallada se encuentra en el Anexo 1 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 d e 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 1, activos que son efectivamente utilizados por Electricaribe, pero que no están siendo considerados en los cargos por uso.
. Finalmente, el error al considerar la Bahía de Transformador Doble Barra Encapsulada como la Unidad Constructiva N5S5, cuando debió ser considerada como la Unidad Constructiva N5S12”.
- 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 Electricaribe al violarse el criterio tarifario de suficiencia financiera. Y argumenta que la no inclusión de los activos objeto de su solicitud puede llevar a Electricaribe a una situación de cesación de pagos a Transelca, que es una empresa 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 pa ra el caso específico no procede la revisión por “error”, solicita, en subsidio, se proceda a la revisión por mutuo acuerdo.
Sobre el tema Electricaribe 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 que 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:
“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 empre sa 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 se concreta así:
“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 los cargos máximos de los Niveles de Tensión 3 y 2, de los Sistemas de Transmisión Regional, STR, y de Distribución Local, SDL, operados por Electricaribe, 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 | 132.682.900 |
Costo Anual adicional de los Activos de Conexión al Sistema de Transmisión Nacional – STN:
| Costo Anual | Pesos colombianos de diciembre de 2001 |
CACj,4 | 814.845.337 |
Anualidad adicional SDL, Niveles de Tensión 3 y 2:
| AÑO | CDJ,3 Pesos colombianos de diciembre de 2001 | CDJ,2 Pesos colombianos de diciembre de 2001 |
2001 | 238.831.655 | 111.971.233” |
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 administrativa
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 Electricaribe, mediante la Resolución CREG 055 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-2005-003705 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-2006-000066, 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-2006-000161 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 de 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 3 y 2 de los Sistema de Transmisión Regional y Distribución Local realizada por Electricaribe el pasado 22 de noviembre de 2005, manifestamos nuestro interés en hacernos parte en el trámite del expediente respectivo por ser directamente interesados al 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 parte interesada 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. Solicitar a Electricaribe copia del contrato de conexión celebrado con Transelca y vigente a diciembre de 2002, relacionado con los activos de las subestaciones Cuestecitas, El Copey, Fundación, Santa Marta, Valledupar, Termoguajira, Sabanalarga y Termobarranquilla.
2. Verificar para las subestaciones Cuestecitas, El Copey, Fundación, Santa Marta, Valledupar, Termoguajira, Sabanalarga y Termobarranquilla:
a) El número total de módulos;
b) El número de módulos utilizados por la empresa Electrificadora del Caribe S. A., E.S.P.
3. Para las subestaciones Santa Marta, Termoguajira y Sabanalarga: verificar la longitud del cable de potencia de conexión del transformador de conexión al STN al barraje de 34,5 kV solicitado.
En cumplimiento del auto de pruebas mediante comunicación del 10 de marzo radicada en la CREG bajo el número E-2006-001857, Electricaribe 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 sus informes técnicos el 30 de marzo del año en curso, los cuales fueron radicados con los números E-2006-002564 y E-2006-002567.
A los informes técnicos se les dio traslado mediante fijación en lista el 4 de abril de 2006. Mediante radicados CREG E-2006-002789 y E-2006-002805 del 7 de abril, se solicitaron aclaraciones y complementaciones de las evaluaciones técnicas presentadas.
Mediante auto del 24 de abril de 2006, la Dirección Ejecutiva de la Comisión procedió a resolver las solicit udes presentadas y ordenó las siguientes aclaraciones y complementaciones:
Las solicitadas por la apoderada de Electricaribe S. A., E.S.P., mediante radicado CREG E-2006-002789.
Las solicitadas por Transelca S. A., E.S.P. mediante radicado CREG E-2006-002805.
Algunas ordenadas oficiosamente.
Con el radicado CREG E-2006-003408 los ingenieros Jorge Durán y Miguel García M., hicieron las aclaraciones relativas a la subestación Sabanalarga, solicitadas por Electricaribe y las decretadas oficiosamente.
Así mismo, con el radicado CREG E-2006-003411 el ingeniero Mauricio Correa R., complementó y aclaró su informe técnico.
De los mencionados informes aclaratorios, se dio traslado a Electricaribe y Transelca, trámite que se cumplió con la fijación en lista de traslados del 10 de mayo de 2006.
Con la comunicación radicada en la CREG bajo el número E-2006-003687, Transelca aclaró la utilización que hace Electricaribe en algunas de las subestaciones de la solicitud, en resumen, así:
| SUBESTACION | TOTAL MÓDULOS | MODULOS UTILIZADOS POR ELECTRICARIBE |
| Santa Marta | 22 | |
| Huestecitas | 25 | 12 |
| Fundación | 16 | 8 |
| Copey | 13 | 10 |
| Valledupar | 21 | |
| Termoguajira | 5 | |
Mediante comunicación radicada en la CREG E-2006-003794 Electricaribe objetó por error grave el dictamen, en los siguientes términos:
“Por lo anterior, y en relación con la distribución del número de módulos en cada subestación asignada a Electricaribe, objetamos por error grave el dictamen, según lo antes expresado y lo indicado en el Anexo 1 de esta comunicación. Sin embargo, advertimos que dicha distribución es irrelevante en la decisión en la medida en que lo determinante es el hecho de ser Electricaribe el único usuario de la Subestación, tal y como consta en la certificación emitida por Transelca y que adjuntamos a este escrito como prueba, así como en el contrato celebrado con Transelca y que obra en el expediente.
Dada la celeridad requerida para resolver este asunto y teniendo en cuenta que en el expediente obran las pruebas necesarias tanto para demostrar el error grave antes señalado, como para la toma de la decisión final, respetuosamente solicitamos a la CREG pronunciarse sobre esta objeción en la resolución que defina esta solicitud”.
En la misma comunicación la empresa anexa las certificaciones entregadas por Transelca sobre la tecnología de la subestación Cuestecitas y sobre la existencia de los transformadores en las subestaciones Termoguajira y Santa Marta, la cual forma parte del expediente de esta actuación
5. ANALISIS DE LOS FUNDAMENTOS DE LA SOLICITUD
La solicitud de Electricaribe, 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 los cargos máximos de los Niveles de Tensión 2 y 3, de los Sistemas de Trasmisión Regional, STR, y de Distribución Local, SDL, operados por Electricaribe, los cuales fueron aprobados en las Resoluciones CREG 055 y 061 de 2003, y modificados en la Resolución CREG 103 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 y TEBSA, que son utilizados por Electricaribe.
Error derivado de la no inclusión de activos de propiedad de Transelca que son efectivamente utilizados por Electricaribe, pero que no están siendo considerados en los cargos por uso.
Error al considerar la Bahía de Transformador Doble Barra Encapsulada como la Unidad Constructiva N5S5, cuando debió ser considerada como la Unidad Constructiva N5S12.
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 iii) 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, lo cual, como se ha concluido, está previsto como causal para proceder a 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 Electricaribe, en unos casos por equivocada asignación de los porcentajes de utilización de los activos, en otros, por omisión en su reporte y en otro, por indebida clasificación dentro de las unidades constructivas que de acuerdo con la metodología tarifaria definida en la Resolución CREG 082 de 2002, servían de prototipo para el reporte de activos.
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 p rocedencia de la revisión tarifaria pero si 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 periodo, 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 la 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 Administrat ivo.
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 honorable 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 usuar ios, 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 administración, 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.
Se accederá al ajuste de los porcentajes de uso de los activos de conexión al STN debidos al cambio en la composición de los usuarios de la subestación, cuando dichas modificaciones tienen por causa el cambio en la composición de los usuarios de la subestación para impedir una sobrerremuneración de los activos.
Los activos en otros Niveles de Tensión 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 accederá a modificar los elementos de las Unidades Constructivas por cuanto que el diseño de unidades constructivas no supone la identidad absoluta con cada uno de los elementos que la constituyen.
No se actualizarán inventarios del SDL pues tal posibilidad no está contemplada en la Resolución CREG 082 de 2002.
Electricaribe pretende se revisen los porcentajes de reconocimiento de algunos activos en las subestaciones de conexión al STN, de propiedad de Transelca; 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 Huestecitas.
Para la subestación Cuestecitas la solicitud se resume en el siguiente cuadro:
EQUIPOS DE SUBESTACIONES S/E CUESTECITAS
| Sistema | Código UC | Código subestación | Cantidad | Porcentaje de uso aprobación CREG | Porcentaje de uso Solicitado | Nivel de tensión aplica |
| STR | N5S5 | CUC | 2 | 65.30 | 0.00 | Conexión |
| N5S12 | CUC | 2 | 0.00 | 65.30 | Conexión | |
| N5S10 | CUC | 1 | 0.00 | 65.30 | Conexión | |
| N5S11 | CUC | 1 | 37.93 | 65.30 | Conexión | |
| N4S18 | CUC | 1 | 50.00 | 65.30 | Nivel4 | |
| N4S22 | CUC | 1 | 50.00 | 65.30 | Nivel4 | |
| SDL | N2S12 | CUC | 1 | 37.93 | 65.30 | Nivel2 |
| N3L15 | CUC | 150mts | 0.00 | 100.00 | Nivel3 | |
6.1.1 Argumentos de la empresa solicitante
La empresa justifica las modificaciones pedidas con los siguientes argumentos:
“Esta subestación es del tipo encapsulada a nivel 220 kilovoltios, pero ni en las Circulares 025 ó 027 ni en la Resolución 073 del 2002 se especificó una unidad constructiva específica para este tipo de subestaciones. Por lo tanto el 31 de octubre de 2002 Electricaribe decidió reportarla como subestación doble barra, con la unidad constructiva N5S5. Posteriormente en la resolución 082 del 2002 la Comisión aprueba la unidad constructiva N5S12 que corresponde a la bahía de transformador doble barra encapsulada. Se solicita reemplazar la unidad N5S5 por la N5S12.
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), Electricaribe reportó en la subestación Cuestecita 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 65,3%, que corresponde al porcentaje usado por Electricaribe en esta subestación.
En consideración a que Electricaribe utiliza solo 11 de los 29 módulos que existen en la subestación Cuestecita, se reportó erróneamente el centro de supervisión y control, con un factor de uso del 37,93%, (que corresponde a la relación 11 sobre 29), se solicita el reconocimiento de la Unidad N5S11, con un factor de uso de 65,3%, que corresponde al porcentaje usado por Electricaribe en esta subestación.
También se reportó erróneamente el factor de uso de la bahía de maniobra y de la protección diferencial de nivel 4 de la subestación Cuestecita como 50%, por el criterio equivocado que Electricaribe utiliza solo 5 de los 10 módulos que existen en Nivel de Tensión 4. Se solícita el reconocimiento del 65,3% de las unidades constructivas N4S18 y N4S22, que corresponde al porcentaje usado por Electricaribe en esta subestación”.
En lo que concierne al Sistema de Distribución Local referente a la misma subestación, la empresa anota:
“En consideración a que Electricaribe utiliza solo 11 de los 29 módulos que existen en la subestación Cuestecita, se reportaron erróneamente los servicios auxiliares con un factor de uso del 37,93% (que corresponde a la relación 11 sobre 29). Se solicita el reconocimiento pleno de la unidad N2S12, con un factor de uso de 65.3%, que corresponde al porcentaje usado por Electricaribe en esta subestación.
En la subestación Cuestecita de Transelca existe un cable de potencia energizado a 34.5 KV que une el transformador de potencia con el barraje de 34,5 kV. Electricaribe no encontró en la Resolución 082 de 2002 una unidad constructiva de subestación para reportar este activo. Solicitamos se reconozca como parte de los activos del SDL y proponemos la unidad N3L15”.
6.1.2 Análisis de la Comisión.
En lo que concierne a la modificación solicitada para activos de conexión para la bahía de línea, se considera pertinente la corrección al error cometido por la empresa, por tratarse de una subestación encapsulada, lo cual fue expresado por Electricaribe en varias oportunidades y ratificado por la co nstancia que entregó el propietario de la subestación.
En cuanto a la modificación de los porcentajes de uso de Electricaribe en la subestación, se evaluó la solicitud de la empresa de acuerdo con los datos recabados a través del informe resultado de la visita técnica realizada en cumplimiento del auto de pruebas decretado el 27 de febrero, radicado bajo el número E-2006-002567, el cual en la página 22 dice:
“El Operador de la subestación manifiesta que del total de módulos de la subestación los que no son utilizados por la empresa Transelca S. A., E.S.P., sus usuarios son Electricaribe S. A. E.S.P., Cerrejón y las empresas de actividades mineras, lo cual se constató en el sistema de supervisión control y adquisición de datos de la subestación”.
De lo anterior se establece que Electricaribe no es el único usuario de la subestación, pero no el porcentaje de uso que tiene en ella.
Del análisis de la información de contratos de conexión, entregada por la empresa mediante radicado CREG E-2006-001857 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-Electricaribe 00247 de octubre de 1999 y su Otrosí No 1, que el porcentaje de uso que tiene Electricaribe en esta subestación es 64%, 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 solicitud de cargos (31 de diciembre de 2002), contractualmente su participación en el uso era de 64% y no de 65.3% como se está solicitando. Se considera por lo tanto que se debe reconocer el porcentaje que aparece probado para la fecha de presentación de la solicitud (64%).
En cuanto a la solicitud de modificación del porcentaje de reconocimien to 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 lo que concierne con la Unidad Constructiva solicitada N3L15, se observa que el proceso del establecimiento de unidades constructivas de la Resolución CREG 082 de 2002 partió de la información entregada por el Comité de Distribución del CNO (en el que tuvieron participación una buena parte de los Operadores de Red del país), sobre los componentes que las constituyen con base en un acuerdo acerca de los elementos que más frecuentemente se utilizan en ellas y la valoración de las mismas. Entonces se tipificaron unidades constructivas con el propósito de que los agentes las asociaran con los componentes existentes en cada caso. En el caso de la subestación Cuestecitas, se reconoce la Unidad Constructiva Módulo de Transformador (N3S8: Bahía de transformador configuración barra sencilla-tipo encapsulada (SF6)), la cual tiene dentro de sus componentes el elemento Cables de control y fuerza. Si bien es cierto, las cantidades y tipo de conductores de esta conexión, pueden ser especiales, seguramente existen otras subestaciones en las que la Unidad Constructiva reconoce cantidades superiores a las realmente existentes, por ello se considera que no es pertinente hacer el reconocimiento de estos cables de conexión, por cuanto que el diseño metodológico de unidades constructivas no suponía la identidad absoluta con los activos del agente.
A continuación se resume para la subestación Cuestecitas, los activos a reconocer, con las cantidades y porcentaje de acuerdo con el análisis presentado.
EQUIPOS DE SUBESTACIONES S/E CUESTECITAS
| Sistema | Código UC | Código subestación | Cantidad | Porcentaje de uso a reconocer | Nivel de Tensión |
| STR | N5S5 | CUC | 2 | 0.00 | Conexión |
| N5S12 | CUC | 2 | 64.00 | Conexión | |
| N5S10 | CUC | 1 | 64.00 | Conexión | |
| N5S11 | CUC | 1 | 64.00 | Conexión | |
| N4S16 | CUC | 2 | 64.00 | Conexión | |
| N4S18 | CUC | 1 | 64.00 | Nivel4 | |
| N4S22 | CUC | 1 | 64.00 | Nivel4 | |
| SDL | N2S12 | CUC | 1 | 64.00 | Nivel2 |
TRANSFORMADORES S/E CUESTECITAS
| Código UC | Código subestación | Cantidad | Relación de transformación | Porcentaje de uso a reconocer | Nivel de tensión |
| N5TC4 | CUC | 1 | 220/110kV | 64.00 | Conexión |
| N5TC3 | CUC | 1 | 220/110kV | 64.00 | Conexión |
6.2 Subestación El Copey
Para la subestación El Copey, la solicitud de modificación se resume en el siguiente cuadro:
EQUIPOS DE SUBESTACIONES S/E COPEY
| Sistema | Código UC | Código subestación | Cantidad | Porcentaje de uso aprobación CREG | Porcentaje de uso Solicitado | Nivel de tensión aplica |
| STR | N5S10 | COP | 1 | 0.00 | 100.00 | Conexión |
| N5S11 | COP | 1 | 66.66 | 100.00 | Conexión | |
| SDL | N3S23 | COP | 1 | 80.00 | 100.00 | Nivel3 |
| N2S12 | COP | 1 | 66.66 | 100.00 | Nivel2 | |
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 del 2002 (en las cuales se solicitaba reportar solamente una unidad constructiva de módulo común por subestación, al Nivel de Tensión más alto), Electricaribe reportó en la subestación Copey 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 Electricaribe utiliza solo 8 de los 12 módulos que existen en la subestación Copey, se reportó erróneamente el centro de supervisión y control, con un factor de uso del 66,66%, (que corresponde a la relación 8 sobre 12), se solicita el reconocimiento pleno de la Unidad N5S11, por ser Electricaribe el único usuario de esta subestación”.
En cuanto a los activos de SDL solicitados argumenta:
“En consideración a que Electricaribe utiliza solo 4 de los 5 módulos que existen en la subestación El Copey, se reportó erróneamente el módulo de barraje de barra sencilla de nivel 3, con un factor de uso del 80,0%, (que corresponde a la relación 4 sobre 5), se solicita el reconocimiento pleno de la Unidad N3S23, por ser Electricaribe el único usuario de esta subestación.
También se reportó erróneamente el factor de uso de los servicios auxiliares la subestación El Copey como 66.66%, por el criterio equivocado que Electricaribe utiliza solo 8 de los 12 módulos que existen en la subestación. Se solicita el reconocimiento pleno (100,0%) de la unidad constructiva N2S12, por ser Electricaribe 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 Electricaribe en la subestación, se analizó la solicitud de la empresa, contrastándola con los resultados de la evaluación técnica realizada por la Comisión, en el informe radicado bajo el número E-2006-002567 del 30 de marzo, el cual en la página 4 dice:
“El Operador de la subestación manifiesta que del total de módulos de la subestación los que no son utilizados por la empresa Transelca S. A. E.S.P., son utilizados exclusivamente por Electricaribe S. A., E.S.P., lo cual se constató en el sistema de supervisión control y adquisición de datos de la Subestación”.
De lo anterior se deduce que el único usuario de la subestación es la empresa solicitante, como se confirma en el Contrato 00247 de octubre de 1999 y el Otrosí No 1 y, por lo tanto, debe accederse al ajuste de los porcentajes de uso de acuerdo con la solicitud.
A continuación se resume para la subestación El Copey, los activos a reconocer, con las cantidades y porcentaje de acuerdo con el análisis presentado.
EQUIPOS DE SUBESTACIONES S/E COPEY
| Sistema | Código UC | Código subestación | Cantidad | Porcentaje de uso a reconocer | Nivel de tensión |
| STR | N5S10 | COP | 1 | 100.00 | Conexión |
| N5S11 | COP | 1 | 100.00 | Conexión | |
| SDL | N3S23 | COP | 1 | 100.00 | Nivel3 |
| N2S12 | COP | 1 | 100.00 | Nivel2 | |
6.3 Subestación Fundación.
Para la subestación Fundación, la solicitud se resume en el siguiente cuadro:
EQUIPOS DE SUBESTACIONES S/E FUNDACIÓN
| Sistema | Código UC | Código subestación | Cantidad | Porcentaje de uso aprobación CREG | Porcentaje de uso Solicitado | Nivel de tensión aplica |
| STR | N5S10 | FUN | 1 | 0.00 | 100.00 | Conexión |
| N5S11 | FUN | 1 | 46.70 | 100.00 | Conexión | |
6.3.1 Argumentos de la empresa solicitante
La empresa sustenta las modificaciones solicitadas así:
“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), Electricaribe reportó en la subestación Fundación 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 Electricaribe utiliza solo 7 de los 15 módulos que existen en la subestación Fundación, se reportó erróneamente el centro de supervisión y control, con un factor de uso del 46,70%, (que corresponde a la relación 7 sobre 15), se solicita el reconocimiento pleno de la Unidad N5S11, por ser Electricaribe 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 del porcentaje de uso de la unidad constructiva N5S11 por parte de Electricaribe en la subestación, se analizó la solicitud de la empresa, contrastándola con los resultados de la evaluación técnica realizada por la Comisión, en el informe radicado bajo el número E-2006-002567 del 30 de marzo, el cual en la página 7 dice:
“El operador de la subestación manifiesta que del total de módulos de la subestación los que no son utilizados por la empresa Transelca S. A. E.S.P., son utilizados exclusivamente por Electricaribe S. A. E.S.P., lo cual se constató en el sistema de supervisión control y adquisición de datos de la Subestación”.
De lo anterior se deduce que el único usuario de la subestación es la empresa solicitante como se confirma en el contrato 00247 de octubre de 1999 y el Otrosí No 1 y, por lo tanto, debe accederse al ajuste de los porcentajes de uso de acuerdo con la solicitud.
A continuación se resume para la subestación Fundación, los activos a reconocer, con las cantidades y porcentaje de acuerdo con el análisis presentado.
EQUIPOS DE SUBESTACIONES S/E FUNDACIÓN
| Sistema | Código UC | Código subestación | Cantidad | Porcentaje de uso a reconocer | Nivel de tensión |
| STR | N5S10 | FUN | 1 | 100.00 | Conexión |
| N5S11 | FUN | 1 | 100.00 | Conexión | |
6.4 Subestación Sabanalarga
Para la subestación Sabanalarga la solicitud de Electricaribe se resume en el siguiente cuadro:
EQUIPOS DE SUBESTACIONES S/E SABANALARGA
| Sistema | Código UC | Código subestación | Cantidad | Porcentaje de uso aprobación CREG | Porcentaje de uso Solicitado | Nivel de tensión aplica |
| STR | N5S10 | SAC | 1 | 0.00 | 100.00 | Conexión |
| N5S11 | SAC | 1 | 36.40 | 100.00 | Conexión | |
| N4S23 | SAC | 1 | 0.00 | 100.00 | Nivel4 | |
| N3L15 | SAC | 70mts | 0.00 | 100.00 | Conexión | |
| SDL | N3S7 | SAC | 1 | 0.00 | 100.00 | Nivel3 |
| N2S12 | SAC | 1 | 36.40 | 100.00 | Nivel2 | |
| N3L14 | SAC | 200mts | 0.00 | 100.00 | Nivel3 | |
6.4.1 Argumentos de la empresa solicitante
Los argumentos con base en los cuales la empresa solicita la revisión para esta subestación, son:
“Siguiendo las instrucciones de la 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), Electricaribe reportó en la subestación Sabanalarga 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 Electricaribe utiliza solo 7 de los 15 módulos que existen en la subestación Sabanalarga, se reportó erróneamente el centro de supervisión y control, con un factor de uso del 36,40%, (que corresponde a la relación 8 sobre 22), se solícita el reconocimiento pleno de la Unidad N5S11, por ser Electricaribe el único usuario de esta subestación.
El módulo de barraje configuración barra sencilla de la subestación Sabanalarga se reportó con la unidad constructiva N4S23 pero con factor de uso de 0%. Se solícita el reconocimiento pleno de esta unidad.
En la subestación Sabanalarga de Transelca existe un cable de potencia energizado a 34.5KV que une el transformador de conexión del STN con el barraje de 34,5 kV. Electricaribe no encontró en la Resolución 082 de 2002 una unidad constructiva de subestación para reportar este activo. Solicitamos se reconozca como parte de los activos de conexión y proponemos la unidad N3L15”.
En lo concerniente a activos a reconocer en el SDL por parte de esta subestación, argumenta:
“En el municipio de Sabanalarga existen dos subestaciones en predios diferentes pero contiguos, una de las cuales pertenece a Electricaribe con Nivel de Tensión 34,5 kV, y la otra pertenece a Transelca con Niveles de Tensión 220/110/34,5/13,8 kV. En la subestación de Transelca existe un módulo para alimentar un tramo de línea aérea que une las dos subestaciones. Se solicita el reconocimiento de la Unidad N3S7 con factor de uso del 100%.
Electricaribe no encontró en la Resolución 082 del 2002 una unidad constructiva de subestación para reportar el tramo de línea, ni lo reportó como una línea de transmisión por no tener código operativo asignado. Solicitamos se reconozca como parte de los activos del SDL y proponemos la unidad N3L14.
También se reportó erróneamente el factor de uso de los servicios auxiliares la subestación Sabanalarga como 36.40%, por el criterio equivocado que Electricaribe utiliza solo 8 de los 22 módulos que existen en la subestación. Se solicita el reconocimiento pleno (100,0%) de la unidad constructiva N2S12, por ser Electricaribe el único usuario de esta subestación”.
6.4.2 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 u so de Electricaribe 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-2006-002564 del 30 de marzo de 2006, en la página 3:
“Electricaribe es el único usuario de estos módulos en estos niveles de tensión”.
Por lo anterior se pudo concluir que la empresa es el único usuario de esta subestación como se confirma en los Contratos 00136 de mayo de 1999 y el 00247 de octubre de 1999 y el Otrosí No 1 y por tanto es pertinente reconocer el 100% de las unidades constructivas solicitadas
Respecto de la Unidad constructiva N3S7 (Bahía de línea, configuración barra sencilla- tipo encapsulada (SF6)), en la visita de campo se constató de acuerdo con el registro fotográfico del informe radicado en la CREG bajo el número E-2006-002564 (Anexo 2) que lo que existe es una Celda de línea, por lo tanto se reconocerá una UC N3S11. Esta unidad se reconoce en consideración a que la empresa por error, no declaró el activo, pero sí existía a la fecha en que los Operadores de Red debieron informar los inventarios puesto que para que se dé alimentación de la parte de la subestación Sabanalarga de propiedad de Transelca a la subestación del mismo nombre, de propiedad de Electricaribe, se tiene que contar con los módulos de transformación y de línea. El de transformación fue declarado oportunamente pero el de línea no, por error de la empresa.
En lo que concierne con las UC N3L15 y N3L14 se observa que el proceso del establecimiento de unidades constructivas de la Resolución CREG 082 de 2002 partió de la información entregada por el Comité de Distribución del CNO (en el que tuvieron participación una buena parte de los Operadores de Red del país), sobre los componentes que las constituyen con base en un acuerdo acerca de los elementos que más frecuentemente se utilizan en ellas y la valoración de las mismas. Entonces se tipificaron unidades constructivas con el propósito de que los agentes las asociaran con los componentes existentes en cada caso. En el caso de la subestación Sabanalarga se tienen reconocidas las Unidades Constructivas correspondientes a módulo de barraje (N3S23), bahía de transformador (N3S8) y Celda de línea (N3S11), todas las cuales incluyen dentro de sus elementos l a componente cables de control y fuerza. Si bien es cierto, las cantidades y tipo de conductores de esta conexión, pueden ser especiales, seguramente existen otras subestaciones en las que la Unidad Constructiva reconoce cantidades superiores a las realmente existentes, por ello se considera que no es pertinente hacer reconocimiento de estos cables de conexión, por cuanto que el diseño metodológico de unidades constructivas no suponía la identidad absoluta con los activos del agente
A continuación se resume para la subestación Sabanalarga, los activos a reconocer, con las cantidades y porcentaje de acuerdo con el análisis presentado.
EQUIPOS DE SUBESTACIONES S/E SABANALARGA
| Sistema | Código UC | Código subestación | Cantidad | Porcentaje de uso a reconocer | Nivel de tensión |
| STR | N5S10 | SAC | 1 | 100.00 | Conexión |
| N5S11 | SAC | 1 | 100.00 | Conexión | |
| N4S23 | SAC | 1 | 100.00 | Nivel4 | |
| SDL | N3S11 | SAC | 1 | 100.00 | Nivel3 |
| N2S12 | SAC | 1 | 100.00 | Nivel2 | |
6.5 Subestación Santa Marta
Para la subestación Santa Marta Electricaribe solicita la revisión para los siguientes equipos:
EQUIPOS DE SUBESTACIONES S/E SANTA MARTA
| Sistema | Código UC | Código subestación | Cantidad | Porcentaje de uso aprobación CREG | Porcentaje de uso Solicitado | Nivel de tensión aplica |
| STR | N5S10 | SMT | 1 | 0.00 | 100.00 | Conexión |
| N5S11 | SMT | 1 | 77.27 | 100.00 | Conexión | |
| N3L13 | SMT | 150mts | 0.00 | 100.00 | Conexión | |
| SDL | N3S20 | SMT | 1 | 66.67 | 100.00 | Nivel3 |
| N2S12 | SMT | 1 | 77.27 | 100.00 | Nivel2 | |
TRANSFORMADORES S/E SANTA MARTA
| Código UC | Código subestación | Cantidad | Relación de transformación | Porcentaje de uso aprobación CREG | Porcentaje de uso Solicitado | Nivel de tensión aplica |
| N3T6 | SMT | 1 | 34.5/13.8kV | 100.00 | 0.00 | Nivel2 |
| N3T7 | SMT | 1 | 34.5/13.8kV | 0.00 | 100.00 | Nivel2 |
6.5.1 Argumentos de la empresa solicitante
Los argumentos con base en los cuales se solicitan las modificaciones para esta subestación son:
“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), Electricaribe reportó en la subestación Santa Marta 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 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 Electricaribe utiliza solo 17 de los 22 módulos que existen en la subestación Santa Marta, se reportó erróneamente el centro de supervisión y control, con un factor de uso del 77.27%, (que corresponde a la relación 17 sobre 22), se solicita el reconocimiento pleno de la Unidad N5S11, por ser Electricaribe el único usuario de esta subestación.
En la subestación Santa Marta de Transelca existe un cable de potencia energizado a 34.5 KV que une el transformador de conexión del STN con el barraje de 34,5 kV. Electricaribe no encontró en la Resolución 082 de 2002 una unidad constructiva de subestación para reportar este activo. Solicitamos se reconozca como parte de los activos de conexión y proponemos la unidad N3L13”.
Los argumentos para los equipos del SDL en esta subestación son:
“En consideración a que Electricaribe utiliza solo 2 de los 3 módulos que existen en la subestación Santa Marta, se reportó erróneamente la bahía de acople de nivel 3, con un factor de uso del 66,67%, (que corresponde a la relación 2 sobre 3), se solicita el reconocimiento pleno de la Unidad N3S20, por ser Electricaribe el único usuario de esta subestación.
También se reportó erróneamente el factor de uso de los servicios auxiliares la subestación Santa Marta como 77.27%, por el criterio equivocado que Electricaribe utiliza solo 17 de los 22 módulos que existen en la subestación. Se solicita el reconocimiento pleno (100,0%) de la unidad constructiva N2S12, por ser Electricaribe el único usuario de esta subestación.
Se reportó un transformador de 30 MVA 34,5/13,8 kV usando la un idad constructiva N3T6, en realidad existe un trasformador de 35 MVA (unidad N3T7). Solicitamos corregir la unidad constructiva”.
6.5.2 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 proporción a la utilización de los activos de la subestación.
En cuanto a la modificación de los porcentajes de uso de Electricaribe en la subestación, se analizó la solicitud de la empresa, contrastándola con los resultados de la evaluación técnica realizada por la Comisión, en el informe radicado bajo el número E-2006-002567 del 30 de marzo, el cual en la página 12 anota:
“El Operador de la subestación manifiesta que de l total de módulos de la subestación los que no son utilizados por la empresa Transelca S. A. E.S.P., son utilizados exclusivamente por Electricaribe S. A. E.S.P., lo cual se constató en el sistema de supervisión control y adquisición de datos de la Subestación”.
De lo anterior se deduce que el único usuario de la subestación es la empresa solicitante como se confirma en el contrato 00247 de octubre de 1999 y el Otrosí No. 1 y, por lo tanto, debe accederse al ajuste de los porcentajes de uso de las unidades constructivas, de acuerdo con la solicitud.
En lo que concierne con el cambio de la UC N3T6 por la N3T7, la certificación de Transelca anexa a la comunicación de Electricaribe radicada en la CREG bajo el número E-2006-003794 del 16 de mayo de 2006, ratifica que en realidad existe la unidad constructiva solicitada, por lo tanto, debe ser corregido el error cometido por la empresa en el reporte de información.
En lo que concierne a la solicitud de reconocimiento de la UC N3L13 se observa que el proceso del establecimiento de unidades constructivas de la Resolución CREG 082 de 2002 partió de la información entregada por el Comité de Distribución del CNO (en el que tuvieron participación una buena parte de los Operadores de Red del país), sobre los componentes que las constituyen con base en un acuerdo de los elementos que más frecuentemente se utilizan en ellas y la valoración de las mismas. Entonces se tipificaron unidades constructivas con el propósito de que los agentes las asociaran con los componentes existentes en cada caso. En el caso de la Subestación Santa Marta se han reconocido dos (2) Unidades Constructivas correspondientes a bahía de transformador (N3S8), las cuales incluyen dentro de sus elementos la componente cables de control y fuerza. Si bien es cierto, las cantidades y tipo de conductores de esta conexión, pueden ser especiales, seguramente existen otras subestaciones en las que la unidad constructiva reconoce cantidades superiores a las realmente existentes; por ello, se considera que no es pertinente hacer el reconocimiento de estos cables de conexión, por cuanto que el diseño metodológico de unidades constructivas no suponía la identidad absoluta con los activos del agente
A continuación se resume para la subestación Santa Marta, los activos a reconocer, con las cantidades y porcentaje de acuerdo con el análisis presentado.
EQUIPOS DE SUBESTACIONES S/E SANTA MARTA
| Sistema | Código UC | Código subestación | Cantidad | Porcentaje de uso a reconocer | Nivel de tensión |
| STR | N5S10 | SMT | 1 | 100.00 | Conexión |
| N5S11 | SMT | 1 | 100.00 | Conexión | |
| SDL | N3S20 | SMT | 1 | 100.00 | Nivel3 |
| N2S12 | SMT | 1 | 100.00 | Nivel2 | |
TRANSFORMADORES S/E SANTA MARTA
| Código UC | Código subestación | Cantidad | Relación de transformación | Porcentaje de uso a reconocer | Nivel de tensión |
| N3T7 | SMT | 1 | 34.5/13.8kV | 100.00 | Nivel2 |
6.6 Subestación Valledupar.
Para la subestación Valledupar la solicitud de Electricaribe se resume en el siguiente cuadro:
EQUIPOS DE SUBESTACIONES S/E VALLEDUPAR
| Sistema | Código UC | Código subestación | Cantidad | Porcentaje de uso aprobación CREG | Porcentaje de uso Solicitado | Nivel de tensión aplica |
| STR | N5S10 | VAL | 1 | 0.00 | 98.48 | Conexión |
| N5S11 | VAL | 1 | 55.17 | 98.48 | Conexión | |
| SDL | N3S19 | VAL | 1 | 28.57 | 100.00 | Nivel3 |
| N3S23 | VAL | 1 | 50.00 | 100.00 | Nivel3 | |
| N2S12 | VAL | 1 | 55.17 | 98.48 | Nivel2 | |
| N2S12 | VAL | 1 | 55.17 | 100.00 | Nivel2 | |
6.6.1 Argumentos de la empresa solicitante
Los argumentos con los cuales la empresa solicita la revisión para los equipos del STR y conexión al STN son:
“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), Electricaribe reportó en la subestación Valledupar 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 98.48%, que corresponde al porcentaje usado por Electricaribe en esta subestación.
En consideración a que Electricaribe utiliza solo 16 de los 29 módulos que existen en la subestación Valledupar, se reportó erróneamente el centro de supervisión y control, con un factor de uso del 55,17%, (que corresponde a la relación 16 sobre 29), se solicita el reconocimiento de la Unidad N5S11, con un factor de uso de 98.48%, que corresponde al porcentaje usado por Electricaribe en esta subestación”.
La reclamación para el SDL es sustentada por la empresa así:
“En consideración a que Electricaribe utiliza solo 2 de los 7 módulos de la subestación Valledupar, que se sirven de la bahía de acople de nivel 3, se reportó este activo con un factor de uso del 28.57%, (que corresponde a la relación 2 sobre 7), se solicita el reconocimiento pleno de la Unidad N3S19, por ser Electricaribe el único usuario de esta subestación.
En consideración a que Electricaribe utiliza solo 5 de los 10 módulos existentes en el nivel 3 de la subestación Valledupar, se reportó erróneamente el módulo de barraje, con un factor de uso del 50.0%, (que corresponde a la relación 5 sobre 10), se solicita el reconocimiento pleno de la Unidad N3S23, por ser Electricaribe el único usuario de esta subestación.
Debido a la complejidad de la subestación Valledupar, existen y se reportaron dos unidades constructivas de servicios auxiliares. En consideración a que Electricaribe utiliza solo 16 de los 29 módulos en la totalidad de la subestación Valledupar, se reportaron erróneamente los servicios auxiliares, con un factor de uso del 55.17%, (que corresponde a la relación 16 sobre 29), se solicita el reconocimiento pleno de una de estas unidades constructivas N2S12, y el 98.48% de la otra, compartida con la cárcel de Valledupar que disfruta de una conexión al STN”.
6.6.2 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 Electricaribe 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-2006-002567 (página 27):
“El Operador de la subestación manifiesta que del total de módulos de la subestación, adicional a Transelca S. A. E.S.P., son utilizados por Electricaribe S. A. E.S.P., y el INPEC, lo cual se constató en el sistema de supervisión control y adquisición de datos de la Subestación”.
De lo anterior se establece que Electricaribe no es el único usuario de la subestación, pero no, el porcentaje de uso que tiene en ella.
De conformidad con el acta de certificación expedida por Transelca el 11 de mayo de 2006 con número 000202, adjunta a la comunicación de Electricaribe radicada en la CREG bajo el número E-2006-003794 del 16 de mayo de 2006:
“SUBESTACIÓN VALLEDUPAR: El factor de uso establecido en el contrato con Electricaribe para la unidad constructiva Transformador Valledupar 03 y su módulo de conexión al STN de 220 kV es de 98.42%, por otra parte el módulo de nivel 13,8 kV de este transformador tiene un factor de uso de 96.32% por Electricaribe. Estas unidades constructivas son compartidas con el usuario INPEC. Las demás unidades constructivas son de uso exclusivo de Electricaribe en un 100%”.
Del análisis de los contratos de conexión remitidos por Electricaribe mediante radicado CREG E-2006-001857 del 10 de marzo, en cumplimiento del artículo segundo del auto de pruebas, se pudo es tablecer a partir del contrato de conexión Transelca-Electricaribe 00247 de octubre de 1999 y su Otrosí No 1, que el porcentaje de uso que tiene Electricaribe en esta subestación es 100%. No obstante, los resultados de la visita técnica, la justificación dada por la empresa en el anexo de la solicitud de revisión tarifaria radicada en la CREG bajo el número E-2005-008707 del 22 de noviembre de 2005 y la certificación del dueño de la subestación, permiten concluir que el uso de esta subestación es compartido con otro usuario.
La petición de Electricaribe persigue el reconocimiento de un porcentaje de uso del 98.48% y la certificación de Transelca, antes transcrita, especifica 98.42% para los activos de conexión y para los activos de Nivel de Tensión 2 (donde se encuentra conectado el usuario Inpec) el 96.32 %. Por lo anterior y dado que, un activo no puede ser remunerado en más del 100%, se concluye que estos porcentajes deben modificarse con las cifras entregadas por el propietario de la subestación (Transelca).
En cuanto a las Unidades constructivas N3S19 y N3S23, se reconoce el porcentaje solicitado ya que Electricaribe es el único usuario en este Nivel de Tensión como se deduce de los planos eléctricos de la subestación entregados en el Informe Técnico Radicado CREG E-2006-002567, lo cual es, a su vez, corroborado con la antes citada certificación de Transelca.
Para el Nivel de Tensión 2 por la configuración de la subestación se reconoce una unidad N2S12 al 100%; para la otra Unidad Constructiva, de acuerdo con el informe del funcionario que realizó la verificación en campo, se pudo establecer que además de Electricaribe, existe otro usuario en este Nivel de Tensión (Inpec). Mediante la comunicación radicada E-2006-003794 proveniente de Electricaribe en la cual se adjunta la constancia aportada por Transelca, se establece que el porcentaje de uso de Electricaribe es de 96.32%. Por lo anterior, se considera procedente reconocer este último porcentaje y no el del 100% que aparece en el contrato de conexión Transelca-Electricaribe 00247 de octubre de 1999 y su Otrosí No 1.
A continuación se resume para la subestación Valledupar, los activos a reconocer, con las cantidades y porcentaje de acuerdo con el análisis presentado.
EQUIPOS DE SUBESTACIONES S/E VALLEDUPAR
| Sistema | Código UC | Código subestación | Cantidad | Porcentaje de uso a reconocer | Nivel de tensión |
| STR | N5S10 | VAL | 1 | 98.42 | Conexión |
| N5S11 | VAL | 1 | 98.42 | Conexión | |
| SDL | N3S19 | VAL | 1 | 100.00 | Nivel3 |
| N3S23 | VAL | 1 | 100.00 | Nivel3 | |
| N2S12 | VAL | 1 | 96.32 | Nivel2 | |
| N2S12 | VAL | 1 | 100.00 | Nivel2 | |
6.7 Subestación Termoguajira.
La solicitud de Electricaribe para la subestación Termoguajira se resume en los siguientes cuadros:
EQUIPOS DE SUBESTACIONES S/E TERMOGUAJIRA
| Sistema | Código UC | Código subestación | Cantidad | Porcentaje de uso aprobación CREG | Porcentaje de uso Solicitado | Nivel de tensión aplica |
| STR | N5S10 | TGJ | 1 | 0.00 | 19.10 | Conexión |
| N5S11 | TGJ | 1 | 29.41 | 19.10 | Conexión | |
| N3S8 | TGJ | 1 | 0.00 | 100.00 | Conexión | |
| N3L13 | TGJ | 540mts | 0.00 | 100.00 | Conexión | |
| SDL | N2S12 | TGJ | 1 | 29.41 | 100.00 | Nivel2 |
TRANSFORMADORES S/E TERMOGUAJIRA
| Código UC | Código subestación | Cantidad | Relación de transformación | Porcentaje de uso aprobación CREG | Porcentaje de uso Solicitado | Nivel de tensión aplica |
| N3T4 | TGJ | 1 | 34.5/13.8kV | 11.00 | 0.00 | Nivel2 |
| N3T2 | TGJ | 1 | 34.5/13.8kV | 0.00 | 100.00 | Nivel2 |
6.7.1 Argumentos de la empresa solicitante
Los argumentos con los que la empresa justifica la revisión para esta subestación son:
“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), Electricaribe reportó en la subestación Termoguajira 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 19,1%, que corresponde al porcentaje usado por Electricaribe en esta subestación.
En consideración a que Electricaribe utiliza solo 5 de los 17 módulos que existen en la subestación Termoguajira, se reportó erróneamente el centro de supervisión y control, con un factor de uso del 29,41% (que corresponde a la relación 5 sobre 17), se solícita el reconocimiento de la Unidad N5S11, con un factor uso de 19,1%, que corresponde al porcentaje usado por Electricaribe en esta subestación.
El interruptor que conecta el transformador de conexión al STN con el barraje de 34.5KV de la subestación Termoguajira se reportó con la unidad constructiva N3S8 pero con factor de uso de 0%. Se solicita el reconocimiento pleno de esta unidad.
En la subestación Termoguajira de Transelca existe un cable de potencia energizado a 34.5KV que une el transformador de conexión del STN con el barraje de 34,5 kV. Electricaribe no encontró en Resolución 082 de 2002 una unidad constructiva de subestación para reportar este activo. Solicitamos se reconozca como parte de los activos de conexión y proponemos la unidad N3L13”.
Para el caso de las unidades constructivas de SDL la empresa afirma:
“En consideración a que Electricaribe utiliza solo 5 de los 17 módulos que existen en la subestación Termoguajira, se reportaron erróneamente los servicios auxiliares, con un factor de uso del 29,41%, (que corresponde a la relación 5 sobre 17). Solicitamos el reconocimiento pleno de la Unidad N2S12, por ser Electricaribe el único usuario de esta subestación.
Se reportó un transformador de 14 MVA 34,5/13,8 kV, usando la unidad constructiva N3T4, con un factor de uso del 11%, calculado a partir del valor que Transelca cobra a Electricaribe por las obras civiles en su subestación. Hace dos años se reemplazó por un trasformador de 4 MVA 34,5/13,8 kV. Solicitamos corregir la unidad constructiva (unidad N3T2) y asignarle un factor de uso del 100%”.
6.7.2 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 proporción a la utilización de los activos de la subestación.
En cuanto a la modificación de los porcentajes de uso de Electricaribe en la subestación, en la visita de campo realizada por funcionarios de la Comisión cuyo informe fue radicado en la CREG bajo el número E-2006-002567 del 30 de marzo de 2006, se concluye (página 18):
“El Operador de la subestación manifiesta que del total de módulos de la subestación los que no son utilizados por la empresa Transelca S. A. E.S.P., o por Corelca S. A. E.S.P., son utilizados exclusivamente por Electricaribe S. A. E.S.P., lo cual se constató en el sistema de supervisión control y adquisición de datos de la subestación”.
De lo anterior se establece que Electricaribe no es el único usuario de la subestación, pero no, el porcentaje de uso que tiene en ella.
Del análisis de la información de contratos de conexión, entregada por la empresa mediante radicado CREG E-2006-001857 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-Electricaribe 00247 de octubre de 1999 y su Otrosí No 1, que el porcentaje de uso que tiene Electricaribe en esta subestación es 13% y no 19.1% como aparece en la solicitud. Por lo tanto se debe reconocer el 13% en estos activos
En cuanto al reconocimiento de la UC N3S8, se verificó que esta unidad se está reconociendo actualmente, por lo cual no se debe modificar.
En lo que concierne a la solicitud de reconocimiento de la UC N3L13 se observa que el proceso del establecimiento de unidades constructivas de la Resolución CREG 082 de 2002 partió de la información entregada por el Comité de Distribución del CNO (en el que tuvieron participación una buena parte de los Operadores de Red del país), sobre los componentes que las constituyen con base en un acuerdo acerca de los elementos que más frecuentemente se utilizan en ellas y la valoración de las mismas. Entonces se tipificaron unidades constructivas con el propósito de que los agentes las asociaran con los componentes existentes en cada caso. En el caso de la subestación Termoguajira, se reconoce la Unidad Constructiva Módulo de Transformador (N3S8: Bahía de transformador configuración barra sencilla-tipo encapsulada (SF6)), la cual tiene dentro de sus componentes el elemento Cables de control y fuerza. Si bien es cierto, las cantidades y tipo de conductores de esta conexión, pueden ser especiales, seguramente existen otras subestaciones en las que la unidad constructiva reconoce cantidades superiores a las realmente existentes, por ello se considera que no es pertinente hacer el reconocimiento de estos cables de conexión, por cuanto que el diseño metodológico de unidades constructivas no suponía la identidad absoluta con los activos del agente.
En cuanto a la modificación de la Unidad Constructiva N3T4 por la UC N3T2, se observa que la actualización de activos para los SDL, durante el período tarifario, no está prevista en la Resolución CREG 082 de 2002, por lo tanto no se accederá a esta modificación, ya que, como lo manifiesta la solicitud, “Hace dos años se reemplazó por un trasformador de 4 MVA 34,5/13,8 kV.”
A continuación se resume para la subestación Termoguajira, los activos a reconocer, con las cantidades y porcentaje de acuerdo con el análisis presentado.
EQUIPOS DE SUBESTACIONES S/E TERMOGUAJIRA
| Sistema | Código UC | Código subestación | Cantidad | Porcentaje de uso a reconocer | Nivel de tensión |
| STR | N5S10 | TGJ | 1 | 13.00 | Conexión |
| N5S11 | TGJ | 1 | 13.00 | Conexión | |
| N5S8 | TGJ | 1 | 13.00 | Conexión | |
| SDL | N2S12 | TGJ | 1 | 13.00 | Nivel2 |
TRANSFORMADORES S/E TERMOGUAJIRA
| Código UC | Código subestación | Cantidad | Relación de transformación | Porcentaje de uso a reconocer | Nivel de tensión |
| N5TC2 | TGJ | 1 | 220/34.5/6.9kV | 13.00 | Conexión |
6.8 Subestación Termobarranquilla.
En cuanto a la subestación Termobarranquilla, la solicitud de la empresa se resume en los siguientes cuadros:
EQUIPOS DE SUBESTACIONES S/E TERMOBARRANQUILLA "TEBSA"
| Sistema | Código UC | Código subestación | Cantidad | Porcentaje de uso aprobación CREG | Porcentaje de uso Solicitado | Nivel de tensión aplica |
| STR | N5S8 | TBS | 3 | 100.00 | 94.74 | Conexión |
| N5S10 | TBS | 1 | 0.00 | 94.74 | Conexión | |
| N5S11 | TBS | 1 | 72.72 | 94.74 | Conexión | |
| N4S10 | TBS | 3 | 100.00 | 94.74 | Conexión | |
| N4S22 | TBS | 1 | 72.72 | 94.74 | Nivel4 | |
| N4S32 | TBS | 1 | 72.72 | 94.74 | Nivel4 | |
TRANSFORMADORES S/E TEBSA
| Código UC | Código subestación | Cantidad | Relación de transformación | Porcentaje de uso aprobación CREG | Porcentaje de uso Solicitado | Nivel de tensión aplica |
| N5TC4 | TBS | 2 | 220/110kV | 100.00 | 94.74 | Conexión |
| N5TC7 | TBS | 4 | 220/110kV | 100.00 | 94.74 | Conexión |
6.8.1 Argumentos de la empresa solicitante
La empresa basa su solicitud en los siguientes argumentos:
“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), Electricaribe reportó en la subestación Tebsa 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 94,74%, que corresponde al porcentaje usado por Electricaribe en esta subestación.
En consideración a que Electricaribe utiliza solo 8 de los 11 módulos que existen en la subestación Tebsa, se reportaron erróneamente el centro de supervisión y control, la protección diferencial y el módulo de barra con un factor de uso del 72,72%, (que corresponde a la relación 8 sobre 11), se solicita el reconocimiento de las unidades N5S11, N4S22 y N4S32, con un factor de uso de 94,74%, que corresponde al porcentaje utilizado por Electricaribe en esta subestación.
Finalmente solicitamos la modificación de los factores de uso de los siguientes activos de conexión: N5S8 (3 unidades), N5S11 (1 unidad), N4S10 (3 unidades), N5TC4 (2 unidades), y N5TC7 (4 unidades),Transelca está utilizando estos activos para brindar conexión al STN a la empresa AAA, desde el año 2003. El nuevo factor sería 94,94%”(sic).
6.8.2 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 Electricaribe en la subestación, de acuerdo con los informes de la visita de campo realizada por funcionarios de la Comisión, específicamente, el radicado CREG E-2006-003408 el cual en su página 2 aclara el Nivel de Tensión al que está conectado el usuario AAA, se puede establecer que Electricaribe no es el único usuario de esta subestación tal y como lo expresa la solicitud de revisión de la citada empresa.
De conformidad con el acta de certificación expedida por Transelca el 11 de mayo de 2006 con número 000202, adjunta a la comunicación de Electricaribe radicada en la CREG bajo el número E-2006-003794 del 16 de mayo de 2006:
“SUBESTACIÓN TEBSA: Que además de Electricaribe se encuentra conectado al STN el cliente TRIPLE A. Electricaribe utiliza el 94.74% de los tres (3) Transformadores de conexión al STN, con sus elementos de conexión tanto de 220 kV como los de 110 kV”.
Como un activo no puede ser remunerado en más del 100%, se concluye que estos porcentajes deben modificarse de acuerdo con lo solicitado por Electricaribe, lo cual, a su vez coincide con la certificación emitida por el propietario de la subestación, por tal razón, se accede a modificar los porcentajes a 94.74%.
Ahora bien, de conformidad con lo establecido en el Artículo 12o de la Resolución CREG 082 de 2002:
“Artículo 12. Clasificación de activos de conexión y activos de uso. Los activos que sean clasificados como Activos de Uso o de Conexión a los STR o SDL, al momento de solicitud de aprobación por parte del OR de los cargos mantendrán esta calidad durante todo el período tarifario”.
Como en el caso de Termobarranquilla, Electricaribe está siendo remunerada desde hace algunos años por la totalidad de los activos cuando el uso en esta subestación es compartido con AAA, se dará traslado a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios para lo de su competencia.
A continuación se resume para la subestación Termobarranquilla, los activos a reconocer, con las cantidades y porcentaje de acuerdo con el análisis presentado.
EQUIPOS DE SUBESTACIONES S/E TERMOBARRANQUILLA "TEBSA"
| Sistema | Código UC | Código subestación | Cantidad | Porcentaje de uso a reconocer | Nivel de tensión |
| STR | N5S8 | TBS | 3 | 94.74 | Conexión |
| N5S10 | TBS | 1 | 94.74 | Conexión | |
| N5S11 | TBS | 1 | 94.74 | Conexión | |
| N4S10 | TBS | 3 | 94.74 | Conexión | |
| N4S22 | TBS | 1 | 94.74 | Nivel4 | |
| N4S32 | TBS | 1 | 94.74 | Nivel4 | |
TRANSFORMADORES S/E TEBSA
| Código UC | Código subestación | Cantidad | Relación de transformación | Porcentaje de uso Solicitado | Nivel de tensión aplica |
| N5TC4 | TBS | 2 | 220/110kV | 94.74 | Conexión |
| N5TC7 | TBS | 4 | 220/110kV | 94.74 | Conexión |
7. ANALISIS DE LA OBJECION POR ERROR GRAVE
En la comunicación radicada en la CREG bajo el número E-2006-003794 del 16 de mayo de 2006, Electricaribe expresa:
“(...) en relación con la distribución del número de módulos en cada subestación asignada a Electricaribe, objetamos por error grave el dictamen, según lo antes expresado y lo indicado en el Anexo I de esta comunicación. Sin embargo, advertimos que dicha distribución es irrelevante en la decisión en la medida en que lo determinante es el hecho de ser Electricaribe el único usuario de la Subestación, tal y como consta en la certificación emitida por Transelca y que adjuntamos en este escrito como prueba, así como en el contrato celebrado con Transelca y que obra en el expediente”.
Tiene razón la objetante acerca de que el informe técnico en lo relativo al número de módulos utilizados por la empresa en las subestaciones de conexión, es incompleto.
No obstante lo anterior, para los fines de la presente revisión tarifaria este tema es irrelevante por cuanto la Resolución CREG 082 de 2002 en el parágrafo 5o del artículo 12o establece:
“Parágrafo 5o. Si un activo de un OR se utiliza para atender usuarios finales y, a su vez, a este se conectan uno o varios transportadores, una parte del activo se remunerará mediante cargos por uso y la otra mediante cargos de conexión. Los porcentajes de participación en el uso para remunerar el activo entre quienes lo utilizan, se determinan en proporción a las demandas máximas de cada una de las partes”.
De lo anterior se concluye que si bien es cierto que en el informe técnico la determinación del número de módulos utilizados en cada subestación por Electricaribe es incompleta, para efectos del reconocimiento, la empresa debió dar cumplimiento a lo establecido en el parágrafo transcrito y ocuparse de la proporción de demanda de la subestación de la cual hace uso y declarar de esta forma los porcentajes para los activos que la componen.
En estas condiciones, aun cuando los errores imputados al informe técnico son ciertos no tienen la entidad suficiente como para incidir en la decisión, como lo reconoce la misma objetante. Como consecuencia, la objeción no está llamada a prosperar y se declarará infundada.
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 Electricaribe 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 de2001 |
| Activos Eléctricos Asociados con la Conexión al STN - CAACj | 12,978,275,832 |
| Activos de Uso del Nivel4(Líneas Radiales) - CALRj,4 | 8,454,892,805 |
| Activos de Uso del Nivel4(Líneas No Radiales) - CALNRj,4 | 41,766,930,509 |
| Activos de Uso del Nivel3- CAAEj,3 | 40,481,340,618 |
| Activos de Uso del Nivel2(Líneas Urbanas) - CAUj,2 | 18,669,968,694 |
| Activos de Uso del Nivel2(Líneas Rurales) - CARj,2 | 22,009,541,081 |
| Activos de Uso del Nivel2(Diferentes a Líneas Rurales y Urbanas) - CAOj,2 | 30,347,471,514 |
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 | 12,978,275,832 |
| Activos de Uso del Nivel4(Líneas Radiales) - CALRj,4 | 5,350,051,716 |
| Activos de Uso del Nivel4(Líneas No Radiales) - CALNRj,4 | 39,921,628,159 |
| Activos de Uso del Nivel3- CAAEj,3 | 40,481,340,618 |
| Activos de Uso del Nivel2(Líneas Urbanas) - CAUj,2 | 18,669,968,694 |
| Activos de Uso del Nivel2(Líneas Rurales) - CARj,2 | 22,009,541,081 |
| Activos de Uso del Nivel2(Diferentes a Líneas Rurale s y Urbanas ) - CAOj,2 | 30,347,471,514 |
Que como consecuencia de lo anterior, se considera procedente modificar la Resolución CREG 103 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 103 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 los Niveles de Tensión 3 y 2 de los STR y SDL operados por la Electrificadora del Caribe S. A., E.S.P., Electricaribe;
RESUELVE:
ARTÍCULO 1o. Declarar infundada la objeción por error grave presentada por la Electrificadora del Caribe S. A., E.S.P mediante comunicación con radicación CREG E-2006-003794 del 16 de mayo de 2006.
ARTÍCULO 2o. Modificar el artículo 1o de la Resolución CREG 055 de 2003, modificado a su vez por la Resolución CREG 103 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 del Caribe S. A., E.S.P.- Electricaribe, será el siguiente:
| Costo Anual | Pesos colombianos de diciembre de 2001 |
| CAj,4 | 54,599,831,049 |
ARTÍCULO 3o. Modificar el artículo 2o de la Resolución CREG 055 de 2003, modificado a su vez por las Resoluciones CREG 103 de 2005 y CREG 112 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 del Caribe S. A., E.S.P. será el siguiente:
| Costo Anual | Pesos colombianos de diciembre de 2001 |
| CACj | 15,606,212,519 |
ARTÍCULO 4o. Modificar el artículo 3o de la Resolución CREG 055 de 2003, modificado a su vez por la Resolución CREG 103 de 2005 el cual 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 del Caribe 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 de 2001
| AÑO | CDj,3 | CDj,2 |
| 2006 | 19.4786 | 28.5461 |
| 2007 | 19.4547 | 28.5073 |
PARÁGRAFO. De conformidad con lo establecido en el Numeral 2 del Anexo No 4 de la Resolución CREG 082 de 2002, los Cargos Máximos de que trata el presente Artículo serán liquidados y facturados por el OR a cada uno de los Comercializadores que atienden Usuarios Finales conectados a su sistema en los Niveles de Tensión 3 y 2, y a los OR que tomen energía de su sistema en los mismos niveles de tensión. Estos cargos serán igualmente liquidados y facturados respecto de la demanda de los usuarios de Nivel de Tensión 1 referida al Nivel de Tensión 3 o 2, según el caso, como se deriva de lo establecido en el literal d. Numeral 4 del Anexo No 4 de la Resolución CREG 082 de 2002”.
ARTÍCULO 5o. Modificar el artículo 7o de la Resolución CREG 103 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 8.1 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 de 2001
| AÑO | CDj,3 | CDj,2 |
| 2006 | 20.7123 | 28.5461 |
| 2007 | 20.6869 | 29.9469 |
($ / kWh) Pesos de diciembre de 2001
| AÑO | Redes | Aéreas | Redes | Subterráneas |
| CDAIj,1 | CDAMj,1 | CDSIj,1 | CDSMj,1 | |
| 2006 | 19,1256 | 3,0019 | 24,9538 | 0,0438 |
| 2007 | 7,9847 | |||
2. Reconózcase, transitoriamente, un Costo Anual por el uso de los activos del Nivel de Tensión 4 operados por la Electrificadora del Caribe S. A., E.S.P., conforme se define a continuación:
| Costo Anual | Pesos colombianos de diciembre de 2001 |
| CAj,4 | 54,982,509,362 |
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 los Activos de Conexión al STN operados por la Electrificadora del Caribe S. A., E.S.P., conforme se define a continuación:
| Costo Anual | Pesos colombianos de diciembre de 2001 |
| CACj | 15,702,547,891 |
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 6o. La Electrificadora del Caribe 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 055 de 2003 modificada por las Resoluciones CREG 074, 103 y 112 de 2005.
ARTÍCULO 7o. Los cargos aprobados en esta Resolución se podrán aplicar a partir del mes siguiente al de aceptación por la Electrificadora del Caribe 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 té rmino los cargos continuarán rigiendo mientras la Comisión no fije unos nuevos.
ARTÍCULO 8o. La presente resolución deberá notificarse a la Electrificadora del Caribe S. A., E.S.P., y a Transelca S. A., E.S.P y publicarse en el Diario Oficial y comunicarse a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios para los fines previstos en la parte motiva de esta resolución. 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.
