RESOLUCIÓN 65 DE 2017

(junio 8)

Diario Oficial No. 50.397 de 25 de octubre de 2017

COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS

Por la cual se actualiza la base de activos de Intercolombia S. A. E.S.P. y se modifican los parámetros necesarios para considerar su remuneración en el Sistema de Transmisión Nacional.

LA COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS,

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

CONSIDERANDO QUE:

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

Mediante la Resolución CREG 022 de 2001, modificada por las Resoluciones CREG 085 de 2002, 093 de 2007, 147 de 2011 y 064 de 2013, entre otras, la CREG estableció los principios generales y los procedimientos para la preparación del plan de expansión de referencia del Sistema de Transmisión Nacional (STN), y se estableció la metodología para determinar el ingreso regulado por concepto del uso de este sistema, y dispuso que la expansión del STN se haga mediante la ejecución, a mínimo costo, de los Proyectos del Plan de Expansión de Transmisión de Referencia, por parte de los inversionistas que resulten seleccionados en procesos que estimulen y garanticen la libre competencia.

En la Resolución CREG 011 de 2009 se estableció la metodología y fórmulas tarifarias para la remuneración de la actividad de transmisión de energía eléctrica en el Sistema de Transmisión Nacional.

Mediante la Resolución CREG 177 de 2013, modificada por las Resoluciones CREG 167 de 2014 y 086, 169 y 233 de 2015, se aprobó la base de activos y los parámetros necesarios para determinar la remuneración de Intercolombia S. A. E.S.P., en el Sistema de Transmisión Nacional.

De acuerdo con el artículo 7o de la Resolución CREG 011 de 2009 el Ingreso Anual del Transmisor (IAT), “(…) solo se ajustará si la CREG llegare a modificar los valores de las Unidades Constructivas, cuando se modifique el valor del AOM reconocido o cuando, en cumplimiento de la regulación vigente, se excluyan Activos de Uso en operación, ingresen nuevos Activos de Uso o se reemplacen las Unidades Constructivas instaladas por otras de clasificación diferente de acuerdo con lo establecido en el artículo 6o de la presente resolución”.

Intercolombia S. A. E.S.P., mediante la comunicación con Radicado CREG E2017- 000272, solicitó a la Comisión la actualización del ingreso anual de la actividad de transmisión, por cambios en las Unidades Constructivas (UC), de la Subestación Cuestecitas, con ocasión de la conexión de nuevos activos objeto de la Convocatoria UPME STR 01-2015.

Mediante la comunicación con Radicado CREG E2017-004344, Intercolombia informa de la entrada en operación, a partir del 26 de abril de 2017, de la ampliación y la reconfiguración de la Subestación Urabá, y solicitó a la Comisión la actualización del ingreso anual de la actividad de transmisión, por las nuevas unidades constructivas.

Mediante auto del 16 de mayo de 2017, la Comisión dio inicio a la actuación administrativa tendiente a actualizar el ingreso anual de la actividad de transmisión de Intercolombia S. A. E.S.P., con base en las dos solicitudes mencionadas y ordenó la apertura del respectivo expediente.

En cumplimiento de lo dispuesto en el artículo 37 del Código de Procedimiento Administrativo y de lo Contencioso Administrativo, un resumen de la actuación administrativa iniciada se publicó en la página de Internet de la Comisión y en el Diario Oficial, acto que fue informado a la empresa mediante Comunicación CREG S-2017- 002267. Para esta actuación se abrió el Expediente 2017-0111.

A. Solicitud

1. Subestación Cuestecitas

Intercolombia S. A. E.S.P., en la comunicación CREG E2017-000272 manifiesta:

Como resultado de la ejecución del Proyecto UPME STR 01 - 2015 a cargo de EPSA, se presentan cambios en las unidades constructivas existentes en la Subestación Cuestecitas 220 kV, representadas por Intercolombia y para las cuales se solicita el ajuste en la Base de Activos Regulada y aprobada por la Comisión. A continuación, exponemos las razones que evidencian el ajuste:

- Las obras asociadas al diseño, adquisición de los suministros, construcción, operación y mantenimiento de ampliaciones en la subestación Cuestecitas 220/110 kV, en el departamento de La Guajira, tienen su origen en el Plan de Expansión de Referencia Generación - Transmisión 2014-2028 que incluyó dentro de los proyectos aprobados para el STR el “incremento de la capacidad de transformación en Cuestecitas”. Dicho plan fue adoptado mediante resolución del Ministerio de Minas y Energía 40029 de 9 de enero de 2015 y el Proyecto UPME STR 01 - 2015 fue declarado como proyecto urgente según Resolución UPME 228 de 2015, y para él se definió como fecha de entrada en operación el 30 de noviembre de 2016.

- La convocatoria asociada con el proyecto contempló, entre otras, la construcción de una nueva bahía de transformación a 220 kV y el reemplazo del transformador existente de 220/110 kV - 60 MVA por un nuevo de 100 MVA. Para llevar a cabo estas obras, EPSA determinó que para la conexión de las dos bahías de transformación, el punto de conexión de proyecto sería el barraje AIS 220kV, lo cual fue informado a la UPME mediante comunicación de EPSA enviada con cítese 201600002592 del 8 de febrero de 2016 (anexa a esta comunicación). Con la conexión de las dos bahías de transformación mencionadas, la Subestación Cuestecitas 220kV pasa de 5 a 7 bahías, cambiando por tanto el tipo de subestación de Tipo 1 a Tipo 2, de acuerdo con la regulación vigente.

- En comunicación enviada por Intercolombia con cítese 201577002323-1 del 26 de mayo de 2015, pusimos en conocimiento de la UPME, la ausencia de reservas en la protección diferencial de barras de la Subestación Cuestecitas 220kV. Esta información hace parte integral de los DSI de la convocatoria, de modo tal que el cambio de la protección diferencial de barras, para poder permitir la conexión del Proyecto UPME STR 01 - 2015, se convierte de obligatorio cumplimiento para la empresa transmisora propietaria del punto de conexión donde se conectaría dicho proyecto, esto es, Intercolombia.

- Esta situación fue conocida por EPSA durante la convocatoria, quien, por tratarse de obras en el STN, solicitó a Intercolombia el cambio urgente de la protección diferencial de barra para admitir las dos nuevas bahías y agilizar la entrada en operación del proyecto del STR.

- Es así como hoy, en virtud del cambio de protección diferencial de barras, declarado por parte de Intercolombia a XM Compañía de Expertos en Mercados S. A. E.S.P., mediante Comunicación 201677004969-1 de octubre 31 de 2016 (anexa a esta comunicación), se cuenta con una protección diferencial tipo 7SS5220 de Siemens, numérica con capacidad de 18 bahías, tipo distribuida.

- Dando cumplimiento a lo establecido en el artículo 6o de la Resolución CREG 011 de 2009, solicitamos a la UPME su concepto sobre el cambio en la protección diferencial de barras realizado por Intercolombia para permitir la conexión de las dos bahías de transformación mencionadas.

- En respuesta a lo anterior, mediante Comunicación UPME 20161520052491 del 23 de diciembre de 2016 (anexa a esta comunicación), dicha Unidad informa que después de realizar el cálculo del valor presente de los beneficios, dados por la disminución de energía no suministrada ante contingencias, y calculado el valor presente de los costos, valorados con UC de la Resolución CREG 011 de 2009, encontró que tras la actualización de la Unidad Constructiva asociada al cambio de la Protección Diferencial de Barras en la subestación Cuestecitas 220 kV, el proyecto mantiene una relación Beneficio/Costo superior a 1, informando además que la UC reconocida actualmente es la SE240 y que la UC a reconocer es la SE241.

De acuerdo con lo anterior, y conforme lo dispuesto en la Resolución CREG 011 de 2009, artículo 7o “Ingreso Anual”, Intercolombia atentamente solicita a la Comisión actualizar la base de activos aprobada a la empresa, el IAT y el CRE correspondiente, modificando la siguiente Unidad Constructiva:

Unidad Constructiva a retirar:

Subestación	UC	Descripción	Configuración	PU
Cuestecitas	SE240	Diferencial de Barras - Tipo 1	BPT	1,00000

Unidad Constructiva a adicionar:

Subestación	UC	Descripción	Configuración	PU
Cuestecitas	SE241	Diferencial de Barras - Tipo 2	BPT	1,00000

Como lo manifiesta Intercolombia en su comunicación, la nueva protección diferencial entró en operación comercial en octubre de 2016.

2. Subestación Urabá

Intercolombia S. A. E.S.P., en la Comunicación CREG E2017-004344 manifiesta:

El pasado 25 de abril de 2017, mediante comunicación radicada con número 201777002149-1 - ITCO, dirigida a la Dirección Planeación de la Operación de la Compañía de Expertos en Mercados S. A. E.S.P. -XM, declaramos en explotación comercial el proyecto de Ampliación de una Bahía de Transferencia en la Subestación Urabá 230 kV, a partir de las 00:00 horas del 26 de abril de 2017, cumpliendo con lo establecido en el artículo 1o de la Resolución del Ministerio de Minas y Energía número 41152, que estableció como fecha de puesta en servicio el día 30 de abril de 2017.

En virtud de lo anterior y conforme lo dispuesto en el artículo 7o de la Resolución CREG 011 de 2009, solicitamos a la Comisión la actualización de la base de activos aprobada a la empresa, el IAT, y el CRE correspondiente, incluyendo, además de la Bahía de Transferencia mencionada, el cambio de las unidades constructivas que se ajustan por la reconfiguración de la subestación, de Barra Sencilla a Barra Principal + Transferencia, según se indica en la siguiente tabla:

La nueva Unidad Constructiva a ser reconocida por Ampliación, es la siguiente:

Unidad Constructiva	Vida Útil	Código	Cantidad
Bahía de Transferencia - BPT	30 años	SE220	1

Adicionalmente, con la reconfiguración de la Subestación Urabá 230 kV, se solicita actualizar las siguientes Unidades Constructivas:

Unidad Constructiva	Código Actual	Código Nuevo	Cantidad
Bahía de Línea a Urrá	SE201	SE203	1
Módulo de Barraje	SE229	SE230	1
Diferencial de Barras	SE239	SE240	1

Solicitamos igualmente a la Comisión, dejar explícito en la resolución correspondiente, el reconocimiento del nuevo ingreso, a partir del primer día del mes siguiente a la fecha de entrada en operación del proyecto, esto es, el 1 de mayo de 2017, (…).

B. Análisis de las solicitudes

1. Subestación Cuestecitas

En cuanto a la solicitud del cambio de unidades constructivas del STN en la subestación Cuestecitas, ocasionadas por la conexión del proyecto objeto de la Convocatoria UPME STR 01-2015, se trascriben a continuación algunos apartes de la Resolución CREG 024 de 2013, relacionada con los procedimientos para la expansión en los Sistemas de Transmisión Regionales (STR), mediante procesos de selección.

El parágrafo 1 del artículo 12 de la Resolución CREG 024 de 2013 señala:

PARÁGRAFO 1. Los OR o los TN cuyos activos tengan relación con los proyectos involucrados en la expansión del STR, deben entregar la información solicitada por el Seleccionador, con el fin de aclarar las condiciones de conexión al SIN, y dejar explícita la autorización de los puntos de conexión. La información suministrada deberá mantenerse en el momento de ejecutar la conexión por parte del Proponente seleccionado. Los costos asociados a la conexión del proyecto, diferentes a arriendos o construcción de activos, se considerarán incluidos dentro de la remuneración de las actividades de transmisión y distribución de los agentes existentes y, por lo tanto, no deberán incluirse dentro de la oferta que presente el Proponente.

De otra parte, el artículo 13 de la misma resolución establece:

Artículo 13. Ingreso Anual Esperado (IAE). La oferta económica del Proponente, deberá corresponder a un Ingreso Anual Esperado, expresado en pesos constantes del 31 de diciembre del año anterior a la fecha de presentación de la propuesta, y para cada uno de los años del Periodo de Pagos del proyecto.

El IAE deberá reflejar los costos asociados con la preconstrucción (incluyendo diseños, servidumbres, estudios, licencias ambientales y demás permisos o coordinaciones interinstitucionales) y construcción (incluyendo la interventoría de la obra y las obras que se requieran para la viabilidad ambiental del proyecto), el costo de oportunidad del capital invertido y los gastos de administración, operación y mantenimiento correspondientes. Adicionalmente, el IAE presentado por el Proponente, cubrirá toda la estructura de costos y de gastos en que incurra el Proponente seleccionado, en desarrollo de su actividad y en el contexto de las leyes y la reglamentación vigente.

El Proponente, con la presentación de su oferta, acepta que el IAE remunera la totalidad de las inversiones correspondientes al respectivo proyecto y su operación, por tal razón asumirá la responsabilidad y el riesgo inherentes a la ejecución y explotación del proyecto, de conformidad con lo establecido en el artículo 85 de la Ley 143 de 1994.

PARÁGRAFO. Dado que el AOM hace parte del IAE, los OR adjudicatarios deberán registrar en forma separada en su contabilidad los costos y gastos asociados a los proyectos adjudicados mediante Procesos de Selección, diferenciándolos de los costos y gastos remunerados a través de la metodología vigente de la actividad de distribución.

De acuerdo con los textos citados, un interesado en ejecutar proyectos del STR debe conocer al momento de presentación de su propuesta los costos y las condiciones para la conexión del nuevo proyecto a las redes existentes, ya sean estas del STN o del STR. Además, de acuerdo con lo previsto en el artículo 13 de la Resolución CREG 024 de 2017, se entiende que la oferta presentada por el proponente incluye todos los costos, dentro de los cuales están los requeridos para conectar el proyecto a los activos existentes y las posibles adecuaciones de estos últimos, si fuere necesario.

En relación con lo anterior, se citan en seguida algunas de las especificaciones del proyecto contenidas en el Anexo 1 de los documentos de selección de la Convocatoria UPME STR 01-2015:

2. DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO

El proyecto consiste en el diseño, adquisición de los suministros, construcción, pruebas, operación y mantenimiento de las siguientes obras:

i. Instalación de un nuevo transformador 220/110 kV de 100 MVA en la subestación Cuestecitas, jurisdicción de Cuestecitas, Albania-La Guajira.

ii. Instalación de una (1) nueva bahía de transformación a 220 kV y de una nueva bahía de transformación a 110 kV kV para la conexión del nuevo transformador 220/110 kV – 100 MVA, del numeral i, en la Subestación Cuestecitas, jurisdicción de Cuestecitas, Albania-La Guajira.

iii. Extensión de los barrajes a 220 kV y 110 kV, y/o conexiones a los mismos, para la instalación de las bahías de 220 kV y 110 kV referidas en el numeral ii, junto con los equipos de protección y adecuaciones físicas y eléctricas necesarias en la Subestación Cuestecitas, jurisdicción de Cuestecitas, Albania- La Guajira.

iv. Reemplazar el existente transformador 220/110 kV – 60 MVA por un nuevo transformador 220/110 kV – 100 MVA en la Subestación Cuestecitas, jurisdicción de Cuestecitas, Albania-La Guajira.

v. De ser necesario, adecuaciones y/o cambio de equipos requeridos en las existentes bahías transformación de 220 kV y 110 kV que permitan el correcto funcionamiento del reemplazo señalado en el numeral iv.

(…)

xiii. Todos los elementos adicionales necesarios para la construcción, operación y mantenimiento de las obras, como por ejemplo sistemas de control, protecciones, comunicaciones e infraestructura asociada, sin limitarse a estos.

(…)

2.1 Descripción de Obras en las Subestaciones:

2.1.1 En la Subestación Cuestecitas:

El inversionista seleccionado, deberá hacerse cargo de la adquisición del lote (en caso de ser necesario), el diseño y la construcción de las obras descritas en el numeral 2, incluyendo los espacios de reserva definidos. Los equipos a instalar podrán ser convencionales o GIS (tomado de la primera letra del nombre en inglés “Gas Insulated Substations”, Subestaciones aisladas en gas SF6), o una solución híbrida, de tipo exterior o interior según el caso, cumpliendo con la normatividad técnica aplicable y todos los demás requisitos establecidos en los DSI.

Las bahías de transformación a 220 y 110 kV tendrá la misma configuración de la Subestación existente donde se conecte. En 220 kV existe la Subestación Cuestecitas una parte en configuración barra principal y transferencia, responsabilidad de Intercolombia, y otra parte en configuración encapsulada barra doble, responsabilidad de Transelca. En 110 kV existe la Subestación Cuestecitas en configuración encapsulada doble barra, responsabilidad de Electricaribe.

El inversionista seleccionado, resultante de la presente Convocatoria Pública, deberá hacerse cargo de la extensión de los barrajes a 220 kV y a 110 kV (de ser necesario), para la conexión de las nuevas bahías del transformador 220/110 kV a instalar, junto con los equipos de protección y adecuaciones físicas y eléctricas necesarias. Toda la infraestructura utilizada para ampliar el barraje a 220 kV y/o 110 kV, deberá tener una capacidad de corriente, y demás características técnicas, igual o superior al barraje existente. Además deberá realizar las adecuaciones requeridas en las bahías de transformación 220 kV y 110 kV existentes, para el reemplazo del módulo de transformación señalado en el numeral 2 del presente documento.

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

(…)

4.1.2 Conexiones con Equipos Existentes

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

(…)

4.4.3 Estudios del Sistema

El inversionista seleccionado deberá presentar al Interventor los estudios eléctricos que permitan definir los parámetros útiles para los diseños básicos y detallados; se destacan como mínimo la elaboración de los siguientes documentos técnicos y/o memorias de cálculo en lo que aplique:

(…)

– Estudios de coordinación de protecciones.

(…)

– Ajustes de relés de protecciones, dispositivos de mando sincronizado y registradores de fallas. (Los subrayados no hacen parte del texto original).

Como se observa en los textos citados, la responsabilidad del proponente, relacionada con las protecciones y las adecuaciones físicas y eléctricas necesarias para que el proyecto se conecte al STN y opere con las condiciones de seguridad y confiabilidad requeridas, se menciona en varias partes de los documentos de selección. Es decir, el proponente debía tenerla en cuenta en su oferta y, como se mencionó arriba, se entiende que el ingreso anual esperado presentado en su propuesta contenía los posibles costos adicionales por las adecuaciones, cambios de equipos o instalaciones necesarias para ello.

2. Subestación Urabá

En cuanto a la solicitud de las unidades constructivas en la Subestación Urabá con ocasión de la reconfiguración de esta subestación, se trascribe el artículo 6o de la Resolución CREG 022 de 2001, en la forma como fue modificado por la Resolución CREG 147 de 2011:

Artículo 6o. Ampliaciones de las Instalaciones del STN que se encuentren en servicio. Los proyectos consistentes en la ampliación de las instalaciones del STN que se encuentren en operación, tales como:

a) montaje de nuevos circuitos sobre estructuras existentes, junto con los activos requeridos para su conexión al STN;

b) cambio en la configuración de subestaciones existentes;

c) montaje de nuevas bahías de transformador con tensión igual o superior a 220 kV que utilice un Operador de Red para conectarse al STN en subestaciones con configuración de anillo o de interruptor y medio;

Harán parte del Plan de Expansión de Referencia, de acuerdo con lo dispuesto en el artículo 3o de la presente resolución y en esta medida su ejecución podrá ser objetada. De ser incluida la respectiva ampliación en el Plan de Expansión de Referencia, será desarrollada por el transmisor que representa ante el Liquidador y Administrador de Cuentas (LAC), los activos objeto de la ampliación. En caso que el transmisor no desee desarrollar el proyecto, se adelantará un proceso que garantice la libre concurrencia en condiciones de igualdad, cumpliendo con las disposiciones establecidas en el artículo 4o de la presente resolución.

PARÁGRAFO 1. Para su remuneración, los activos construidos como ampliaciones del STN se reclasificarán según las “Unidades Constructivas” que se hayan definido, cuando este fuere el caso, y se adicionarán aquellas cuya construcción fue necesaria para conectar la ampliación al STN y se aplicará la metodología vigente para la remuneración de la actividad de transmisión.

(…)

PARÁGRAFO 4. Una vez aprobado el Plan de Expansión de Referencia, la UPME informará al transmisor que representa los respectivos activos sobre los proyectos de ampliación incluidos y la fecha definida en el Plan para la puesta en operación. El transmisor deberá manifestar por escrito a la UPME, dentro del término que esta le señale, si desea desarrollar el respectivo proyecto de ampliación de sus activos, caso en el cual se obligará a ponerlo en operación en la fecha definida en dicho Plan.

(…)

De acuerdo con lo previsto en el artículo citado, el cambio de la configuración de la Subestación Urabá, la cual pasa de barra sencilla a barra principal y transferencia, se considera como una ampliación y, por lo tanto, puede ser ejecutado “por el transmisor que representa ante el Liquidador y Administrador de Cuentas (LAC), los activos objeto de la ampliación”.

Como se observa en las comunicaciones anexas a la solicitud de Intercolombia, en respuesta a la solicitud de la UPME, el transmisor manifestó su interés en ejecutar la reconfiguración de la subestación y, en efecto, la llevó a cabo, la cual entró en operación comercial el 26 de abril de 2017.

Con respecto a la solicitud de reconocer los nuevos ingresos a partir del primer día del mes siguiente a la fecha de entrada en operación del proyecto, se hace referencia al parágrafo 1 del artículo 6o de la Resolución CREG 022 de 2001, donde se señala que para remunerar las ampliaciones se aplicará la metodología vigente para la remuneración de la actividad de transmisión.

Al respecto, en el artículo 21 de la Resolución CREG 011 de 2009, que desarrolla la metodología vigente para la actividad de transmisión, se establece:

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

De lo cual se entiende que la CREG debe aprobar la modificación de la base de activos y los nuevos cargos se empiezan a aplicar a partir del mes siguiente a esta aprobación.

C. Propuesta

A partir de lo antes mencionado se concluye que las obras adicionales en la Subestación Cuestecitas, que surgen con ocasión de la conexión del proyecto objeto de la Convocatoria UPME STR 01-2015, hacen parte de las adecuaciones especificadas en los documentos de selección de esta convocatoria y su responsabilidad estaba a cargo del adjudicatario.

Por lo tanto, y dado que se cambió la unidad constructiva, se propone modificar la base de activos de Intercolombia sustituyendo la unidad constructiva “SE240 Diferencial de Barras - Tipo 1” por la “SE241 Diferencial de Barras - Tipo 2”, pero reconocer solamente el 66,67% de su valor, con lo cual se mantiene el mismo valor que se está remunerando al transmisor.

Con respecto a la reconfiguración de la Subestación Urabá, en la base de activos se adicionará la bahía de transferencia y se modificarán tres de las unidades que se están reconociendo en esa subestación, pasándolas de configuración barra sencilla a configuración barra principal y transferencia.

Con base en los análisis efectuados, los ajustes que se proponen y aplicando la metodología contenida en la Resolución CREG 011 de 2009 se propone modificar la base de activos y actualizar el ingreso anual de la actividad de transmisión de Intercolombia SA. E.S.P., por el cambio de la unidad constructiva en la subestación Cuestecitas, 220 kV, y la reconfiguración de la Subestación Urabá, 230 kV.

Teniendo en cuenta lo anterior, a partir de la aplicación de la metodología contenida en la Resolución CREG 011 de 2009, se calculan las siguientes variables principales:

La Comisión de Regulación de Energía y Gas, en su Sesión número 781 del 8 de junio de 2017, aprobó actualizar la base de activos de Intercolombia S. A. E.S.P., y expedir la presente resolución,

RESUELVE:

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

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

No.	Subestación	UC	PU
523	Cuestecitas	SE241	0,66667
524	Urabá	SE203	1,00000
525	Urabá	SE220	1,00000
526	Urabá	SE230	1,00000
527	Urabá	SE240	1,00000

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

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

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

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

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

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

ARTÍCULO 4o. La presente resolución deberá notificarse al representante legal de la empresa Intercolombia S. A. E.S.P. Contra lo dispuesto en este acto procede el recurso de reposición, el cual se podrá interponer ante la Dirección Ejecutiva de la CREG dentro de los cinco (5) días hábiles siguientes a la fecha de su notificación.

Notifíquese, publíquese y cúmplase.

Dada en Bogotá, D. C., a 8 de junio de 2017.

La Presidenta,

RUTTY PAOLA ORTIZ JARA,

Viceministra de Energía Delegada del Ministro de Minas y Energía.

El Director Ejecutivo,

GERMÁN CASTRO FERREIRA