RESOLUCIÓN 123 DE 2005

(diciembre 20)

Diario Oficial No. 46.138 de 31 de diciembre de 2005

COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS

Por la cual se decide sobre una solicitud de revisión del costo anual por el uso de los activos del nivel de tensión 4 de la Empresa de Energía del Pacífico S.A. E.S.P.

LA COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS,

en ejercicio de sus atribuciones 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:

I. ANTECEDENTES

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

2. Que mediante la Resolución CREG-042 de 2003 se aprobaron el Costo Anual por el uso de los Activos del Nivel de Tensión 4 y el Costo Anual de los Activos de Conexión al Sistema de Transmisión Nacional (STN) de los Sistemas de Transmisión Regional (STR), y los Cargos Máximos de los Niveles de Tensión 3, 2 y 1 del Sistema de Distribución Local (SDL), operados por la Empresa de Energía del Pacífico S.A. E.S.P.

3. Que mediante la Resolución CREG-053 de 2004 se modificó el Costo Anual por el uso de los Activos del Nivel de Tensión 4, aprobado a la Empresa de Energía del Pacífico S.A. E.S.P. mediante la Resolución CREG 042 de 2003.

4. Que la Empresa de Energía del Pacífico S.A. E.S.P. –EPSA S.A. E.S.P.–, mediante comunicación radicada bajo el No. CREG E-2003-0007546 del 8 de agosto de 2003, solicitó a la Comisión, aclaración sobre algunos activos del nivel de tensión 4 excluidos en la aprobación de cargos por uso mediante la metodología establecida en la Resolución CREG 082 de 2002; correspondientes a dos (2) bahías de línea de las líneas Pance-Santander 115 kV, los sistemas de control de las subestaciones San Luis y Aguablanca y, el sistema de control y módulo común en la subestación San Marcos.

5. Que mediante comunicación CREG S-2003-002872 del 26 de agosto de 2003, la Comisión le aclara a EPSA S.A. E.S.P. las inquietudes presentadas en el reconocimiento de los activos de nivel de tensión 4 descritos en el punto anterior.

6. Que EPSA S.A. E.S.P., mediante comunicación radicada bajo el No. CREG E-2003-009469 del 10 de octubre de 2003, reitera la solicitud d e revisión de las consideraciones expuestas por la CREG por la no inclusión de las unidades constructivas del nivel de tensión 4 correspondientes a las dos (2) bahías de línea de las líneas Pance-Santander 115 kV, los sistemas de control de las subestaciones San Luis y Aguablanca y el sistema de control y módulo común en la subestación San Marcos, en el ingreso anual del STR aprobado a la empresa.

 7. Que EPSA S.A. E.S.P., mediante comunicación radicada bajo el No. CREG E-2003-010429 del 13 de noviembre de 2003, solicita a la CREG y a la UPME se estudie la inclusión de activos de nivel de tensión 4 conforme a lo establecido en el Artículo 6 de la Resolución CREG 082 de 2002, la actualización de los cargos del STR con base en los siguientes cuatro (4) casos presentados por EPSA:

Caso 1: Activos de Conexión que existían al momento de aprobación de cargos pero no están incluidos en al cargo del STR de EPSA reconocido por la CREG. Incluye la unidad constructiva Sistema de Control de las subestaciones San Luis y Aguablanca.

Caso 2: Activos de Propiedad de EPSA ESP que quedaron incluidos en el cargo del STR de Cedelca. Incluye las dos bahías de línea de 115 kV en la subestación Pance.

Caso 3: Activos que entraron en operación durante el año 2003. Incluye los activos diferencial de barras en la subestación Juanchito; diferencial de barras en la subestación Bajo Anchicayá; diferencial de barras en la subestación Calima; diferencial de barras en la subestación Meléndez, dos bahías de línea, módulo de barraje, módulo diferencial de barras, sistema de control, módulo común en la subestación Papeles del Cauca y acople de barras en la subestación Tuluá.

Caso 4: Reclasificación de los activos de conexión en el lado de alta de la transformación 220/115 kV en la subestación Yumbo ISA 220 kV.

8. Que mediante comunicación CREG S-2003-003772 del 2 de diciembre de 2003, la Comisión se manifiesta respecto a la solicitud presentada por EPSA S.A. E.S.P. en los cuatros (4) casos descritos en el punto anterior, señalando que para el “Caso 3”, se aplicará lo establecido en el artículo 6o de la Resolución CREG 082 de 2002 y para los Casos 1, 2, y 4 se solicitó la conformidad de la Empresa para dar inicio a un procedimiento de revisión de acuerdo con lo previsto en el Artículo 126 de la Ley 142 de 1994.

9. Que EPSA S.A. E.S.P. mediante comunicación radicada bajo el No. CREG E-2003-011492 del 22 de diciembre de 2003, manifiesta su conformidad para que la solicitud de inclusión de activos del nivel de tensión 4 sea atendida de acuerdo con el Artículo 126 de la Ley 142 de 1994.

10. Que mediante comunicación CREG S-2004-001170 del 3 de mayo de 2004, la Comisión solicita a EPSA S.A. E.S.P. precisar el objeto de la solicitud de modificación de cargos, ya que considera que existe nueva información que hace necesario dicho requerimiento. Dicha información corresponde al tema incluido en el “Caso 4” respecto a la clasificación de las bahías de transformación en la subestación Yumbo, el cual fue aclarado con ISA y al tema incluido en el “Caso 2” donde se requiere determinar si EPSA ha adelantado algún trámite con Cedelca para llegar a algún acuerdo en cuanto a la forma de remuneración de las dos bahías de línea de 115 kV de la subestación Pance.

11. Que EPSA S.A. E.S.P. mediante comunicación radicada bajo el No. CREG E-2004-004887 de junio 9 de 2004 da respuesta a la comunicación suscrita por la CREG el día 3 de mayo de 2004, donde se solicita precisar el objeto de la solicitud de modificación de cargos por uso presentada por la empresa de conformidad con lo establecido en el Artículo 126 de la Ley 142 de 1994, en los siguientes términos:

 Activos de conexión que existían al momento de aprobación de cargos pero que no están incluidos en el cargo del STR de EPSA reconocido por la CREG.

- Se solicita incluir los sistemas de control de las Subestaciones San Luis y Aguablanca dado que están operando con una excelente disponibilidad y que la CREG los excluyó en razón a que Emcali EICE ESP reportó que el sistema existía pero no estaba operando, afirmación equivocada que se desvirtúa con las pruebas que se allegan.

- Se solicita incluir el módulo común y el sistema de Control de la subestación San Marcos, dado que esta UC es completamente independiente de la subestación del mismo nombre de propiedad de ISA.

Activos de propiedad de EPSA E.S.P. que quedaron incluidos en el cargo del STR de Cedelca.

- Se solicita incluir en el ingreso de EPSA, en lugar de considerarlas en el de Cedelca, las dos (2) bahías de línea de 115 kV de propiedad de EPSA, instaladas en la subestación Pance, que conectan esta subestación con la subestación Santander ubicada en el sistema de Cedelca. EPSA considera que estos activos forman parte de su sistema dado que presentan flujos en ambos sentidos. Además señala que el cambio no tiene implicaciones en el cargo del STR global, al pertenecer EPSA y Cedelca al mismo STR.

EPSA E.S.P. informa que ha enviado comunicaciones a Cedelca solicitando la devolución de los ingresos recibidos por estos activos, por ser propiedad de EPSA, tal como consta en los contratos de construcción, sin que hasta la fecha se haya logrado un acuerdo al respecto.

12. Que EPSA S.A. E.S.P. mediante comunicación radicada bajo el No. CREG E-2004-007860 de septiembre 24 de 2004 reitera a la Comisión su solicitud de modificación de cargos, dando trámite a lo dispuesto en el Artículo 126 de la Ley 142 de 1994, para la remuneración de las Unidades constructivas del nivel de tensión 4 solicitadas en las Subestaciones San Luis, Aguablanca y San Marcos, que correspondían a los activos en funcionamiento al momento de aprobación de cargos y que no fueron incluidos.

13. Que mediante auto del 4 de noviembre de 2004, la CREG avocó el conocimiento de las presentes diligencias y ordenó a EPSA efectuar la publicación en un periódico de amplia circulación del extracto que para tales efectos se le envió en cumplimiento de lo dispuesto por los artículos 15 y 16 del Código Contencioso Administrativo.

14. Que mediante radicado CREG E-2004-009264 de noviembre 16 de 2004, la Empresa de Energía del Pacífico S.A. E.S.P. envió copia de la publicación ordenada, la cual se divulgó en el periódico El Tiempo del 12 de noviembre de 2004.

15. Que mediante comunicación CREG S-2005-000153 de enero 24 de 2005, la Comisión informa a Cedelca S.A. E.S.P. sobre el inicio de la actuación administrativa, para que pueda hacerse parte en esta actuación y hacer valer sus derechos, teniendo en cuenta que EPSA pretende la modificación del Costo Anual por el uso de los Activos de Nivel de Tensión 4, para que se incluyan, entre otros, las dos bahías de línea de 115 kV Pance – Santander, que actualmente se están remunerando a Centrales Eléctricas del Cauca S.A. E.S.P.

16. Que mediante auto del 7 de abril de 2005, se decretaron pruebas consistentes en la solicitud de información relativa a los flujos de energía transportados por las líneas de 115 kV Pance-Santander y a los elementos que constituyen las unidades constructivas Módulo Común en la subestación San Marcos y Sistemas de Control en las subestaciones San Luis, Aguablanca y San Marcos.

17. Que me diante auto del 7 de junio de 2005 se decretó una visita de campo a las subestaciones San Luis y Aguablanca y la realización de una evaluación técnica, con el objeto de determinar la existencia y operabilidad de los sistemas de control ubicados en las citadas subestaciones.

18. Que mediante auto del 1o de agosto de 2005 se decidió ampliar el objeto de la actuación administrativa para determinar si eventualmente se deben modificar los costos anuales por el uso de los activos de Nivel de Tensión 4 aprobados a Cedelca, mediante Resolución CREG – 047 de 2003.

19. Que mediante auto del 16 de diciembre de 2005 se decidió separar del expediente que contiene la presente actuación administrativa la solicitud de EPSA relacionada con los activos constituidos por dos (2) bahías de línea de 115 kV Pance-Santander, ubicadas en la subestación Pance, remuneradas actualmente a Cedelca S.A. E.S.P. con la cual se formó un expediente separado para continuar la respectiva actuación administrativa tendiente a decidir dicha solicitud.

La Empresa de Energía del Pacífico S.A. E.S.P. invoca para la revisión de cargos, el Artículo 126 de la Ley 142 de 1994, bajo la figura del error grave en el cálculo relativo al no reconocimiento de los activos de nivel de tensión 4 sistemas de control en las subestaciones San Luis y Aguablanca y módulo común y sistema de control en la subestación San Marcos 115 kV.

II. ANALISIS DE LOS FUNDAMENTOS DE LA SOLICITUD

A continuación se analizan los argumentos de la solicitud de modificación del costo anual por el uso de los activos de nivel de tensión 4.

1. INCLUSIÓN DE LOS SISTEMAS DE CONTROL EN LAS SUBESTACIONES SAN LUIS Y AGUABLANCA.

La Empresa de Energía del Pacífico S. A. E.S.P. solicita la inclusión de los sistemas de control ubicados en las subestaciones San Luis y Aguablanca que no fueron reconocidos por la Comisión en la decisión de aprobación de costos expedida con fundamento en la resolución CREG 082 de 2002, ya que según información suministrada por Emcali, que reportó estos mismos activos, estos se encontraban instalados pero no operativos. Lo anterior por cuanto que la metodología establecida en el Anexo 1 de la Resolución CREG 082 de 2002 establece que:

“...No se deben considerar las unidades constructivas asociadas con líneas “normalmente abiertas”, o con activos que usualmente no son utilizados en la prestación del servicio”

Teniendo en cuenta la información suministrada por Emcali, dichos activos no fueron reconocidos dentro del cálculo de los cargos de EPSA.

La Empresa de Energía del Pacífico S.A. E.S.P. argumenta que estos activos deben ser reconocidos por la Comisión dado que ya se encontraban en operación y disponibles en el año 2001.

Pruebas Practicadas

Mediante auto del día 7 de abril de 2005, la Dirección Ejecutiva solicitó a la Empresa de Energía Del Pacífico S. A. E.S.P., suministrar en forma completa, la información referente a la existencia de los elementos que constituyen la unidad constructiva Sistema de Control (UC N4S37) en las subestaciones San Luis y Aguablanca.

Mediante comunicación, con radicación E-2005-002846 de abril 18 de 2005, EPSA respondió la solicitud de información formulada por la Dirección Ejecutiva con los siguientes resultados:

“Elementos existentes en la Unidad Constructiva N4S37 en las Subestaciones indicadas.

UNIDAD CONSTRUCTIVA N4S37

Subestación	Elemento Sistema de Control
Nombre	1	2	3	4	5	6	7
San Luis (SLU)	x	x	x	x	x	x	x
Aguablanca (AGU)	x	x	x	x	x	x	x

1. Sistema de Procesamiento Local

2. Interface de usuario

3. Red LAN-Sistema Distribuido

4. Protocolo de comunicaciones Local y Remota

5. Referencia de tiempo, GPS

6. Mobiliario Local

7. Impresora.

Mediante auto del día 7 de junio de 2005, la Dirección Ejecutiva ordenó la realización de una evaluación técnica mediante una visita de campo a las subestaciones San Luis y Aguablanca, con el objeto de determinar la existencia y operabilidad de los sistemas de control ubicados en las subestaciones en mención.

Para la práctica de esta prueba fue designado el ingeniero José Benigno Aragón, funcionario de la Comisión, quien luego de practicar la visita correspondiente, rindió el informe técnico respectivo, cuyo resultado se resume a continuación:

“En las subestaciones San Luis y Aguablanca se encuentran adicionalmente equipos que anteriormente fueron utilizados para el control de la subestación por parte de las Empresas Municipales de Cali, pero actualmente por estar incompletos, no están prestando dicha función.”

(...)

“Con base en lo observado en la inspección realizada en las subestaciones San Luis y Aguablanca y en la información suministrada por quienes asistieron a la visita por parte de EPSA y Emcali, se puede concluir que la unidad constructiva “N4537 Sistema de control de la subestación” existe en cada una de dichas subestaciones, están instaladas desde antes de diciembre de 2002 y en la actualidad se encuentran operando.”

De lo anterior se concluye la existencia de los Sistemas de Control en las subestaciones San Luis y Aguablanca en el momento de la solicitud de cargos presentada por EPSA y su operabilidad al momento de la visita. También se concluye que lo reportado por Emcali en su solicitud de cargos se refería a los sistemas de control que de acuerdo con la visita técnica, no estaban en operación.

Por lo tanto, existen razones que justifican la inclusión y reconocimiento de estos activos a la empresa, y por consiguiente, la modificación del Costo Anual por el uso de los activos del nivel de tensión 4 aprobados a EPSA mediante la Resolución CREG 053 de 2004.

2. INCLUSIÓN DEL MÓDULO COMÚN Y SISTEMA DE CONTROL EN LA SUBESTACIÓN SAN MARCOS 115 KV.

La Empresa de Energía del Pacífico S. A. E.S.P. solicita la inclusión del módulo común y el sistema de control ubicados en la subestación San Marcos 115 kV propiedad de EPSA que no fueron reconocidos por la Comisión en el estudio de aprobación de cargos de que trata la Resolución CREG 082 de 2002.

De acuerdo con la metodología establecida en la resolución CREG 082 de 2002, la cual tiene como base los resultados del estudio “Unidades Constructivas y Costos Unitarios de los Sistemas de Distribución Local y Transmisión Regional”, preparado por el Comité de Distribución del Consejo Nacional de Operación, se reconoce un Módulo Común y un único Sistema de Control por Subestación.

EPSA, en su solicitud inicial de cargos incluyó tres subestaciones que hacen parte del Sistema de Transmisión Nacional y tienen los niveles de tensión de 230 kV y 115 kV: Pance, Cartago y San Marcos, para las cuales se reconocieron las unidades constructivas módulo común activos de conexión al STN (UC N5S10) y el centro de supervisión y control para activos de conexión al STN (N5S11), dado que el módulo común y el sistema de control de dichas subestaciones se está remunerando en el STN.

En la solicitud de revisión que se analiza, la Empresa de Energía del Pacífico S.A. E.S.P. informa de la existencia de dos (2) subestaciones denominadas San Marcos y argumenta que en la de 115 kV, de propiedad de EPSA, el módulo común y el sistema de control deben ser considerados dentro de los cargos aprobados por la Comisión, dado que esta subestación es completamente independiente de la subestación del mismo nombre de 220 kV de propiedad de ISA.

Pruebas Practicadas

Mediante auto del día 7 de abril de 2005, la Dirección Ejecutiva solicitó a la Empresa de Energía del Pacífico S.A. E.S.P. suministrar en forma completa, la información referente a la existencia de los elementos que constituyen la unidad constructiva Módulo Común (UC N4S36) y el Sistema de Control (UC N4S37) en la subestación San Marcos 115 kV.

Mediante comunicación con radicación E-2005-002846 de abril 18 de 2005, EPSA respondió la solicitud de información formulada por la Dirección Ejecutiva con los siguientes resultados:

“Elementos existentes en la Unidad Constructiva N4S36 en la Subestación indicada.

Unidad Constructiva N4S36

Subestación	Elemento Módulo Común
Nombre	1	2	3	4	5	6
San Marcos 115kV (SMA)	x	x	x	x	x	x

1. Concentrador de señales para control remoto

2. Sistema de gestión de protecciones

3. Sistema de comunicaciones

4. Malla de Tierra Tipo 2

5. Servicios Auxiliares

6. Edificio.

Elementos existentes en la Unidad Constructiva N4S37 en la Subestación indicada.

UNIDAD CONSTRUCTIVA N4S37

Subestación	Elemento Sistema de Control
Nombre	1	2	3	4	5	6	7
San Marcos 115 kV (SMA)	x	x	x	x	x	x	x

1. Sistema de Procesamiento Local

2. Interface de usuario

3. Red LAN-Sistema Distribuido

4. Protoloco de comunicaciones Local y Remota

5. Referencia de tiempo, GPS

6. Mobiliario local

7. Impresora.

De lo anterior se concluye la existencia del Módulo Común (UC N4S36) y Sistema de Control (UC N4S37) en la subestación San Marcos 115 kV en reemplazo de las unidades constructivas Módulo Común activos de conexión al STN (UC N5S10) y Centro de Supervisión y Control para activos de conexión al STN (UC N5S11) respectivamente, reconocidas inicialmente a la empresa.

Por lo tanto, existen razones que justifican la inclusión y reconocimiento de estos activos a EPSA, y por consiguiente, la modificación del Costo Anual por el uso de los activos del nivel de tensión 4 y del Costo Anual de los Activos de Conexión al Sistema de Transmisión Nacional – STN, aprobados a la empresa mediante la Resolución CREG 042 de 2003 y modificados con la Resolución CREG 053 de 2004.

3. MODIFICACION DE LOS COSTOS ANUALES APROBADOS

Con base en el análisis anterior, se debe revisar el costo anual por el uso de los activos de nivel de tensión 4 aprobado a la Empresa de Energía del Pacífico S.A. E.S.P., mediante la Resolución CREG 042 de 2003 y modificado con la Resolución CREG 053 de 2004, teniendo en cuenta los siguientes cambios:

- Inclusión de los sistemas de control (UC N4S37) en las subestaciones San Luis y Aguablanca.

- Inclusión del módulo común (UC N4S36) y del sistema de control (UC N4S37) en la subestación San Marcos, y la correspondiente exclusión del módulo común activos de conexión al STN (UC N5S10) y el centro de supervisión y control para activos de conexión al STN (UC N5S11), reconocidos inicialmente.

Una vez realizados los respectivos ajustes y aplicada la metodología contenida en la Resolución CREG 082 de 2002 se calcularon, para el Sistema de Transporte Regional operado por la Empresa de Energía del Pacífico S. A. E.S.P. las siguientes variables principales:

a) Costo anual para remunerar los activos de conexión al STN y del Nivel de Tensión 4, sin aplicar los criterios de eficiencia de que trata el Anexo No. 8 de la Resolución CREG 082 de 2002:

Costos Anuales Equivalentes	Pesos de diciembre de 2001
Activos Eléctricos Asociados con la Conexión al STN-CAACj	10.759.045.946
Activos de Uso del Nivel 4 (Líneas Radiales)-CALRj, 4	1.646.797.261
Activos de Uso del Nivel 4 (Líneas No Radiales)- CALNRj, 4	35.233.440.504

b) Costo anual para remunerar los activos de conexión al STN y del Nivel de Tensión 4, 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 de 2001
Activos Eléctricos Asociados con la Conexión al STN-CAACj	10.759.045.946
Activos de Uso del Nivel 4 (Líneas Radiales)-CALRj, 4	693.660.885
Activos de Uso del Nivel 4 (Líneas No Radiales)- CALNRj, 4	35.233.440.504

III. FUNDAMENTOS DE DERECHO

Dispone el Artículo 126 de la Ley 142 de 1994 que:

“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.”

En concordancia con esta disposición y con el Artículo 13, parágrafo 1o de la Resolución CREG-082 de 2002, la Resolución CREG-053 de 2004, “Por la cual se modifica el Costo Anual por el uso de los Activos del Nivel de Tensión 4, aprobado a la Empresa de Energía del Pacífico S.A. E.S.P. mediante la Resolución CREG 042 de 2003...”, en su artículo 2o estableció que regiría hasta el 31 de diciembre de 2007.

No obstante, el Artículo 126 trascrito permite que dentro del periodo de vigencia de las fórmulas tarifarias se celebre un acuerdo entre la Empresa de Servicios Públicos y la Comisión para modificarlas, facultad de la cual hará uso la Comisión en este caso, respecto de las peticiones que conforme a la argumentación precedente encontró atendibles, esto es, respecto de los sistemas de control en las subestaciones San Luis y Aguablanca, y el módulo común y sistema de control en la subestación San Marcos 115 kV, y atendiendo el principio de suficiencia financiera previsto en el Artículo 87 Numeral 87.4 de la Ley 142 de 1994:

“87.4. Por suficiencia financiera se entiende que las fórmulas de tarifas garantizarán la recuperación de los costos y gastos propios de operación, incluyendo la expansión, la reposición y el mantenimiento; permitirán 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 permitirán utilizar las tecnologías y sistemas administrativos que garanticen la mejor calidad, continuidad y seguridad a sus usuarios”.

En el presente caso el acervo probatorio recaudado da cuenta de que en el cálculo del Costo Anual por el uso de los Activos del Nivel de Tensión 4 operados por la Empresa de Energía del Pacífico S.A. E.S.P. no se incluyeron los sistemas de control en las subestaciones San Luis y Aguablanca, y el módulo común y sistema de control en la subestación San Marcos 115 kV, situación que, aunque imputable a las Empresas de Servicios Públicos que suministraron la información por cuanto de ellas provino y en todo caso no atribuible a la CREG, lo cual excluye la aplicación del error grave, no puede pasar por alto la Comisión ante la citada previsión que obliga a que las fórmulas tarifarias garanticen la recuperación de los costos, para lo cual se hará la determinación de la incidencia de estos en el cálculo, para proceder a su modificación mediante acuerdo.

Que la Comisión, en sesión No. 281 del día 20 de diciembre de 2005, aprobó modificar el Costo Anual para remunerar los activos de conexión al STN y del Nivel de Tensión 4 de la Empresa de Energía del Pacífico S. A. E.S.P.

RESUELVE:

ARTÍCULO 1o. Modificar el Artículo 1 de la Resolución CREG 042 de 2003, modificado mediante la Resolución CREG 053 de 2004, el cual quedará así:

“Artículo 1o. Costo Anual por el uso de los Activos del Nivel de Tensión 4. El Costo Anual por el uso de los Activos del Nivel de Tensión 4 operados por la Empresa de Energía del Pacífico S.A. E.S.P. será el siguiente:

Costo anual	Pesos colombianos de diciembre de 2001
CAj, 4	42.267.666.168

ARTÍCULO 2o. Modificar el artículo 2o de la Resolución CREG 042 de 2003, 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 Empresa de Energía del Pacífico S.A. E.S.P. será el siguiente:

Costo anual	Pesos colombianos de diciembre de 2001
CACj	12.698.116.299

ARTÍCULO 3o. La Empresa de Energía del Pacífico 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 establecidos en los artículos 1o y 2o de esta Resolución.

ARTÍCULO 4o. Los costos modificados en esta Resolución se podrán aplicar a partir del primer día calendario del mes siguiente al que se verifique la aceptación por parte de la Empresa de Energía del Pacífico S.A. E.S.P., y regirán hasta el 31 de diciembre de 2007. Vencido este término los costos continuarán rigiendo mientras la Comisión no fije unos nuevos.

ARTÍCULO 5o. La presente Resolución deberá notificarse a la Empresa de Energía del Pacífico S.A. E.S.P. y publicarse en el Diario Oficial. Contra las disposiciones contenidas en esta Resolución procede el recurso de reposición, el cual podrá interponerse ante la Dirección Ejecutiva de la CREG dentro de los cinco (5) días hábiles siguientes a la fecha de su notificación.

Notifíquese, publíquese y cúmplase.

Dada en Bogotá, D. C., a 20 de diciembre de 2005.

El Viceministro de Minas y Energía,

Delegado del Ministro de Minas y Energía,

MANUEL MAIGUASHCA OLANO,

Presidente

RICARDO RAMÍREZ CARRERO.

El Director Ejecutivo.