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Resolución 138 de 2021 CREG
RESOLUCIÓN 138 DE 2021
(septiembre 3)
Diario Oficial No. 51.826 de 13 de octubre de 2021
COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS - CREG
Por la cual se resuelve el recurso de reposición interpuesto por Centrales Eléctricas del Norte de Santander S.A. E.S.P., contra la Resolución CREG 069 de 2021.
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, 2253 de 1994, 2696 de 2004 y 1260 de 2013.
CONSIDERANDO QUE:
Mediante la Resolución CREG 015 de 2018, publicada en el Diario Oficial del 3 de febrero de 2018, se expidió la metodología para la remuneración de la actividad de distribución de energía eléctrica en el Sistema Interconectado Nacional, SIN, la cual fue aclarada y modificada por las resoluciones CREG 085 de 2018, 036 y 199 de 2019, 167 y 195 de 2020.
Mediante la Resolución CREG 069 de 2021 se modificó el plan de inversiones del mercado de comercialización atendido por Centrales Eléctricas del Norte de Santander S.A. E.S.P., aprobado en la Resolución CREG 104 de 2019, y modificada por la Resolución CREG 159 de 2019.
En el Documento CREG 058 de 2021 se encuentra el soporte de la Resolución CREG 069 de 2021, el cual incluye las diferencias identificadas, los inventarios aprobados, las memorias de cálculo y demás consideraciones empleadas para calcular el valor del plan de inversiones aprobado en dicha resolución.
Centrales Eléctricas del Norte de Santander S.A. E.S.P., CENS, mediante comunicación con radicado E-2021-007390, presentó recurso de reposición contra la Resolución CREG 069 de 2021. En esta comunicación se presentan los antecedentes, las razones de inconformidad y las peticiones del recurso de reposición.
En la citada comunicación se indica lo siguiente:
(…) Maria Alejandra Mercado Jaimes, identificada con cédula de ciudadanía N° 1.090.466.277 expedida en Cúcuta, abogada en ejercicio y portadora de la Tarjeta Profesional N° 272.834 del Consejo Superior de la Judicatura, obrando en calidad de apoderada de CENTRALES ELECTIRCAS DEL NORTE DE SANTANDER S.A. E.S.P., en adelante CENS, con NIT. 890.500.514-9, lo cual acredito con el Certificado de Existencia y Representación Legal expedido por la Cámara de Comercio de Cúcuta, por medio de la presente comunicación interpongo RECURSO DE REPOSICIÓN en contra de la Resolución CREG 069 de 2021 (…)
Analizada la Resolución CREG 069 de 2021, el documento soporte CREG 058 del 4 de junio de 2021 y los libros electrónicos (“RES.069-21 Inventario reconocido activos 2018 CENS.xlsx” y “RES.069-21 Inventario reconocido INVA_20-25 CENS.xlsx”) de las memorias de cálculo que acompañan la resolución en mención, se han identificado algunas inconsistencias que se ponen de manifiesto en el presente recurso, las cuales de no ser corregidas afectarían la entidad que represento, al impactar algunos conceptos y variables que inciden en la determinación y aplicabilidad de los ingresos y cargos asociados a la actividad de distribución de energía eléctrica ejercida por CENS S.A. E.S.P. como Operador de Red y establecidas en el marco regulatorio según las resoluciones CREG 015 y 085 de 2018, 036 y 199 de 2019, y aquellas que las modifiquen o sustituyan. (…)
Y se expresan las siguientes peticiones, para lo cual, la Comisión realiza los análisis y realiza los ajustes a los que haya lugar.
ANÁLISIS DE LA COMISIÓN
Primera petición:
(…) PRIMERO: MODIFICAR el Artículo 1 de la Resolución CREG 069 de 2021, en el sentido de,
1.a.) Con respecto a lo señalado por la CREG en el “formato6_UC_SE”, que establece: “El UIL no se encuentra reportado en el formato3, por tanto, no se identifica las SE asociadas, en el BRA0”, solicitamos incluir a la base regulatoria de activos eléctricos al inicio del periodo tarifario BRAEj,n,0, el reconocimiento en el CRIN de la UC N4S1 ubicada en la SE Buturama (IUS 0037), descrita en la tabla 2.
1.b.) Con respecto a lo señalado por la CREG en el “formato6_UC_SE”, que indica: “La fracción del costo no corresponde a los valores presentados en la circular 029 del 2018”, solicitamos incluir a la base regulatoria de activos eléctricos al inicio del periodo tarifario BRAEj,n,0, el reconocimiento de la UC N3S2 de la SE Aguachica (IUS 0009) de la Bahía de Transformación TR-32 y su respectivo CRIFO, además el reconocimiento de la UC N3S2 de la SE Palermo (IUS 0003) de la Bahía de Transformación TR-35 y su respectivo CRIFO.
1.c.) Con respecto a lo señalado por la CREG en el “formato6_UC_SE”, que manifiesta: “El tipo para el módulo de barraje en el nivel de tensión asociado, no corresponde con el número de bahías asociadas a ese nivel de tensión.”, solicitamos incluir a la base regulatoria de activos eléctricos al inicio del periodo tarifario BRAEj,n,0, el reconocimiento de la UC N2S21 en la subestación Nueva Gramalote (0039).
El OR no presenta un inventario ajustado para las peticiones presentadas en la base regulatoria. Por tanto, se toma el archivo anexo enviado en la Resolución 069 de 2021, y en el cual se realizarán los ajustes concernientes.
El OR, fundamenta su solicitud de acuerdo con los ítems 1.a, 1.b y 1.c, de los cuales se tiene lo siguiente:
ítem 1.a.
(…) En virtud de lo anterior, se precisa que la SE Buturama (IUS 0037), entró en servicio en el 2018, cambiando la configuración inicial de la línea OCAIA15 (IUL 0069) que en los inventarios aprobados con corte a diciembre de 2017, llegaba a la SE Aguachica (IUS 0009) y actualmente llega a la SE Buturama (IUS 0037).
Igualmente, desde SE Buturama (IUS 0037) sale la línea BUIA45 (IUL 0135) que por reconfiguración usa las mismas secciones de líneas de OCAIA15 (IUL 0069) siendo esta misma línea la que llega a la SE Aguachica (IUS 0009), las cuales fueron aprobadas en los inventarios con corte a diciembre de 2017(…)
Ítem 1.b.
(…) Al respecto, se manifiesta que, utilizando las Unidades Constructivas del capítulo 15 de la Resolución CREG 015 de 2018 y contenidas en los archivos adjuntos de la Circular 029 de 2018 “conformación UC Capitulo 15 CREG 015 de 2018”, los valores de los activos que se cambiaron de la bahía del transformador por 34.5 kV de la S- E Aguachica (IUS 0009), corresponden a la sumatoria de los dos elementos (reposición de los transformadores de corriente “TC´s” IC-15 34,5 KV TR- 32 (10.6%) y los DPS (4.0%),) que obedecen a la fracción reportada por CENS en el “Anexo No. 02 Formatos de Reporte de inventarios según circular CREG 029 de 2018” hoja Formato 4.2 (…)
En este sentido se aprecia que, el valor que ingresa de la UC N3S2 es el mismo que se da de baja o se reporta en el CRIFO (…)
Ahora bien, con respecto a la observación asociada a la S-E Palermo vista en la hoja “formato6_UC_SE” del archivo de Excel “RES.069-21 Inventario reconocido activos 2018 CENS”, que señala: La fracción del costo no corresponde a los valores presentados en la circular 029 del 2018 (…)
Conforme se observa en la tabla se trata de un caso muy similar al anterior, donde la fracción de costo se toma de los valores de la circular 029 de 2018 “conformación UC Capitulo 15 CREG 015 de 2018”; al respecto se precisa que los elementos que se cambiaron en la bahía del transformador por 34.5 kV fueron los transformadores de corriente TC'S (10.6%) (…)
Por lo tanto, se aprecia que el valor que ingresa de la UC N3S2 es el mismo que se da de baja o se reporta en el CRIFO (…)
Ítem 1.c.
(…) Al respecto, se advierte que la Subestación NUEVA GRAMALOTE (IUS 0039) al igual que la Subestación BUTURAMA (IUS 0037) se reportan con las unidades constructivas del capítulo 15 de la Resolución CREG 015 de 2018 (UC de la CREG 097 de 2008), y por su parte, la UC de Barraje para NT2 de la CREG 097 textualmente establece:
“En subestaciones de Nivel de Tensión 2 las UC de Módulo de Barraje se asocian al número de bahías o módulos de este nivel de tensión existentes en la Subestación así: Módulo de Barraje Tipo 1 para S/E de 1 a 2 bahías; Módulo de Barraje Tipo 2 para S/E de 3 a 4 bahías; Módulo de Barraje Tipo 3 para S/E con más de 4 bahías."
Por tal motivo, se reportó la UC N2S21 que corresponde al Módulo de barraje - barra sencilla tipo 2. En la siguiente imagen se hace el conteo de las cantidades de bahías en el NT2, ver figura 3 y 4. (…)
En cuanto a las peticiones expresadas en los ítems 1.a, 1.b y 1.c, en contra de la Resolución CREG 069 de 2021, la Comisión procedió a revisar la información y los argumentos presentados por el OR, dando como resultado las siguientes observaciones para cada Ítem:
Para el ítem (1.a.): Las aclaraciones resuelven los motivos que llevaron a la exclusión de la UC. Por tanto, se procede a incorporar los datos de la línea en el “formato3_basicaLineas”, y con ello reconocimiento del activo N4S1 en el “formato6_UC_SE” para la Línea Ocaña.
Para el ítem (1.b.): Para la reposición parcial del IUA provisional “10009000H000”, con la observación “S-E Aguachica Reposición de CT´S IC-15 34,5 KV TR- 32 y los DPS”, no corresponde a los valores presentados en la circular 029 del 2018. Sin embargo, la Comisión realiza el ajuste en el “formato6_UC_SE”, de acuerdo con la justificación, desagregando los valores en 2 líneas adicionales, dejando en claro que, en cualquier caso de reposiciones parciales múltiples a un mismo activo, se debe hacer un reporte diferente para cada elemento a reponer en la UC.
Por otro lado, para el reconocimiento de “la UC N3S2 de la SE Palermo (IUS 0003) de la Bahía de Transformación TR-35 y su respectivo CRIFO”, se tiene que las aclaraciones resuelven los motivos que llevaron a la exclusión de la UC. Por tanto, se reconoce el activo en el “formato6_UC_SE”.
Para el ítem (1.c.): En cuanto a “el reconocimiento de la UC N2S21 en la subestación Nueva Gramalote (0039)”; se tiene que las aclaraciones resuelven los motivos que llevaron a la exclusión de la UC. Por tanto, se reconoce el activo en el “formato6_UC_SE”.
Por tanto, la Comisión resuelve modificar el Artículo 1 de la Resolución CREG 069 de 2021.
Segunda petición
(…) SEGUNDO: En consecuencia, de lo anterior MODIFICAR la Tabla 1 “Base regulatoria de activos eléctricos al inicio del periodo tarifario” contenida en la parte resolutiva de la Resolución 069 de 2021, teniendo en cuenta los ajustes arriba mencionados(…)
En consecuencia, con el resultado de la petición anterior, la Comisión resuelve modificar el Artículo 2 de la Resolución CREG 069 de 2021.
Tercera petición
(…) TERCERO: MODIFICAR el Artículo 2 de la Resolución CREG 069 de 2021, que modifica el artículo 3 de la Resolución CREG 104 de 2019, a su vez modificado por la Resolución CREG 159 de 2019, en el sentido de,
1. Reconocer las UC relacionadas con reposiciones parciales reportadas en el formato6_UC_SE y formato9_UC_equipos_SE conforme a los ajustes efectuados en el “Anexo 1. RES.069-21 Inventario reconocido INVA_20-25 CENS V1.xlsx”.
2. Reconocer todas las cantidades de módulo común, módulo de barraje y casa de control relacionadas en el formato6_UC_SE del “Anexo 1. RES.069-21 Inventario reconocido INVA_20-25 CENS V1.xlsx”.
3. Reconocer las UCs Especiales de los Proyectos de Repotenciación Ocaña – Convención y Belén – Ínsula relacionadas en los documentos “Anexo 3. Soporte UC Especial Repotenciación Línea Ocaña – Convención 115kV.doc” y “Anexo 4. Soporte UC Especial Repotenciación Línea Belén – Ínsula 115kV.doc”
4. Reconocer la UC Especial “Caja de distribución para medida concentrada” relacionadas en el anexo 5.4 del “Anexo 5. Soporte UC Especial Gestión Perdidas (Caja de distribución para medida concentrada).7z”
5. Reconocer las UCs con concepto UPME relacionadas en los formato6_UC_SE, formato7_UC_lineas y formato9_UC_equipos_SE del “Anexo 1. RES.069-21 Inventario reconocido INVA_20-25 CENS V1.xlsx”.
6. Ajustar el reconocimiento de las UCs en el Nivel de tensión que corresponden las bahías y celdas de transformador en el lado de baja del transformador, en el formato6_UC_SE. del Archivo “Anexo 1. RES.069-21 Inventario reconocido INVA_20-25 CENS V1.xlsx”.
7. Actualizar el valor de la UC Especial N0P36 - (Activos SGA CENS - Software para Gestión de Activos - EAM. Costo plataforma: (licencias + infraestructura + integraciones + Consultoría de Implantación) y la inclusión de la fracción de costo de 2020, de acuerdo con la solicitud de ajuste del plan 2020-2025 realizado por CENS.
8. Reconocer la UC N4L52 en el nivel de tensión que corresponde, de acuerdo con la solicitud de ajuste del plan 2020-2025, realizado por CENS.
9. Asignar el nivel de tensión que corresponde a las unidades constructivas sin nivel de tensión, de acuerdo con la solicitud de ajuste del plan 2021-2025 presentado por CENS.
Reconocer las UCs con ajustes en el código IUL de las líneas para las Unidades constructivas que se vieron afectadas por la observación CREG “no se reconocen algunas UCs sustentado en “Dado que la línea es nueva el tipo de inversión debe ser II o IV” del Archivo “Anexo 1. RES.069-21 Inventario reconocido INVA_20-25 CENS V1.xlsx” (…)
El OR presenta el documento “Anexo 1. RES.069-21 Inventario reconocido INVA_20-25 CENS V1”, con el inventario para las inversiones 2020-2025, y el detalle de las observaciones en las cuales fundamenta las peticiones; para las cuales la Comisión tiene los siguientes comentarios.
1. Reconocimiento de reposiciones parciales: El OR expresa que los reportes son resultado de la suma de las reposiciones parciales, pero que de acuerdo con los comentarios realizados por la CREG presenta la justificación para la inclusión de las UC así, (…) se ajusta la fracción de costo, desagregando por fila cada uno de los elementos para todas las unidades constructivas que se repondrán de manera parcial en el plan de inversiones 2020 – 2025 (…)
Aclarando también que (…) De acuerdo con lo mencionado anteriormente en el archivo “Anexo 1. RES.069-21 Inventario reconocido INVA_20-25 CENS V1.xlsx” se ajusta la fracción de costo, desagregando por fila cada uno de los elementos para todas las unidades constructivas que se repondrán de manera parcial en el plan de inversiones 2020 – 2025(…)
Por tanto, la Comisión procedió a revisar todos los reportes en los inventarios que contengan las descripciones a las cuales el OR hace mención en su solicitud, con lo cual, se encuentra que los ajustes resuelven los motivos que llevaron a la exclusión de las UC de manera parcial, excluyendo del reconocimiento las siguientes “IUA provisional” con la correspondiente razón indicada:
| IUA provisional | IUS | Unidad Constructiva | Fracción costo | Revisión CREG |
| 100000FIB000 | 0000 | N4S12 | 24,2 | El reporte "Fracción costo" no corresponde con lo establecido la circular CREG 029 de 2018, en cualquier caso, se debe hacer un reporte diferente para cada elemento a reponer en la UC. |
| 100070FFZ000 | 0007 | N4S2 | 39,1 | El reporte "Fracción costo" no corresponde con lo establecido la circular CREG 029 de 2018, en cualquier caso, se debe hacer un reporte diferente para cada elemento a reponer en la UC. |
| 100080FFO000 | 0008 | N4S7 | 32,2 | El reporte "Fracción costo" no corresponde con lo establecido la circular CREG 029 de 2018, en cualquier caso, se debe hacer un reporte diferente para cada elemento a reponer en la UC. |
| 100080FFR000 | 0008 | N4S44 | 13,2 | El reporte "Fracción costo" no corresponde con lo establecido la circular CREG 029 de 2018, en cualquier caso, se debe hacer un reporte diferente para cada elemento a reponer en la UC. |
| 100110FFM000 | 0011 | N5P2 | 31,65 | El reporte "Fracción costo" no corresponde con lo establecido la circular CREG 029 de 2018, en cualquier caso, se debe hacer un reporte diferente para cada elemento a reponer en la UC, por otro lado, la suma de las fracciones expresadas en la observación no corresponde con el valor solicitado. |
| 100090FFM000 | 0009 | N3S2 | 29,7 | El reporte "Fracción costo" no corresponde con lo establecido la circular CREG 029 de 2018, en cualquier caso, se debe hacer un reporte diferente para cada elemento a reponer en la UC. |
| 100000FIC000 | 0000 | N4S12 | 9,3 | El reporte "Fracción costo" no corresponde con lo establecido la circular CREG 029 de 2018, en cualquier caso, se debe hacer un reporte diferente para cada elemento a reponer en la UC. |
| 100000FIB000 | 0000 | N4S12 | 9,3 | El reporte "Fracción costo" no corresponde con lo establecido la circular CREG 029 de 2018, en cualquier caso, se debe hacer un reporte diferente para cada elemento a reponer en la UC. |
| 100000FIC000 | 0000 | N4S12 | 3,6 | El reporte "Fracción costo" no corresponde con lo establecido la circular CREG 029 de 2018, en cualquier caso, se debe hacer un reporte diferente para cada elemento a reponer en la UC. |
Lo anterior conduce, entre otras, a la verificación de las nuevas cantidades para el reconocimiento y reclasificación de UC, cuando aplique. Todo para el cumplimiento y conformidad de la metodología establecida en la Resolución CREG 015 de 2018.
2. Reconocimiento de todas las cantidades de módulo común, módulo de barraje y casa de control relacionadas en el formato6_UC_SE: el OR fundamenta la solicitud en el documento “Anexo 2. Revisión observaciones Resolución CREG 069 de 2021”.
Con respecto a los valores para la casa de control, el literal q del numeral 14.1 del anexo general de la Resolución CREG 015 de 2018 presenta la ecuación referente, para lo cual cabe resaltar que la variable 
se asigna una única vez en los inventarios. Por otro lado, el cálculo no tiene en cuenta las bahías reducidas, también se excluye del valor las reposiciones.
Es por lo anterior que la Comisión resuelve realizar los ajustes pertinentes de manera parcial, de acuerdo con los siguientes comentarios:
| IUS | Unidad constructiva | Año de entrada operación | Observación CREG |
| 0025 | N0P13 | 2022 | Se calcula el valor de acuerdo con el literal q del numeral 14.1 de la Res. 015 de 2018. Bahías en 2022 = 2. |
| 0025 | N0P13 | 2024 | El OR y la Comisión se encuentran de acuerdo con el valor |
| 0009 | N0P13 | 2021 | Se calcula el valor de acuerdo con el literal q del numeral 14.1 de la Res. 015 de 2018. Bahías en 2021 = 0; Bahías en 2024 = 1. Se corrige el valor para 2024. Se modifica el tipo de inversión a Tipo II. |
| 0056 | N0P13 | 2024 | Se calcula el valor de acuerdo con el literal q del numeral 14.1 de la Res. 015 de 2018. AG3,s = 56,25, Bahías en 2024 = 0. |
| 0056 | N3S60 | 2024 | De acuerdo con la justificación se reconoce la UC |
| 0056 | N2S61 | 2024 | El módulo común no se reconoce ya que solo se reportan bahías reducidas |
| 0036 | N0P13 | 2025 | El OR y la Comisión se encuentran de acuerdo con el valor |
| 0010 | N0P13 | 2025 | Se presenta una inversión tipo II, pero no se encuentran reportes para bahías nuevas para la SE. |
| 0037 | N0P13 | 2021 | El OR y la Comisión se encuentran de acuerdo con el valor, con la distribución por año (7,5 en 2020 y 7,5 en 2020) |
| 0052 | N0P13 | 2024 | El OR y la Comisión se encuentran de acuerdo con el valor |
| 0033 | N0P13 | 2022 | Se calcula el valor de acuerdo con el literal q del numeral 14.1 de la Res. 015 de 2018. Bahías nuevas para SE = 0. Por otro lado la justificación no es consistente con el valor solicitado. |
| 0057 | N0P13 | 2024 | Se calcula el valor de acuerdo con el literal q del numeral 14.1 de la Res. 015 de 2018. AG3,s = 56,25, Bahías en 2024 = 0. |
| 0057 | N3S60 | 2024 | El OR y la Comisión se encuentran de acuerdo con el valor |
| 0057 | N0P13 | 2024 | Solo se reconoce un valor para casa de control para el mismo año de entrada en operación |
| 0023 | N0P13 | 2024 | El OR y la Comisión se encuentran de acuerdo con el valor |
| 0006 | N0P13 | 2021 | Se calcula el valor de acuerdo con el literal q del numeral 14.1 de la Res. 015 de 2018. Bahías en 2021 = 2. Celdas en 2021 = 5. El Activo no se reconoce dado que no posee concepto UPME cumpliendo con literal h del artículo 4, literal q del numeral 6.1, literal i del numeral 6.3.2; por otro lado, el literal s del numeral 14.1 hace referencia a la asociación del nivel de tensión para su valoración. La justificación no es consistente con el valor solicitado. |
| 0005 | N0P13 | 2023 | El proyecto fue asignado a N3, pero tiene como finalidad "módulo de transformación 115/34.5 kV en la subestación Planta Zulia 115 kV." la cual es nivel 4 motivo por el cual se negó en un principio por no poseer concepto UPME |
| 0050 | N0P13 | 2023 | La justificación no es consistente con el valor solicitado. Se aclara que el valor calculado en el reporte por la Comisión es de 138,75 el cual corresponde a (AG3,s = 56,25, Celdas en 2023 = 11) no el valor expresado por ustedes de 111,75 en el "Anexo 2" de Recurso. |
| 0050 | N3S34 | 2023 | En revisión de la solicitud no se evidencias bahías reportadas en los inventarios, por lo tanto, la UC no es reconocida |
| 0050 | N2S64 | 2023 | No se logra distinguir la petición dado que la UC fue aprobada |
| 0050 | N0P13 | 2024 | El OR y la Comisión se encuentran de acuerdo con el valor |
| 0018 | N0P13 | 2024 | Se calcula el valor de acuerdo con el literal q del numeral 14.1 de la Res. 015 de 2018. AG3,s = 56,25, Bahías en 2024 = 1. |
3. Reconocer las UCs Especiales de los Proyectos de Repotenciación Ocaña – Convención y Belén – Ínsula: La Comisión procede a revisar los documentos Anexos con el fin de verificar la justificación de las UC especiales. La Resolución CREG 015 de 2018 relaciona las UC especiales de la siguiente forma.
Unidad constructiva, UC: conjunto de elementos que conforman una unidad típica de un sistema eléctrico, destinada a la conexión de otros elementos de una red, al transporte o a la transformación de la energía eléctrica o a la supervisión o al control de la operación de activos de los STR o SDL.
Unidad constructiva especial: es aquella que contiene elementos con características técnicas que no la hace asimilable a las UC definidas.
El literal i del artículo 4, tiene en cuenta que “Los OR podrán presentar UC especiales para lo cual deberán suministrar la información correspondiente dentro de la respectiva actuación administrativa”, por otro lado, el numeral 6.1 literal n del Anexo General indica que el OR “podrá incluir en el plan de inversión unidades constructivas especiales para lo cual debe dar aplicación a lo señalado en el capítulo 14”.
Adicionalmente en el capítulo 14 se aclara que “Cuando existan activos con características técnicas distintas a las de las UC establecidas, los OR podrán solicitar a la Comisión la creación de UC especiales. La solicitud debe estar acompañada de las consideraciones técnicas que justifican la creación de la UC especial, el costo detallado de cada equipo que la compone y los costos de instalación asociados. Para adquisiciones directas se debe adjuntar tres cotizaciones de suministro e instalación de los equipos que la conforman y para adquisiciones a través de concursos abiertos o licitaciones se deben enviar los documentos que acreditan su realización incluyendo los pliegos de solicitudes, términos de referencia, etc”.
Por último, en el numeral 14.1 se plantean los casos específicos donde las UC deben seguir el procedimiento de unidades constructivas especiales en los literales u, v y w, como se presenta a continuación:
u. No se definen UC de compensación reactiva para los niveles de tensión 3 y 4, los equipos de compensación que se instalen en el sistema deberán presentarse como unidades constructivas especiales siguiendo los lineamientos que para tal fin se establecen en este capítulo.
v. Los sistemas de información geográfica, GIS, deben ser solicitados como unidades constructivas especiales siguiendo los lineamientos que para tal fin se establecen en este capítulo.
w. Para las estaciones maestras de los centros de control se deberá seguir el procedimiento de las unidades constructivas especiales, como máximo se reconocerá hasta un valor del doble de las unidades constructivas que aparecen en la tabla 21.
En la revisión de las UC se evidencian sobrecostos en la ejecución de ambos proyectos por conceptos en interventoría, administración de la ejecución, Inspección, costos financieros, entre otros, teniendo que para la línea Ocaña-Convención los costos financieros son los más relevantes y para Belén-Ínsula los costos de administración a la ejecución. Dicho lo anterior, y en revisión de las justificaciones presentadas para los sobrecostos, la Comisión posee las siguientes observaciones:
- Las UC's contienen elementos con características técnicas que las hacen asimilables a las UC's definidas en la metodología actual.
- Las UC's no cumplen con las condiciones definidas en capítulo 14 de la Resolución CREG 015 de 2018, previamente mencionadas.
- Las UC's no cumplen con los criterios del numeral 14.1 de la Resolución CREG 015 de 2018, previamente mencionados.
En consecuencia, la Comisión resuelve no incluir las UC especiales de los Proyectos de Repotenciación Ocaña – Convención y Belén – Ínsula, en los planes de inversión.
4. Reconocer la UC Especial “Caja de distribución para medida concentrada”: La comisión procede a revisar la documentación expuesta en el anexo “Anexo 5. Soporte UC Especial Gestión Pérdidas”.
Dadas las características de la UC especial solicitada, es conveniente resaltar las siguientes definiciones y criterios expuestos en la resolución CREG 015 de 2018.
Unidad constructiva especial: es aquella que contiene elementos con características técnicas que no la hace asimilable a las UC definidas.
Activos de conexión a un STR o a un SDL: (…) También son activos de conexión los utilizados exclusivamente por un usuario final para conectarse a los niveles de tensión 4, 3, 2 o 1. Un usuario está conectado al nivel de tensión en el que está instalado su equipo de medida individual (…).
Activos de nivel de tensión 1: son los conformados por las redes de transporte que operan a tensiones menores a 1 kV y los transformadores con voltaje secundario menor a 1 kV que las alimentan para atender dos o más usuarios, incluyendo las protecciones y equipos de maniobra asociados, excepto los que hacen parte de instalaciones internas por ser considerados activos de uso. En esta clasificación se incluyen los transformadores de conexión con capacidad igual o inferior a 15 kVA.
Activos de uso de STR y SDL: son aquellos activos de transporte de electricidad que operan a tensiones inferiores a 220 kV que son utilizados por más de un usuario y son remunerados mediante cargos por uso de STR o SDL.
Por otro lado, el literal l numeral 6.1 de la Resolución CREG 015 del 2018 dicta que “Las inversiones deben incluir únicamente activos de uso”.
De acuerdo con la descripción de la UC especial, y las definiciones presentadas, se considera que la Unidad Constructiva es un activo de conexión, ya que el elemento hace parte de la infraestructura necesaria para la medición de cada usuario, surte como efecto de conectar cada usuario a N1.
Por otro lado, la UC es solicitada como medida para el control de pérdidas no técnicas y gestionar la medición. Este debe ser presentado como plan de reducción de pérdidas.
En consecuencia, la Comisión resuelve no incluir las UC especial “Caja de distribución para medida concentrada”, en los planes de inversión.
5. Reconocer las UCs con concepto UPME relacionadas en los formato6_UC_SE, formato7_UC_lineas y formato9_UC_equipos_SE: De acuerdo con la solicitud la Comisión procede a revisar el anexo “Inventario reconocido Recurso INVA_20-25 CENS V1”.
Para el formato 6, se tienen en cuenta los conceptos UPME, pero se aclara que las UC se encuentran ligadas a las demás revisiones necesarias para el reconocimiento de la UC.
En el formato 7 no se reporta el concepto asociado a las UC no reconocidas por el comentario “El proyecto no posee concepto UPME”. Por otro lado, en el formato 1 tampoco se relacionan los conceptos UPME para los proyectos que contienen las UC.
En cuanto al formato 9, se presentan 2 proyectos de inversión para los cuales en un principio la Comisión emitió el concepto “El proyecto no posee concepto UPME” y que son motivos de inconformidad en el Recurso. A continuación, se presenta las observaciones realizadas.
- Proyecto NEG1176TYD425481021, la justificación del OR radica en que “se ajusta NT de 4 a 2 de acuerdo al literal S del numeral 14.1 CREG 015”, pero en el formato 1 el proyecto es asociado a nivel 4, por lo cual la comisión aclara que las UC no se reconocen, dado que no posee concepto UPME cumpliendo con el literal h del artículo 4, literal q del numeral 6.1, literal i del numeral 6.3.2. Por otro lado, el literal s del numeral 14.1 hace referencia a la asociación del nivel de tensión para su valoración.
- Proyecto NEG1176TYD425400122, la justificación del OR radica en que “Se ajusta el el tipo de inversion”, pero en el formato 1 el proyecto es asociado a nivel 4 tipo II, lo cual no es uniforme y no permite verificar la información.
6. Ajustar el reconocimiento de las UCs en el Nivel de tensión que corresponden las bahías y celdas de transformador en el lado de baja del transformador, en el formato6_UC_SE: De acuerdo con la solicitud, la Comisión considera pertinente realizar el ajuste en los casos que aplique.
Actualizar el valor de la UC Especial N0P36 y la inclusión de la fracción de costo de 2020: La justificación para la solicitud por parte del OR radica en que “Una vez revisada las tablas detalladas en la Resolución CREG 069 de 2021, que se soportan en el archivo “RES.069-21 Inventario reconocido INVA_20-25 CENS.xlsx”, encontramos que se actualizaron las fracciones de costo anuales con base en lo solicitado en el ajuste del plan 2020-2025, no se relacionó la fracción de costo de 2020 y además no se actualizó el valor de la UC especial”.
En concordancia de lo expresado, la Comisión se permite aclarar que no realizó actualizaciones a las fracciones de costo. Los valores son aquellos presentados en los formatos para la actualización de los planes de inversión “Anexo 2. Circular 029-2018 Formatos reporte inventario OR Rev 3 - CENS - 2020 - 2025” enviado en el auto de pruebas con radicado E-2021-000090, en el cual se concatenaron los inventarios 2020-2024 y 2021-2025. Por otro lado, la comisión no realizó actualizaciones para el valor de la UC especial, ya que este valor fue aprobado en la resolución inicial por un monto de $ 4.062.000.000 pesos a 2017.
Sin embargo, la comisión resuelve incluir la fracción de costo para 2020 y en revisión del documento “Anexo 1. RES.069-21 Inventario reconocido INVA_20-25 CENS V1”, en la forma 10 se identifica la inclusión de una nueva fila para la UC N0P36 con fracción costo de 16,05%, pero se repite el año de entrada para 2024. Por tanto, se asume que dicho valor es para el 2020, y se procede a modificar el año de entrada.
7. Reconocer la UC N4L52 en el nivel de tensión que corresponde: De acuerdo con la solicitud, la Comisión considera pertinente realizar el ajuste en el caso que aplique.
8. Asignar el nivel de tensión que corresponde a las unidades constructivas sin nivel de tensión: De acuerdo con la solicitud, la Comisión considera pertinente realizar el ajuste en los casos que aplique.
9. Reconocer las UCs con ajustes en el código IUL de las líneas para las Unidades constructivas que se vieron afectadas por la observación CREG “no se reconocen algunas UCs sustentado en “Dado que la línea es nueva el tipo de inversión debe ser II o IV”: El OR plantea que “De acuerdo con lo mencionado anteriormente se procede a realizar ajustes en el código IUL de las líneas para las Unidades constructivas que se vean afectadas por la observación descrita anteriormente y se le solicita a la Comisión la aprobación de las UC con el ajuste del código IUL”.
Por tanto, la Comisión procede a revisar el “Anexo 1. RES.069-21 Inventario reconocido INVA_20-25 CENS V1”, formato “formato7_UC_lineas” y “formato8_UC_eq_linea”, encontrando así que el OR aclara y solventa los motivos por los cuales las UC fueron excluidas para el reconocimiento. En consecuencia, se aprueban las UC en los inventarios.
Cuarta petición
(…) CUARTO: En consecuencia, de lo anterior AJUSTAR los cálculos a que haya lugar, derivados de las modificaciones efectuadas con ocasión de las anteriores peticiones (…)
En consecuencia, con el resultado de la petición anterior, la Comisión resuelve ajustar los cálculos a que haya lugar, derivados de las modificaciones efectuadas.
Quinta petición
(…) QUINTO: MODIFICAR el Artículo 2 de la Resolución CREG 069 de 2021, que modifica el artículo 3 de la Resolución CREG 104 de 2019, a su vez modificado por la Resolución CREG 159 de 2019, relacionado con la inversión aprobada en el plan de inversiones, variable, INVAj,n,l,t(…)
De acuerdo con los ajustes a los inventarios realizados por las peticiones anteriores, la Comisión resuelve modificar el Artículo 2 de la Resolución CREG 069 de 2021.
Sexta petición
(…) SEXTO: MODIFICAR el Artículo 3 de la Resolución CREG 069 de 2021, que modifica el artículo 4 de la Resolución CREG 104 de 2019, a su vez modificado por la Resolución CREG 159 de 2019, en cuanto al recalculo de la variable, RCBIAj,n,1, recuperación de capital de activos de la BRA inicial. (…)
De acuerdo con los ajustes a los inventarios realizados por las peticiones anteriores, la Comisión resuelve modificar el Artículo 3 de la Resolución CREG 069 de 2021.
Séptima petición
(…) SÉPTIMO: MODIFICAR el Artículo 4 de la Resolución CREG 069 de 2021, que modifica el artículo 6 de la Resolución CREG 104 de 2019, en cuanto al recalculo de la variable, BRTj,n,1, Base regulatoria de terrenos (…)
De acuerdo con los ajustes a los inventarios realizados por las peticiones anteriores, la Comisión resuelve modificar el Artículo 4 de la Resolución CREG 069 de 2021.
Octava petición
(…) OCTAVO: MODIFICAR el Artículo 5 de la Resolución CREG 069 de 2021, que modifica el artículo 7 de la Resolución CREG 104 de 2019, a su vez modificado por la Resolución CREG 159 de 2019, en cuanto al recalculo de la variable, AOMbasej,n, AOM base por nivel de tensión(…)
De acuerdo con los ajustes a los inventarios realizados por las peticiones anteriores, la Comisión resuelve modificar el Artículo 5 de la Resolución CREG 069 de 2021.
Novena petición
(…) NOVENO: MODIFICAR el Artículo 6 de la Resolución CREG 069 de 2021, que modifica el artículo 15 de la Resolución CREG 104 de 2019, a su vez modificado por la resolución CREG 159 de 2019, en cuanto al recalculo de la variable, CRRj y CRRj,n, Costo de reposición de referencia y costo de reposición de referencia por nivel de tensión, respectivamente (…)
De acuerdo con los ajustes a los inventarios realizados por las peticiones anteriores, la Comisión resuelve modificar el Artículo 6 de la Resolución CREG 069 de 2021.
Decima petición
(…) DÉCIMO: MODIFICAR el Artículo 8 de la Resolución CREG 069 de 2021, en cuanto al recalculo de la variable, ÄINGj,n, Ajuste de ingresos por reconocimiento del inventario del año 2018 (…)
Teniendo en cuenta que la modificación de los activos incluidos en el inventario 2018 dentro de la base inicial, conforme a la respuesta de la CREG ante la “Primera Petición”, produce cambios en los valores de la variable 
. Además, considerando que el tiempo transcurrido entre la presente resolución y la Resolución CREG 069 de 2021 también produce cambios en los valores de la variable en mención, la Comisión resuelve modificar el Artículo 8 de la Resolución CREG 069 de 2021, realizando el ajuste pertinente teniendo como base que el tiempo transcurrido para los años 1, 2 y 3 del plan de inversiones corresponden a 12 meses, 12 meses y 6 meses respectivamente.
Decima primera petición
(…) DÉCIMO PRIMERO: AJUSTAR los cálculos a que haya lugar, derivados de las modificaciones solicitadas en las peticiones anteriores. (…)
La solicitud es igual a la cuarta petición.
Decima segunda petición
(…) DÉCIMO SEGUNDO: CORREGIR el Artículo 9 de la Resolución CREG 069 de 2021, en el sentido de ordenar la notificación de Centrales Eléctricas del Norte de Santander S.A. E.S.P., y el numeral 2.2. del documento CREG 058 del 4 de junio de 2021, conforme lo expuesto en los motivos de inconformidad (…)
De acuerdo con la solicitud, si bien en el artículo 9 de la Resolución CREG 069 de 2021 se hizo mención erróneamente a otra empresa, la notificación se realizó correctamente con la empresa Centrales Eléctricas del Norte de Santander S.A. E.S.P., con lo cual se entiende surtido este trámite.
En cuanto a la solicitud respecto al numeral 2.2 documento 058 del 4 de junio de 2021, se aclara que:
Dado que los activos puestos en operación en 2018, a solicitud del OR, modifican la base inicial de activos, es necesario definir el nuevo valor de las variables presentes los artículos:
· Artículo 2. Base regulatoria de activos eléctricos al inicio del periodo tarifario.
· Artículo 4. Recuperación de capital de activos de la BRA inicial, Artículo 6. Base regulatoria de terrenos.
· Artículo 7. AOM base por nivel de tensión.
· Artículo 15. Costos de reposición de referencia de la Resolución CREG 104 de 2019, Por la cual se aprueban las variables necesarias para calcular los ingresos y cargos asociados con la actividad de distribución de energía eléctrica para el mercado de comercialización atendido por Centrales Eléctricas del Norte de Santander S.A. E.S.P.
En documento “Anexo 2. Revisión observaciones Resolución CREG 069 de 2021”, se presenta la siguiente solicitud “Una vez revisadas las observaciones presentadas por la CREG encontramos se solicita a la CREG el retiro del plan de inversiones 2020 – 2025 las unidades constructivas relacionadas en la Tabla 1”; en respuesta, la Comisión no realiza el retiro de proyectos de inversión presentados en los inventarios, solo emite conceptos de aprobación y realiza las verificaciones necesarias, lo cual conduce, entre otras, al reconocimiento y reclasificación de UC, cuando aplique, todo para el cumplimiento y de conformidad con la metodología establecida en la Resolución CREG 015 de 2018.
Con base en lo anterior, la Comisión de Regulación de Energía y Gas, en su sesión 1121 del 3 de septiembre de 2021, acordó expedir esta resolución.
RESUELVE:
ARTÍCULO 1. Modificar el artículo 2 de la Resolución CREG 104 de 2019. El artículo 2 de la Resolución CREG 104 de 2019, el cual es modificado por el artículo 1 de la Resolución CREG 069 de 2021, quedará así:
Artículo 2. Base regulatoria de activos eléctricos al inicio del periodo tarifario. La base regulatoria de activos eléctricos al inicio del periodo tarifario, BRAEj,n,0, es el siguiente:
Tabla 1 Base regulatoria de activos eléctricos al inicio del periodo tarifario.
| Pesos de diciembre de 2017 | |
| BRAEj,4,0 | 255.674.862.423 |
| BRAEj,3,0 | 130.888.512.714 |
| BRAEj,2,0 | 641.970.251.559 |
| BRAEj,1,0 | 360.810.438.767 |
Parágrafo: En aplicación de lo dispuesto en el artículo 6 de la Resolución CREG 015 de 2018, y el artículo 50 de la Resolución CREG 036 de 2019, conforme con la solicitud de Centrales Eléctricas del Norte de Santander S.A. E.S.P., el valor de los activos puestos en operación en el 2018 fue incluido en la base regulatoria inicial de activos.
ARTÍCULO 2. Modificar el artículo 3 de la Resolución CREG 104 de 2019. El artículo 3 de la Resolución CREG 104 de 2019, modificado por el artículo 2 la Resolución CREG 069 de 2021, quedará así:
Artículo 3. Inversión aprobada en el plan de inversiones. El valor de las inversiones aprobadas en el plan de inversiones, INVAj,n,l,t, para cada nivel de tensión, es el siguiente:
Tabla 2 Plan de inversiones del nivel de tensión 4, pesos de diciembre de 2017
| Categoría de activos l | INVAj,4,l,1 | INVAj,4,l,2 | INVAj,4,l,3 | INVAj,4,l,4 | INVAj,4,l,5 | INVAj,4,l,6 | INVAj,4,l,7 |
| l = 1 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 2.969.039.000 |
| l = 2 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 |
| l = 3 | 3.312.686.167 | 714.962.573 | 1.313.736.561 | 2.463.064.494 | 1.097.773.000 | 2.791.680.000 | 0 |
| l = 4 | 631.784.000 | 1.905.078.000 | 1.043.538.136 | 322.604.432 | 217.168.000 | 2.474.960.000 | 849.247.000 |
| l = 5 | 203.292.000 | 0 | 304.938.000 | 101.646.000 | 67.764.000 | 101.646.000 | 0 |
| l = 6 | 0 | 0 | 60.210.000 | 592.153.000 | 800.785.000 | 7.278.604.000 | 0 |
| l = 7 | 19.452.803.486 | 7.112.601.675 | 0 | 0 | 23.242.465.007 | 44.430.854.297 | 10.225.309.669 |
| l = 8 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 |
| l = 9 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 |
| l = 10 | 56.518.667 | 217.317.000 | 2.320.781.236 | 207.120.201 | 151.757.209 | 474.546.358 | 141.296.667 |
Tabla 3 Plan de inversiones del nivel de tensión 3, pesos de diciembre de 2017
| Categoría de activos l | INVAj,3,l,1 | INVAj,3,l,2 | INVAj,3,l,3 | INVAj,3,l,4 | INVAj,3,l,5 | INVAj,3,l,6 | INVAj,3,l,7 |
| l = 1 | 0 | 0 | 0 | 0 | 1.857.250.000 | 6.198.704.000 | 0 |
| l = 2 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 |
| l = 3 | 1.185.284.586 | 942.158.240 | 963.323.565 | 945.769.000 | 1.561.810.000 | 6.353.590.444 | 783.234.000 |
| l = 4 | 405.636.000 | 355.608.000 | 1.589.386.500 | 300.732.000 | 672.342.000 | 1.977.708.000 | 1.345.755.000 |
| l = 5 | 88.620.000 | 35.448.000 | 38.019.000 | 35.448.000 | 17.724.000 | 76.804.000 | 116.628.000 |
| l = 6 | 510.009.000 | 551.333.000 | 287.706.000 | 267.315.000 | 412.640.000 | 1.564.733.000 | 875.475.000 |
| l = 7 | 8.435.647.645 | 4.575.388.424 | 10.277.953.918 | 5.652.885.896 | 19.898.125.316 | 31.186.923.387 | 5.843.852.627 |
| l = 8 | 424.356.100 | 36.247.420 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 |
| l = 9 | 733.434.000 | 577.082.000 | 335.289.000 | 457.652.000 | 265.632.000 | 883.676.000 | 448.333.000 |
| l = 10 | 56.518.667 | 217.317.000 | 2.320.781.236 | 207.120.201 | 151.757.209 | 474.546.358 | 141.296.667 |
Tabla 4 Plan de inversiones del nivel de tensión 2, pesos de diciembre de 2017
| Categoría de activos l | INVAj,2,l,1 | INVAj,2,l,2 | INVAj,2,l,3 | INVAj,2,l,4 | INVAj,2,l,5 | INVAj,2,l,6 | INVAj,2,l,7 |
| l = 1 | 1.860.988.000 | 952.922.250 | 847.851.000 | 0 | 1.012.685.000 | 7.216.024.000 | 854.311.500 |
| l = 2 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 |
| l = 3 | 1.314.224.000 | 881.542.179 | 1.828.139.648 | 1.332.704.364 | 1.961.470.000 | 3.380.400.000 | 1.973.515.000 |
| l = 4 | 2.094.025.000 | 1.196.165.000 | 1.466.118.000 | 1.261.355.000 | 1.432.366.000 | 1.233.212.000 | 1.240.540.000 |
| l = 5 | 114.399.000 | 0 | 2.340.096.000 | 2.084.148.000 | 684.006.000 | 114.399.000 | 27.423.000 |
| l = 6 | 344.146.000 | 85.610.000 | 115.715.000 | 214.878.000 | 582.403.000 | 222.888.000 | 561.571.000 |
| l = 7 | 27.159.221.093 | 17.892.025.863 | 20.188.856.035 | 20.481.522.559 | 21.532.283.396 | 22.340.935.230 | 20.324.733.892 |
| l = 8 | 24.106.967 | 35.514.618 | 211.886.427 | 40.912.080 | 0 | 56.034.480 | 0 |
| l = 9 | 7.997.781.000 | 4.880.806.000 | 3.818.725.000 | 4.409.716.000 | 3.738.501.000 | 4.337.979.000 | 3.590.007.000 |
| l = 10 | 56.518.667 | 217.317.000 | 2.320.781.236 | 207.120.201 | 151.757.209 | 474.546.358 | 141.296.667 |
Tabla 5 Plan de inversiones del nivel de tensión 1, pesos de diciembre de 2017
| Categoría de activos l | INVAj,1,l,1 | INVAj,1,l,2 | INVAj,1,l,3 | INVAj,1,l,4 | INVAj,1,l,5 | INVAj,1,l,6 | INVAj,1,l,7 |
| l = 11 | 7.074.081.000 | 5.195.445.000 | 5.463.544.000 | 5.638.702.000 | 4.864.588.000 | 4.807.308.000 | 4.705.104.000 |
| l = 12 | 7.892.286.779 | 7.633.805.733 | 10.004.714.036 | 8.401.159.583 | 8.230.949.772 | 7.966.884.400 | 7.964.208.400 |
ARTÍCULO 3. Modificar el artículo 4 de la Resolución CREG 104 de 2019. El artículo 4 de la Resolución CREG 104 de 2019, modificado por el artículo 3 de la Resolución CREG 069 de 2021, quedará así:
Artículo 4. Recuperación de capital de activos de la BRA inicial. El valor de la recuperación de capital reconocida para los activos incluidos en la base regulatoria inicial de activos, RCBIAj,n,1, del año 1, para cada nivel de tensión, es el siguiente:
Tabla 6 Recuperación de capital de activos de la BRA inicial
| Variable | Pesos de diciembre de 2017 |
| RCBIAj,4,1 | 8.172.392.477 |
| RCBIAj,3,1 | 4.391.466.466 |
| RCBIAj,2,1 | 19.291.710.414 |
| RCBIAj,1,1 | 13.280.748.770 |
ARTÍCULO 4. Modificar el artículo 6 de la Resolución CREG 104 de 2019. El artículo 6 de la Resolución CREG 104 de 2019, modificado por el artículo 4 de la Resolución CREG 069 de 2021, quedará así:
Artículo 6. Base regulatoria de terrenos. El valor de la base regulatoria de terrenos, BRTj,n,1, del año 1, para los niveles de tensión 4, 3 y 2, es el siguiente:
Tabla 8 Base regulatoria de terrenos
| Variable | Pesos de diciembre de 2017 |
| BRTj,4,1 | 44.364.728 |
| BRTj,3,1 | 29.078.462 |
| BRTj,2,1 | 8.612.912 |
ARTÍCULO 5. Modificar el artículo 7 de la Resolución CREG 104 de 2019. El artículo 7 de la Resolución CREG 104 de 2019, modificado por el artículo 5 de la Resolución CREG 069 de 2021, quedará así:
Artículo 7. AOM base por nivel de tensión. El valor del AOM base para cada nivel de tensión, AOMbasej,n, es el siguiente:
Tabla 9 AOM base por nivel de tensión
| Variable | Pesos de diciembre de 2017 |
| AOMbasej,4 | 12.944.142.725 |
| AOMbasej,3 | 6.626.539.557 |
| AOMbasej,2 | 32.501.257.585 |
| AOMbasej,1 | 18.266.879.160 |
ARTÍCULO 6. Modificar el artículo 15 de la Resolución CREG 104 de 2019. El artículo 15 de la Resolución CREG 104 de 2019, modificado por el artículo 6 de la Resolución CREG 069 de 2021, quedará así:
Artículo 15. Costos de reposición de referencia. El costo de reposición de referencia, CRRj, y los costos de reposición de referencia por nivel de tensión, Crrj,n, son los siguientes:
Tabla 19 Costo de reposición de referencia
| Variable | Pesos de diciembre de 2017 |
| CRRj | 1.437.635.824.701 |
| Crrj,4 | 259.242.639.448 |
| Crrj,3 | 132.701.783.963 |
| Crrj,2 | 676.342.054.531 |
| Crrj,1 | 369.349.346.759 |
ARTÍCULO 7. Modificar el artículo 8 de la resolución CREG 069 de 2021. El artículo de la resolución 069 de 2021 quedara de la siguiente forma:
Artículo 8. Ajuste de ingresos por inversiones de 2018. Los valores de la variable DINGj,n establecida en el numeral 1.3.4.1 del anexo general de la Resolución CREG 015 de 2018 son los siguientes:
| Variable | Pesos de diciembre de 2017 |
 | 254.781.155 |
 | 60.879.240 |
 | 114.739.991 |
 | 224.099.023 |
ARTÍCULO 8. La presente resolución deberá notificarse al representante legal de Centrales Eléctricas del Norte de Santander S.A. E.S.P. Contra lo aquí dispuesto no procede recurso alguno toda vez que entienden agotados todos los recursos que por ley son obligatorios.
NOTIFÍQUESE, PUBLÍQUESE Y CÚMPLASE
Dado en Bogotá D.C., 03 SEP. 2021
MIGUEL LOTERO ROBLEDO
Viceministro de Energía
Delegado del Ministro de Minas y Energía
Presidente
JORGE ALBERTO VALENCIA MARÍN
Director Ejecutivo
