DATOS
BUSCAR
ÍNDICE
MEMORIA
DESARROLLOS
MODIFICACIONES
CONCORDANCIAS
NOTIFICACIONES
ACTOS DE TRÁMITE
Resolución 173 de 2009 CREG
RESOLUCIÓN 173 DE 2009
(15 Diciembre)
Diario Oficial No. 47.585 de 7 de Enero de 2009
COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GRAS - CREG
Por la cual se resuelve el recurso de reposición interpuesto por la EMPRESA DE ENERGÍA DEL QUINDIO S.A. E.S.P. contra la Resolución CREG 106 de 2009.
LA COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS
En ejercicio de sus atribuciones constitucionales y legales, en especial las conferidas por las Leyes 142 y 143 de 1994, y en desarrollo de los Decretos 1524 y 2253 de 1994, y
CONSIDERANDO:
I. ANTECEDENTES
Que el 1 de octubre de 2003, la Comisión de Regulación de Energía y Gas-CREG expidió la Resolución CREG-106, Por la cual se aprueban el Costo Anual por el uso de los Activos del Nivel de Tensión 4 y los Cargos Máximos de los Niveles de Tensión 3, 2 y 1 de los activos operados por la Empresa de Energía del Quindío S.A. E.S.P. en el Sistema de Transmisión Regional (STR) y en el Sistema de Distribución Local (SDL), notificada el 27 de octubre de 2009;
Que mediante escrito con radicado E-2009-010402 del 4 de noviembre de 2009, el Gerente de la EMPRESA DE ENERGÍA DEL QUINDÍO S.A. E.S.P., en adelante EDEQ, interpuso recurso de reposición contra la Resolución CREG 106 del 01 de octubre de 2009, por la cual se aprueba el Costo Anual por el uso de los Activos del Nivel de Tensión 4 y los Cargos Máximos de los Niveles de Tensión 3, 2 y 1 de los activos operados por la Empresa de Energía del Quindío S.A. E.S.P. en el Sistema de Transmisión Regional STR y en el Sistema de Distribución Local SDL;
En el recurso de reposición, el recurrente solicita:
1. Modificación del Costo Anual por el uso de los Activos de Nivel de Tensión 4, CAj,4, del Artículo 1 de la Resolución CREG 106 de 2009, así:
| Valor | Aprobado | Solicitado |
| CAj,4 | 2.919.923.134 | 2.929.771.926 |
2. Modificación de los cargos máximos de nivel de tensión 3, 2 y 1, CDj3, CDj2, CDIj,1 y CDMj,1, del Artículo 2 de la Resolución CREG 106 de 2009 de la siguiente manera:
| Valor | Aprobado | Solicitado |
| CDj,3 | 27,10 | 27,1515 |
| CDj,2 | 92,44 | 93,0238 |
| CDIj,1 | 30,22 | 30,2546 |
| CDMj,1 | 15,01 | 15,0869 |
3. Modificación de los Costos de reposición de la inversión; CRIj,3 y CRIj,2, del Artículo 5 de la Resolución CREG 106 de 2009.
| Valor | Aprobado | Solicitado |
| CRIj,3 | 38.468.944.063 | 38.674.321.063 |
| CRIj,2 | 125.680.813.692 | 126.057.666.692 |
Que el recurrente fundamenta su petición, con los siguientes argumentos:
2. Sustentación del recurso
2.1 Unidades constructivas e inventario de activos
Se llevó a cabo una revisión general de la información contenida en todos los archivos contenidos en los anexos de la resolución CREG 106 de 2009, en comparación con la información cargada en el servidor de CREG. Con tal información se realizaron los cálculos de los costos de reposición por nivel de tensión, encontrando las siguientes inconsistencias:
a. En las unidades constructivas de subestaciones, específicamente para el nivel de tensión tres (NT3), se encontró que la unidad constructiva N3S30 de la resolución CREG 082 de 2002, ubicada en la subestación 110, está contabilizando 1.1 unidades, lo cual no es lógico, dado que la UC (N3S30 módulo común tipo 1) es de tipo entero. Como es de esperarse, el valor total de las unidades de subestación asociadas a nivel tres no es coincidente con la realidad. Aparecen reconocidas 9.1 unidades N3S30, frente a 9 que es el dato verdadero. Esto implica una diferencia de $166´815,300 en el total agregado de nivel de tensión tres, lo cual tiene sus implicaciones en el factor de inversión.
b. En las unidades constructivas de compensaciones reactivas de la resolución CREG 082 de 2002, se encontró que la unidad N2CR5 ubicada en la subestación 101, debe clasificarse como N2CR7, según la observación de CREG contenida en el archivo anexo a la resolución CREG 106 de 2009 (Anexo 2).
Este cambio ocasiona una variación en el valor final de las UC de compensación reactiva de $892,648,000 - $846,398,000 = $46,250,000. De igual manera, se altera el valor asociado a UC de nivel de tensión 2 y por ende el facto de inversión.
c. En cuanto a la cantidad de unidades constructivas de equipos de línea, se encontró que hace falta tener en cuenta las siguientes unidades con sus respectivas cantidades, tal como se ilustra en el siguiente cuadro:
| Código UC | Cantidad |
| N2EQ10 | 68 |
| N2EQ13 | 26 |
| N2EQ31 | 60 |
| N2EQ9 | 45 |
| N3EQ1 | 37 |
| N3EQ2 | 11 |
| N3EQ22 | 2 |
| N3EQ4 | 1 |
| N3EQ9 | 23 |
| Total | 273 |
La diferencia radica en que algunos equipos de línea fueron asociados por edeq a equipos de subestación por estar allí ubicados. Para corregir esto, el OR fue advertido por vía telefónica que debía retirar de su inventario de equipos de subestación las 273 unidades en mención y a su vez debía reportar dichas unidades en el formato 7, con el fin de que quedaran adicionadas a las UC de equipos de línea ya cargadas en el servidos de CREG, edeq procedió a elaborar el formato 7 con las 273 unidades faltantes, el cual fue enviado a los correos, avargas@creg.gov.coy creg@creg.gov.co (se adjuntan los correos enviados). Con base en esta información, efectivamente se evidenció que CREG descargó las 273 unidades del formato 8 de equipos de subestación, pero éstas no fueron debidamente cargadas en el formato 7 de equipos de líneas, edeq considera que las unidades en mención deben ser plenamente reconocidas en el inventario de activos, dado que el no reconocimiento de las mismas implica una disminución en valores del inventario de equipos de línea en $455´812,000.
Una vez realizados los cambios anteriores, los valores de inversión según la resolución CREG 082 de 2002, con las cantidades de activos existentes a diciembre de 2007 corresponden a:
Valor de inversión nivel 3: $50,317'444,475
Valor de inversión nivel 2: $114,019'214,409
2.2 Ventas de energía por nivel de tensión
Como se muestra en la tabla 2, en el total de las ventas asignadas al Operador de Red edeq se tiene una diferencia de 13´396.647 kWh, comparando datos suministrados por la CREG el día martes 27 de octubre de 2009, archivos recibidos en CD anexo 3.
| CREG 106/2009 | SUI (Anexo 3 CREG 106 2009) | |
| Nivel de Tensión 1 | 322.075.407,00 | 322.075.407,00 |
| Nivel de Tensión 2 | 49.881.182,00 | 35.390.690,00 |
| Nivel de Tensión 3 | 4.182.513,00 | 5.276.358,00 |
| 376.139.102,00 | 362.742.455,00 | |
| Diferencia | 13.396.647,00 | |
Tabla 2. Diferencias generales para las Ventas de Energía de edeq
De igual forma edeq realiza análisis de las ventas de energía por niveles de tensión, verificando las dos fuentes de información SUI (Ventas usuarios) y XM (Información de ventas fronteras comerciales) así:
Nivel de tensión 3:
Edeq reportó en respuesta a comunicado REG S-2009-002542, en la cual se solicitaban ciertas aclaraciones, mediante comunicado edeq E6233 emitido el 15 de julio del presente año, un valor de 6´616.388 kWh. De esta manera, al realizar un compendio de la información se encuentra en el SUI para el mercado de edeq y la información que reposa en XM para las fronteras comerciales encontramos este último valor, que difiere del establecido en la resolución CREG 106 de 2009 en 2´435.875 kWh, como se muestra desagregado en la Tabla 3 del presente escrito.
| Información CREG_106/09 | 4.182.518,0 | |
| Información SUI | 5.276.358,0 | |
| Frontera I2IC1001 (Fuente: SUI) | 4.182.513,0 | |
| Empresa de Energía del Quindio (UR) | 1.093.845,0 | |
| Frontera I2DYU001 (Fuente: SUI) | - | |
| Información edeq | 6.618.388,0 | |
| Frontera I2IC1001 (Fuente: XM) | 5.383.346,7 | |
| Empresa de Energía del Quindío (UR) | 1.093.845,0 | |
| Frontera I2DYU001 (Fuente: XM) | 141.196,3 | |
| Información XM | 5.383.346,7 | |
| Frontera I2IC1001 (Fuente: XM) | ||
| Empresa de Energía del Quindío (UR) | ||
| Frontera I2DYU001 (Fuente: XM) | 141.196,3 | |
| Diferencia información CREG 106 e información edeq | 2.435.870,0 | |
| Frontera I2IC1001 (Fuente: XM) | 1.200.833,7 | |
| Empresa de Energía del Quindío (UR) | 1.093.845,0 | |
| Frontera I2DYU001 (Fuente: XM) | 141.196,3 | |
| Total | 2.435.875,0 | |
Tabla 3. Comparaciones de Ventas de Energía para el Nivel de Tensión 3.
Descripción de diferencias, entre los resultados de edeq y las ventas de resolución 106/09
1. Se tiene una diferencia en las ventas en la frontera con código SIC I2IC1001
2. No se tuvieron en cuenta las ventas de edeq a los usuarios regulados en su mercado incumbente
3. No se tuvieron en cuenta las ventas en la frontera con código SIC I2DYU001 durante el mes de enero de 2007.
Tabla 4. Descripción de diferencias para las ventas en el nivel de tensión 3
Nivel de tensión 2
Las ventas consideradas corresponden a las ventas de edeq contenidas en el SUI, y se tomaron las ventas de otros comercializadores diferentes a edeq contenidas en la información reportada por XM, teniendo en cuenta que las fronteras de alumbrado público son referidas al nivel de tensión 2 con el índice de pérdidas correspondiente, igualmente contenido en la tabla 5.
| Información CREG_106/09 | 49.881.182,0 | |
| Información EDEQ | 50.159.796,7 | |
| Ventas edeq (Fuente: SUI) | 21.075.206,0 | PR1,2,j,k |
| Ventas OC (Fuente: XM) | 13.260.653,0 | 5,1476% |
| Frontera I2FIE001 (Fuente XM) | 12.678.022,9 | 1,0542696 |
| AP Armenia Componente NT2 | ||
| Frontera I2FKD001 (Fuente XM) | 2.278.647,7 | |
| AP Calarca NT2 | ||
| Frontera I2HDR001 (Fuente XM) | 822.194,3 | |
| AP Montenegro NT2 | ||
| Frontera I2GX7001 (Fuente XM) | 15.024,3 | |
| AP Armenia NT2 | ||
| Frontera I2GX8001 (Fuente XM) | 15.024,3 | |
| AP Armenia NT2 | ||
| Frontera I2GX9001 (Fuente XM) | 15.024,3 | |
| AP Armenia NT2 | ||
De la tabla 5, Ventas OC corresponde a las ventas de otros comercializadores haciendo referencia a las siguientes fronteras comerciales:
| CODIGO SIC | SISTEMA IMPORTADOR | COMERCIALIZADOR IMPORTADOR | SISTEMA EXPORTADOR | COMERCIALIZADOR EXPORTADOR | TIPO FRONTERA | NIVEL kV | LECTURA CRUDA KWh |
| I2CFO001 | EDQD | EPMC | EDQD | EDQC | N | 13,2 | 1.924.347 |
| I2EJB001 | EDQD | EECC | EDQD | EDQC | N | 13,2 | 1.181.787 |
| I2EJB001 | EDQD | EECC | EDQD | EDQC | R | 13,2 | 11.195 |
| I2F9D001 | EDQD | EPMC | EDQD | EDQC | N | 13,2 | 3.665.555 |
| I2FGJ001 | EDQD | EPSC | EDQD | EDQC | N | 13,2 | 531.427 |
| I2FJ5001 | EDQD | EMGC | EDQD | EDQC | N | 13,2 | 384.402 |
| I2FJ5001 | EDQD | ENDC | EDQD | EDQC | N | 13,2 | 231.164 |
| I2FU5001 | EDQD | EMGC | EDQD | EDQC | N | 13,2 | 318.048 |
| I2FU5001 | EDQD | ENDC | EDQD | EDQC | N | 13,2 | 160.197 |
| I2H5Y001 | EDQD | EPSC | EDQD | EDQC | N | 13,2 | 551.034 |
| I2HCJ001 | EDQD | EPSC | EDQD | EDQC | N | 13,2 | 1.434.152 |
| I2HHI001 | EDQD | EPSC | EDQD | EDQC | N | 13,2 | 644.252 |
| I2HHK001 | EDQD | EMGC | EDQD | EDQC | N | 11,4 | 278.471 |
| I2HHK001 | EDQD | ENDC | EDQD | EDQC | N | 11,4 | 122.805 |
| I2HPZ001 | EDQD | TRMC | EDQD | EDQC | N | 13,2 | 175.484 |
| I2HQ5001 | EDQD | EPSC | EDQD | EDQC | N | 13,2 | 930.308 |
| I2HQ5001 | EDQD | EPSC | EDQD | EDQC | R | 13,2 | 3.928 |
| I2I7D001 | EDQD | EPSC | EDQD | EDQC | N | 13,2 | 339.155 |
| I2IEA001 | EDQD | EPSC | EDQD | EDQC | N | 13,2 | 204.758 |
| I2IEB001 | EDQD | EPSC | EDQD | EDQC | N | 13,2 | 168.185 |
| Total | 13.260.653 | ||||||
Tabla 6. Ventas de Otros Comercializadores
Nivel de Tensión 1
| Información CREG_106/09 | 322.075.407,0 |
| Ventas edeq (Fuente: SUI) | 316.779.189,0 |
| Ventas OC (Comercializar Fuente: SUI) | 5.205.531,0 |
| Ventas OC (EEC Fuente: SUI) | 90.687,0 |
| Información edeq | 317.214.799,0 |
| Ventas edeq (Fuente: SUI) | 316.779.189,0 |
| Frontera I2FIE001 (Fuente XM) | 344.923,0 |
| AP Armenia Componente NT1 | . |
| Ventas OC (EEC Fuente: SUI) | 90.687,0 |
Tabla 7. Comparaciones de Ventas de Energía para el Nivel de Tensión 1
Las ventas de la frontera I2FIE001 por alumbrado público deben ser tenidas en cuenta para el nivel de tensión 2, como se muestra en la tabla 5. La información en el SUI no concuerda con la que reporta XM para esta frontera, ya que para el valor contenido en el SUI tan solo representa los meses entre Julio y Noviembre de 2007, haciendo falta los meses de diciembre de 2006 a Junio de 2007. Además las ventas de la frontera I2FIE001 están concentradas en dos niveles de tensión (ventas nivel 1: 344923 kWh y ventas nivel de tensión 1 que se refieren al nivel de tensión 2: 12´370.332 kWh) y esto se considera que debe tenerse en cuenta como se ilustra en la tabla 7. Cabe mencionar que oportunamente fue comunicado a la CREG a través de documento radicado edeq E6233 del 15 de Julio de 2009.
En resumen, los valores para las ventas por nivel de tensión que solicita edeq sean considerados, se consignan en la siguiente tabla:
| Solicitado edeq (kWh) | |
| Ventas nivel de tensión 1 | 317.214.799,0 |
| Ventas nivel de tensión 2 | 50.159.796,7 |
| Ventas nivel de tensión 3 | 6.618.388,0 |
| Total | 373.992.983,7 |
Tabla 8. Ventas por nivel de tensión solicitadas por edeq
2.3 Formulación del CAAEj,n
El Costo Anual Equivalente de Activos de Uso en la resolución CREG 097 de 2008 se encuentra definido por la siguiente fórmula:
Sin embargo, en todos los casos donde se requiere utilizar esta información: Costo Anual Equivalente de Activos No Eléctricos CAANEn; Costo Anual de Inversión de Activos de Nivel de Tensión 4 (CAIj,4); Costo para Remunerar la Inversión de Activos de Nivel de Tensión 3 (CDIj,3); Costo para Remunerar la Inversión de Activos de Nivel de Tensión 2 (CDIj,2), no se considera la siguiente expresión, que corresponde a la participación del Costo Anual de las Unidades Constructivas que no se asocian a un nivel de tensión específico en cada nivel de tensión (2, 3 y 4):
Es decir, solo se considera el primer sumando de la expresión
Por tanto, se solicita considerar dentro de los cálculos respectivos del CAAEj,n la parte correspondiente a Costo Anual de las Unidades Constructivas que no se asocian a un nivel de tensión específico.
II. ANÁLISIS DE LA CREG
Que para resolver el recurso interpuesto la Comisión considera:
1) Unidades Constructivas e inventario de activos
Una vez revisada la base de datos del inventario de activos aprobados al OR se determinó lo siguiente:
a) Se verificó que en la base de datos se asignó un valor igual a 110 a la variable porcentaje de uso, de la UC N3S30 localizada en la subestación Sur. Para este caso la variable porcentaje de uso debe tener un valor de 100. Por lo anterior se considera que debe ajustarse el valor del porcentaje de uso de la UC N3S30 de 110 a 100.
b) Con las unidades constructivas de la Resolución CREG 082 de 2002, la compensación de 1250 kVAr existente en la subestación la Tebaida, se asimila a la UC N2CR7, Compensación reactiva para el nivel de tensión II, capacidad final mayor a 1200 kVAr. Mientras que con las unidades constructivas de la Resolución CREG 097 de 2008, debe asimilarse a la UC N2CR5, Compensación reactiva, capacidad final de 2101 a 2400 kVAr – nivel 2. Por lo anterior, se considera que debe ajustarse la clasificación de la compensación con las unidades constructivas de la Resolución CREG 082 de 2002 de N2CR5 a N2CR7.
c) Una vez revisada la información enviada por el OR en la comunicación con radicado CREG E-2009-008349, se encontró que el número total de unidades constructivas de equipos coincide con lo indicado en el recurso de reposición, sin embargo la distribución de estas difiere de la siguiente manera:
| Código UC | Cantidad recurso de reposición | Cantidad comunicación CREG E-2009-008349 | Diferencia |
| N2EQ10 | 68 | 61 | -7 |
| N2EQ13 | 26 | 31 | 5 |
| N2EQ31 | 60 | 62 | 2 |
| N2EQ9 | 45 | 45 | 0 |
| N3EQ1 | 37 | 37 | 0 |
| N3EQ2 | 11 | 11 | 0 |
| N3EQ22 | 2 | 2 | 0 |
| N3EQ4 | 1 | 1 | 0 |
| N3EQ9 | 23 | 23 | 0 |
| Total | 273 | 273 | 0 |
Se verificó que las unidades constructivas de equipos de línea relacionadas en la tabla 1 del recurso de reposición no se encuentran en el inventario de activos aprobados al operador de red, y que estas fueron reportadas por el OR en el inventario inicial como UC de equipos de subestación.
Por lo anterior, se considera que deben incluirse estas UC en el inventario de activos del OR, con base en la información reportada en la Comunicación CREG E-2009-008349. Las UC de equipos asociadas a la línea con código 316-22-, se relacionaron con la línea 101-33- que llega a la subestación 316.
2) Ventas de energía por nivel de tensión
Para determinar las ventas en el mercado de comercialización de cada OR, en cada nivel de tensión, se utilizó el siguiente criterio, conforme a lo dispuesto en el numeral 9.1 del Capítulo 9 del Anexo General de la Resolución CREG 097 de 2008: Para las ventas realizadas por el comercializador incumbente se utilizó la información del SUI, para las ventas realizadas por otros comercializadores en el mercado de EDEQ, se empleó el valor reportado por XM.
Con base en la información entregada al OR en el Anexo 3 del documento de soporte de la Resolución CREG 106 de 2009, y aplicando los criterios mencionados, se revisaron las ventas utilizadas para el cálculo de las energías útiles de EDEQ, con los siguientes resultados.
a) Ventas de nivel de tensión 3
Una vez revisada la información de ventas del SUI y del reporte de XM, y aplicando la metodología definida en el documento de soporte, se encuentra que las ventas para el nivel de tensión 3 son de 6.618.388 kWh. En la siguiente tabla se resume lo encontrado.
| Comercializador | Fuente | kWh/año |
| Incumbente | SUI | 1.093.845 |
| Otros comercializadores | XM | 5.524.543 |
| Total | 6.618.388 | |
b) Ventas de nivel de tensión 2
En el recurso de reposición, el OR indica que las fronteras I2FIE001, I2FKD001, I2HDR001, I2GX7001, I2GX8001 y I2GX9001, corresponden a fronteras de alumbrado público. En la información reportada por XM, estas fronteras se encuentran registradas en el nivel de tensión 1, para la frontera I2HDR001 el comercializador es EDEQ y para las demás fronteras se encuentra registrado otro comercializador.
Una vez revisada la información de ventas del SUI y del reporte de XM, aplicando la metodología definida y tomando la energía de las fronteras de alumbrado público de nivel 1 de comercializadores diferentes al incumbente, como ventas de nivel de tensión 2, se encuentra que las ventas para el nivel de tensión 2 son de 48.910.296 kWh.
En la siguiente tabla se resume el resultado.
| Comercializador | Fuente | kWh/año |
| Incumbente | SUI | 21.075.206 |
| Otros comercializadores | XM | 13.260.653 |
| fronteras Alumbrado público | XM | 14.574.436 |
| Total | 48.910.296 | |
c) Ventas de nivel de tensión 1
Al excluir de las ventas de nivel de tensión 1 las correspondientes a las fronteras de alumbrado público de comercializadores diferentes al incumbente, se ajusta el valor de ventas de nivel de tensión 1 de la siguiente manera:
| Comercializador | Fuente | kWh/año |
| Incumbente | SUI | 316.779.189 |
| Otros comercializadores | XM | 90.687 |
| Total | 316.869.876 | |
3) Formulación del CAAEj,n
Se verificó que para la EMPRESA DE ENERGÍA DEL QUINDIO S.A. E.S.P. no se incluyó el valor correspondiente a los activos sin nivel en el cálculo del Costo Anual Equivalente de los Activos de Uso de los niveles de tensión 2, 3 y 4. Por lo tanto se considera que en el cálculo deben incluirse estos valores.
Que con base en los cambios resultantes de la revisión efectuada y aplicando la metodología contenida en la Resolución CREG 097 de 2008, se obtuvieron los siguientes valores para el cálculo de los cargos aprobados para el sistema operado por la EMPRESA DE ENERGÍA DEL QUINDIO S.A. E.S.P.:
| Costo Anual Equivalente de los Activos de Uso | Pesos de diciembre de 2007 |
| En el Nivel de Tensión 4 (CAAEj,4) | 1,075,582,360 |
| En el Nivel de Tensión 3 (CAAEj,3) | 5,495,250,040 |
| En el Nivel de Tensión 2 (CAAEj,2) | 17,977,873,070 |
| En el Nivel de Tensión 1 (CAIj,1) | 17,992,512,846 |
| Valor anual de AOM | Pesos de diciembre de 2007 |
| Gastado (AOMGj,04-07) | 15,156,995,842 |
| Remunerado (AOMRj,04-07) | 8,298,798,072 |
| Porcentajes de AOM | (%) |
| Gastado (PAOMGj,04-07) | 5.10 |
| Remunerado (PAOMRj,04-07) | 2.79 |
| Energía | kWh año 2007 |
| Energía Útil del Nivel de Tensión 3 (EUj,3) | 410,250,934 |
| Energía Útil del Nivel de Tensión 2 (EUj,2) | 409,225,328 |
| Pérdidas No Técnicas No Reconocidas (PNTj,nr) | 10,427,435 |
| Ventas de energía Nivel de Tensión 1 (Vj,1) | 316,869,876 |
| Flujo de energía entre el STN y el Nivel de Tensión 3 (Fej,STN-3) | 0 |
| Flujo de energía entre el STN y el Nivel de Tensión 2 (Fej,STN-2) | 0 |
| Flujo de energía entre los niveles de tensión 4 y 3 (Fej,4-3) | 409,419,282 |
| Flujo de energía entre los niveles de tensión 4 y 2 (Fej,4-2) | 0 |
| Flujo de energía entre los niveles de tensión 3 y 2 (Fej,3-2) | 403,632,546 |
| Flujo de energía entre los niveles de tensión 3 y 1 (Fej,3-1) | 0 |
| Flujo de energía entre los niveles de tensión 2 y 1 (Fej,2-1) | 360,315,032 |
Que la Comisión, en Sesión No. 433 del día 15 de diciembre de 2009, acordó expedir la presente Resolución;
RESUELVE:
ARTÍCULO 1o. Modificar el Artículo 1 de la Resolución CREG 106 de 2009, el cual queda así:
Artículo 1. 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 Quindío S.A. E.S.P., calculado en la forma establecida en la Resolución CREG 097 de 2008, es el siguiente:
| Costo Anual por el Uso de los Activos | Pesos de diciembre de 2007 |
| Nivel de Tensión 4 (CAj,4) | 2,929,818,235 |
ARTÍCULO 2o. Modificar el Artículo 2 de la Resolución CREG 106 de 2009, el cual queda así:
Artículo 2. Cargos Máximos de los niveles de tensión 3, 2 y 1. Los Cargos Máximos de los niveles de tensión 3, 2 y 1 del sistema operado por la Empresa de Energía del Quindío S.A. E.S.P., calculados en la forma establecida en la Resolución CREG 097 de 2008, son los siguientes:
| Cargo Máximo | $ / kWh (Pesos de diciembre de 2007) |
| Nivel de Tensión 3 (CDj,3) | 27.15 |
| Nivel de Tensión 2 (CDj,2) | 93.03 |
| Nivel de Tensión 1 por Inversión (CDIj,1) | 30.24 |
| Nivel de Tensión 1 por AOM (CDMj,1) | 15.03 |
ARTÍCULO 3o. Modificar el Artículo 5 de la Resolución CREG 106 de 2009, el cual queda así:
Artículo 5. Costos de reposición de la inversión. Los costos de reposición de la inversión del OR Empresa de Energía del Quindío S.A. E.S.P. para cada nivel de tensión, calculados en la forma establecida en la Resolución CREG 097 de 2008, son los siguientes:
| Costo de Reposición de Inversión | Pesos de diciembre de 2007 |
| Para el Nivel de Tensión 4 (CRIj,4) | 7,791,295,743 |
| Para el Nivel de Tensión 3 (CRIj,3) | 38,668,023,063 |
| Para el Nivel de Tensión 2 (CRIj,2) | 126,066,339,692 |
| Para el Nivel de Tensión 1 (CRIj,1) | 124,714,798,353 |
ARTÍCULO 4. RECURSOS. La presente Resolución deberá notificarse a la EMPRESA DE ENERGÍA DEL QUINDIO S.A. E.S.P., advirtiendo que contra lo dispuesto en este acto no procede recurso alguno.
NOTIFÍQUESE, PUBLÍQUESE Y CÚMPLASE,
Dada en Bogotá, a los
SILVANA GIAIMO CHAVÉZ
Viceministra de Minas y EnergíaDelegada del Ministro de Minas y Energía
Presidente
HERNAN MOLINA VALENCIA
Director Ejecutivo
