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| RESOLUCIÓN No.087 ( 11 SEP. 2003 )
Por la cual se resuelve el Recurso de Reposición interpuesto por CENTRALES ELECTRICAS DE NARIÑO S.A. E.S.P., contra la Resolución CREG 048 de 2003.
Sobre el Mismo Tema Ver: Resolución CREG 048-03
LA COMISION DE REGULACION DE ENERGIA 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.
C O N S I D E R A N D O:
Que mediante la Resolución CREG 082 de Diciembre 17 de 2002, la Comisión aprobó los principios generales y la metodología para establecer los cargos por uso de los Sistemas de Transmisión Regional y/o Distribución Local.
Que mediante la Resolución CREG 048 de Junio 19 de 2003, la Comisión aprobó 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 CENTRALES ELÉCTRICAS DE NARIÑO S.A. E.S.P.
Que mediante radicado CREG E-2003-006897 de julio 17 de 2003, CENTRALES ELÉCTRICAS DE NARIÑO S.A. E.S.P., interpuso oportunamente recurso de reposición contra la Resolución CREG 048 de junio 19 de 2003, con los siguientes argumentos:
1. En la parte considerativa de dicha resolución, literales a y b, aplicada la metodología contenida en la resolución CREG 082 de 2002, por parte de la CREG se recalculan los costos anuales para remunerar los activos de conexión al STN y de los niveles de tensión IV, III y II, sin aplicar criterios de eficiencia y aplicando criterios de eficiencia respectivamente, cuyos valores en pesos a diciembre de 2001, no coinciden con los reportados por CEDENAR S.A. E.S.P. a la Comisión.
2. Revisado el documento soporte, CREG 046 de junio 19 de 2003, el cual sirve de base para la expedición de la resolución impugnada, encontramos las siguientes inconsistencias que terminan modificando el valor a reconocer de cargos en detrimento de CEDENAR S.A. E.S.P. y que no permitimos listar a continuación:
· Equívocamente, en la página trece (13) del documento soporte CREG 046 de junio 19 de 2003, con código O5JU, que corresponde a la subestación Junín, y en general todos los activos asociados a ésta se los considera como parte del Sistema del Putumayo; cuando en realidad la Subestación y los equipos son operados por CEDENAR S.A. E.S.P., puesto que están ubicados en el Pie de Monte Costero y que no tienen nada que ver con la prestación del servicio al departamento del Putumayo , lo cual se puede constatar con el mapa correspondiente al Departamento de Nariño en donde señalan las subestación y en especial la subestación Junín. Esta equivocación que pensamos es involuntaria, cambia radicalmente los cargos reconocidos a CEDENAR S.A. E.S.P., por lo que desde ya solicitamos sean incluidos como infraestructura operada por nuestra empresa y por tanto se revisen dichos cargos.
· La misma situación aplica para los siguientes activos que han sido reclasificados como operados por el Sistema Putumayo :
1. Línea 41JAO5JU, (pág. 15).
2. Unidad constructiva N3S1 de la subestación O5JU (pág. 17).
3. Unidad constructiva N3S2 de la subestación O5JU (pag. 17).
4. Unidad constructiva N4S1 de la subestación O5JU (pág.17).
5. Unidad constructiva N4S19 de la subestación 05JU (pág.17).
6. Unidad constructiva N4S2 de la subestación O5JU (pág. 17).
7. Unidad constructiva N4S37 de la subestación 05JU (pág.17).
8. Unidad constructiva N4S37 de la subestación 41JA (pág.20).
9. Unidad constructiva N4S7 de la subestación 41JA (pág.20).
10. Unidad constructiva N3TI de la subestación 05JU (pág.23).
11 . Unidad constructiva N4T2 de la subestación 05JU (pág.23).
12. Unidad constructiva N4L4 del código de línea 41JAO5JU (pág.26).
3. De otra parte, se reitera que CEDENAR S.A. E.S.P. no reportó en su estudio a la CREG ningún activo asociado con la conexión de la generación al sistema del distribuidor. No obstante esto, en el documento soporte los equipos que se mencionan a continuación, han sido considerados también en forma equivocada como asociados a la generación de la planta de río Mayo por estar conectados al barraje de 6.6 kV de dicha planta, pero cabe anotar que estos son de uso exclusivo del distribuidor, ya que alimentan uno de los circuitos que abastecen a las poblaciones de San Pablo, Colón y Génova, como se puede comprobar en el diagrama unifilar adjunto.
1. Unidad constructiva N3S2 de la subestación 52RN (pág .21).
2. Unidad constructiva N2S3 de la subestación 52RN (pág.21).
3. Unidad constructiva N3T1 de la subestación 52RN (pág.21).
4. En lo concerniente al documento soporte, en la página segunda mencionan “... dado que se presentó la inquietud sobre el porcentaje de uso que hace cada uno de los operadores de red CENTRALES ELECTRICAS DE NARIÑO S.A. E.S.P. (CEDENAR) Y CENTRAL HIDROELECTRICA DE CALDAS S.A. E.S.P. (CHEC), EN LAS SUBESTACIONES Armenia y Regivit, la comisión preguntó específicamente sobre este tema a las dos empresas; mediante comunicación radicado CREG bajo el No. E-2003-004913 del 15 de mayo de 2003 de CEDENAR y la radicada bajo el No. E-2003-0049626 del 16 de mayo de 2003 proveniente e la CHEC, ambas empresas reconocen que el uso de la subestación Regivit es de la CENTRAL HIDROELECTRICA DE CALDAS S.A. E.S.P . con respecto a la subestación Armenia, dado que las empresas no especificaron la distribución del uso por parte de las mismas, esta comisión decide que el módulo de barraje, el módulo común y el sistema de control de esta subestación, se reconocerá un 50% a cada Operado de Red. Como es obvio CEDENAR no tienen ninguna conexión con CENTRALES HIDROELECTRICAS DE CALDAS, razón por la cual solicitamos no tener en cuenta cualquier implicación en la determinación de los cargos que se derive de esta consideración.
5. De conformidad con el reporte realizado por CEDENAR S.A. E.S.P. el cual en su oportunidad fue verificado y corregido por el Inspector asignado por la CREG, la empresa clasificó los siguientes activos como conexión al STN:
1 . Unidad constructiva N5S4 de la subestación 41JA en cantidad 1 correspondiente a bahía de transformación y barra de transferencia (pág. 20).
2. Unidad constructiva N5S10 de la subestación 41JA en cantidad 1 correspondiente al módulo común activos de conexión STN, (pág. 20).
3. Unidad constructiva N5TC7 de la subestación 41JA en cantidad 4 que incluye un autotransformador de reserva, correspondiente a los campos de transformación, (pág. 23).
Los anteriores equipos sirven de base para calcular el valor de conexión al STN, asciende a la suma de $1.290.378.149 millones, sin embargo, observamos que el valor estimado por la CREG es muy superior al estimado por CEDENAR S.A. E.S.P. el cual asciende a $2.584.091.388 según la resolución impugnada, no encontrando por parte de CEDENAR S.A. E.S.P. explicación o fundamento alguno que justifique este valor. Se anexa dos cuadros donde se realizan los cálculos de estos elementos para los activos de conexión.
6. En lo correspondiente al reconocimiento de la Administración, Operación y Mantenimiento para activos en zona de contaminación salina, la Resolución CREG 082 de 2002, en el numeral correspondiente expresa, que reconocía el AOM por contaminación salina cuando esta se ubicaba dentro de las regiones en las cuales se reconoció dicha condición en el periodo tarifario 1997-2002.
En el anterior estudio de cargos de uso, se expreso que las siguientes subestaciones y sus líneas asociadas son afectadas por los procesos de contaminación salina: Junin, Buchelly y Tumaco. Junto a lo anterior, en la misma zona se ubican las subestaciones de Tangareal y Llorente, por lo tanto solicitamos corregir el porcentaje de mantenimiento reconocido a los activos asociados a las siguientes subestaciones:
· Subestación Junin, código O5JU, pagina 13
· Subestación Buchelly, código 6OBU, pagina 14
· Subestación Llorente, código 60LL, pagina 14
· Subestación Tangareal, código 6OTG, pagina 14
· Subestación Tumaco, código 6OTM, pagina 14
· El tramo de línea afectado por contaminación salina corresponde a la línea Junín Buchelly, código 05JU6OBU.
· El tramo de la línea entre la subestación Jamondino y Junin, código 41JAO5JU no es afectada por procesos de contaminación salina.
· Todas las líneas de la subestación Tumaco, Buchelly, Tangareal y Llorente son afectadas por procesos de contaminación salina.
Con fundamento en lo anterior, solicitamos que previos los análisis del caso de repongan o revoque en el siguiente sentido los artículos que a continuación se mencionan de la resolución materia recurso, por afectar el calculo de los cargos por conexión y uso de los niveles IV, III y II y el valor que se debe tener en cuenta en la etapa de transición tarifaria.
· Artículo Primero. Costo anual por uso de los activos del nivel de tensión IV. En el cual se debe incluir todo lo concerniente a la subestación Junín y la línea Jamondino-Junín.
· Artículo Segundo. El Costo anual de los activos de conexión al sistema de transmisión STN. Acorde a nuestro criterio corresponde a un valor muy superior al que realmente se debe reconocer.
· Articulo Tercero. Cargos máximos de los niveles de tensión III y II. Estos se deben revaluar teniendo en cuenta lo estipulado con los activos de la subestación Junín y la planta de río Mayo.
· Artículo Octavo. Segunda Etapa de transición tarifaria. Este se debe revaluar una vez se aclaren los puntos anteriores.
Que para resolver el recurso interpuesto, la Comisión considera :
1. La diferencia en los resultados de los cálculos efectuados por la empresa recurrente respecto a los de la CREG plasmado en el acto recurrido, no es argumento suficiente para variar su decisión por cuanto no comporta el señalamiento específico de las violaciones en que se pudo incurrir, por lo cual, no existe una determinación de los motivos de inconformidad, en la forma en que lo exige el artículo 52 numeral 1 del Código Contencioso Administrativo.
2. Con base en la nueva información aportada en el recurso por CENTRALES ELÉCTRICAS DE NARIÑO S.A. E.S.P., se pudo constatar que los activos considerados inicialmente como asociados al Sistema de Putumayo y no tenidos en cuenta en el cálculo de cargos, se deben reconocer ya que son Activos de Uso del STR y SDL operados por CEDENAR S.A. E.S.P.. En ese sentido, se considera procedente incluir en el cálculo de los cargos, los activos asociados a la Subestación Junín y a la línea Jamondino–Junín.
3. Así mismo, y de acuerdo con la nueva información aportada con el recurso, es procedente incluir en el cálculo de cargos, los activos considerados inicialmente como asociados a la Generación de la Planta Río Mayo, ya que son Activos de Uso del SDL operados por CEDENAR S.A. E.S.P. y no fueron tenidos en cuenta en el cálculo inicial.
4. Respecto de los argumentos expuestos por el recurrente referente a la consideración presentada en el documento soporte “...dado que se presentó la inquietud sobre el porcentaje de uso que hace cada uno de los operadores de red CENTRALES ELECTRICAS DE NARIÑO S.A. E.S.P. (CEDENAR) Y CENTRAL HIDROELECTRICA DE CALDAS S.A. E.S.P. (CHEC), EN LAS SUBESTACIONES Armenia y Regivit.... ” , debe aclararse que dicha consideración correspondió a un error tipográfico y en nada afectó la determinación de cargos para CEDENAR S.A. E.S.P., puesto que la misma está referida a los cargos de otra empresa.
5. Según el párrafo final del numeral 1 del Anexo No.3 de la Resolución CREG 082 de 2002, se considerarán como activos de conexión al STN las unidades constructivas: Bahía de Transformador con tensión mayor o igual a 220 kV, el Transformador con una tensión primaria mayor o igual a 220 kV y, secundaria, cualquier tensión y la Bahía de Transformador del lado de baja.
Dentro del estudio motivado por el recurso interpuesto, se encontró que en el Costo Anual de los Activos de Conexión al Sistema de Transmisión Nacional-STN establecido en el artículo 2 de la Resolución CREG 048 de 2003, no se consideró la Unidad Constructiva N4S8 ubicada en la Subestación Jamondino la cual había sido incluida en el nivel de tensión 4; ni la capacidad verdadera de cada uno de los transformadores de Conexión al STN, la cual corresponde a 50 MVA, ya que por error, la empresa reportó en la base de datos de la Comisión una capacidad de 150 MVA, por lo cual es necesario corregir dicho valor.
De esta manera, para el caso de CENTRALES ELÉCTRICAS DE NARIÑO S.A. E.S.P., los activos considerados de conexión al STN, que se encuentran ubicados en la subestación Jamondino, están clasificados en las siguientes Unidades Constructivas:
· N5S4
· N5S10
· N5TC7
Estos activos se tendrán en cuenta para el cálculo del Costo Anual de los activos de Conexión al STN.
Por lo tanto, se incluyen en el cálculo del Costo Anual de los activos de Conexión al Sistema de Transmisión Nacional-STN lo solicitado en el recurso y la información omitida inicialmente.
6. Según el numeral 1.3 del Anexo No. 1 de la Resolución CREG 082 de 2002, para reconocer sobre una Unidad Constructiva el porcentaje adicional de AOM por contaminación salina, esta debe ubicarse dentro de las regiones en las cuales se reconoció dicha condición en el período tarifario 1997-2002.
Bajo esta consideración procede reconocer a CENTRALES ELÉCTRICAS DE NARIÑO S.A. E.S.P., la fracción adicional del Costo de Reposición de la Unidad Constructiva, como gasto anual de administración, operación y mantenimiento por efecto de la contaminación salina para el período tarifario 2003-2007, para los activos asociados a las subestaciones Junín, Buchelly, Tumaco, Tangareal y Llorente.
Que de la revisión hecha por la CREG con posterioridad a la entrega del recurso, se encontró que los activos correspondientes a los Transformadores de potencia bidevanados del STR y/o SDL que aparecen en la información reportada por CENTRALES ELECTRICAS DE NARIÑO S.A. E.S.P. en la base de datos de activos de distribución y en la solicitud de aprobación de cargos radicada en la CREG bajo el No. 011948 del 31 de diciembre de 2002 no se consideraron, por lo que es necesario recalcular los cargos incluyendo con la información omitida.
Que como resultado del recálculo de los Cargos Máximos del Nivel de Tensión 2, es necesario modificar el Cargo de Transición y el porcentaje de incremento mensual establecidos en el Artículo 8. de la Resolución CREG 048 de 2003, guardando la consistencia adecuada;
Que una vez realizados los ajustes pertinentes y aplicada la metodología contenida en la Resolución CREG 082 de 2002, se calcularon nuevamente para los sistemas operados por CENTRALES ELÉCTRICAS DE NARIÑO S.A. E.S.P., las siguientes variables principales:
a) Costo anual para remunerar los activos de conexión al STN y de los Niveles de Tensión 4, 3 y 2, sin aplicar los criterios de eficiencia de que trata el Anexo No 8 de la Resolución CREG 082 de 2002:
b) Costo anual para remunerar los activos de conexión al STN y de los Niveles de Tensión 4, 3 y 2, aplicando los criterios de eficiencia de que trata el Anexo No 8 de la Resolución CREG 082 de 2002 y los aprobados mediante Resolución CREG 030 de 2003:
Que la Comisión de Regulación de Energía y Gas, en su sesión No. 221 del 11 de Septiembre de 2003, acordó expedir la presente Resolución;
R E S U E L V E :
Artículo 1º. Modificar el Artículo 1 de la Resolución CREG 048 de 2003, el cual queda 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 Centrales Eléctricas de Nariño S.A. E.S.P. será el siguiente:
 ”
Concordancia: Resolución CREG 048-03 Artículo 1
Artículo 2. Modificar el Artículo 2 de la Resolución CREG 048 de 2003, el cual queda así:
“ Artículo 2. 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 Centrales Eléctricas de Nariño S.A. E.S.P. será el siguiente:
”
Concordancia: Resolución CREG 048-03 Artículo 2
Artículo 3. Modificar el Artículo 3 de la Resolución CREG 048 de 2003, el cual queda así:
“ Artículo 3. Cargos Máximos de los niveles de tensión 3 y 2. Los Cargos Máximos de los niveles de tensión 3 y 2, en valores monomios del sistema operado por Centrales Eléctricas de Nariño S.A. E.S.P., en cada año del período tarifario, serán los siguientes:
Parágrafo. De conformidad con lo establecido en el Numeral 2 del Anexo No 4 de la Resolución CREG 082 de 2002, los Cargos Máximos de que trata el presente Artículo serán liquidados y facturados por el OR a cada uno de los Comercializadores que atienden Usuarios Finales conectados a su sistema en los niveles de tensión 3 y 2, y a los OR que tomen energía de su sistema en los mismos niveles de tensión. Estos cargos serán igualmente liquidados y facturados respecto de la demanda de los usuarios de Nivel de Tensión 1 referida al Nivel de Tensión 3 o 2, según el caso, como se deriva de lo establecido en el literal d. numeral 4 del Anexo No 4 de la Resolución CREG 082 de 2002. ”
Concordancia: Resolución CREG 048-03 Artículo 3
Artículo 4. Modificar el Artículo 8 de la Resolución CREG 048 de 2003, el cual queda así:
“Artículo 8. Segunda Etapa de la Transición Tarifaria. Para dar cumplimiento a lo establecido en la Resolución CREG 032 de 2003 se establecen los siguientes parámetros para Centrales Eléctricas de Nariño S.A. E.S.P., en cuanto a la gradualidad en la aplicación del Cargo Máximo de Nivel de Tensión 2 establecida en el numeral 3 del Artículo 2 de dicha Resolución:
- Cargo de transición para el primer mes de aplicación del Cargo Máximo de Nivel de Tensión 2 aprobado en esta Resolución: 45.2000 $/kWh (pesos de diciembre de 2001).
- Porcentaje de incremento mensual: 2.1 %, en términos reales.
- Plazo: 12 meses. ”
Concordancia: Resolución CREG 048-03 Artículo 8
Artículo 5º. Recursos. La presente Resolución deberá notificarse a CENTRALES ELECTRICAS DE NARIÑO S.A. E.S.P. Contra este acto no procede recurso alguno por encontrarse agotada la vía gubernativa , salvo el de reposición contra los artículos 3 y 4, únicamente en lo relativo a la inclusión de los transformadores del STR y/o SDL que aparecen en la información reportada por CENTRALES ELECTRICAS DE NARIÑO S.A. E.S.P., el cual se podrá interponer ante la Dirección Ejecutiva de la CREG dentro de los cinco (5) días hábiles siguientes a la fecha de su notificación.
Publicada en el Diario Oficial No. 45.326 del 30 de septiembre de 2003
Dada en Bogotá. D.C., a los 11 SEP. 2003
NOTIFÍQUESE, PUBLÍQUESE Y CÚMPLASE,
MANUEL MAIGUASHCA OLANO | JAIME ALBERTO BLANDÓN DÍAZ |
Viceministro de Minas y Energía
Delegado del Ministro de Minas y Energía | Director Ejecutivo |
Presidente |  |
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