EE7A593DFAF79F5F0525785A007A5F18 Resolución - 2001 - CREG118-2001
Texto del documento
RESOLUCIÓN No. 118
(17 SEP. 2001)


LA COMISION DE REGULACION DE ENERGIA Y GAS



C O N S I D E R A N D O:


I. ANTECEDENTES

1. Que la Comisión de Regulación de Energía y Gas mediante Resolución CREG-099 de 1997, adoptó la metodología para el cálculo de los cargos por uso de los Sistemas de Transmisión Regional y Distribución Local;

2. Que mediante las Resoluciones CREG-162; CREG-163; CREG-180 y CREG-249; y CREG-184 y CREG-253 de 1997 se aprobaron los cargos por uso del Sistema de Transmisión Regional y Distribución Local de la Electrificadora de Córdoba S.A. E.S.P., Electrificadora de Bolívar S.A. E.S.P., Empresa de Energía de Magangué S.A. E.S.P. y la Electrificadora de Sucre S.A. E.S.P., respectivamente;

3. Que a través de la Resolución CREG-068 de 1998, la Comisión dictó disposiciones relativas a la integración de mercados de comercialización y distribución de electricidad;

4. Que con la comunicación radicada internamente bajo el No. 5135 de 1998, la Electrificadora de la Costa Atlántica S.A. E.S.P., en adelante ELECTROCOSTA, manifestó a la CREG, de acuerdo con la Resolución CREG-068 de 1998, su intención de integrar, a partir del 1º de noviembre de 1998, los mercados que eran atendidos por la Electrificadora de Bolívar S.A. E.S.P., Electrificadora de Sucre S.A. E.S.P., Empresa de Energía de Magangué S.A. E.S.P. y Electrificadora de Córdoba S.A. E.S.P., en adelante las Electrificadoras;

5. Que mediante la Resolución CREG-114 de 1998, se fijaron los costos de distribución (cargos por uso del STR y SDL) y comercialización para el mercado unificado de la Electrificadora de la Costa Atlántica S.A. E.S.P., estableciéndose en su Artículo 4o. que esta Resolución rige hasta el 31 de diciembre del año 2002;

6. Que la empresa ELECTROCOSTA, mediante comunicación PLANCORP-026-00, con número interno de radicación CREG-5149 del 30 de Junio de 2000, solicitó la revisión de los cargos vigentes por uso del sistema de transmisión regional y distribución local operado por esta empresa, con base en lo dispuesto en el Artículo 126 de la Ley 142 de 1994 y en las Resoluciones CREG-094 de 1996, CREG-099 de 1996 y CREG-099 de 1997. La solicitud formulada por ELECTROCOSTA consiste en recalcular los cargos por uso del STR y SDL dado que, según la empresa, existen activos que no fueron tomados en cuenta para el cálculo y la fijación del Cargo por Uso. Según la solicitud, el grupo de estos activos se descompone así:

· Activos que estaban en servicio al momento de fijación de la tarifa, que hacían parte del sistema eléctrico y del flujo de energía operativo al momento del cálculo de la tarifa (Diciembre/1996) y que no fueron incluidos, porque no fueron reportados por las Electrificadoras. · Activos nuevos (adicionales y de sustitución) que entraron en operación con posterioridad a la fijación del Cargo por Uso. Estos activos están constituidos principalmente por las inversiones relacionadas con el proyecto PLANIEP y otras inversiones complementarias requeridas para mejorar la calidad del suministro de energía.

· Mayor valor de los contratos de conexión con Transelca e ISA, los cuales vencieron en Julio 31 de 1999 y su renegociación implicó aumentos con respecto a sus valores anteriores.

· Mayor valor en los contratos de conexión originados en inversiones para eliminar restricciones regionales.

7. Que mediante comunicación MMECREG-2044 del 20 de septiembre de 2000, la Dirección Ejecutiva solicitó complementar y ampliar la información enviada en el oficio mencionado en el punto anterior. La información solicitada incluía:

a) “Flujo de Caja desde el año 1996 (discriminando, en los años que resulte pertinente, para las empresas que operaban los sistemas de transmisión regional y de distribución local que hoy operan ELECTROCOSTA y ELECTRICARIBE) b) Discriminación de los activos existentes a 31 de diciembre de 1996 y los que han entrado en operación con posterioridad a esa fecha. Se deben presentar el inventario detallado de activos por Operador de Red utilizando los formatos de costos unitarios y de unidades constructivas establecidos por la Resolución CREG 099 de 1997. La información deberá ser certificada por el Revisor Fiscal de cada empresa

c) Copia de los contratos de conexión al STN de ELECTROCOSTA y ELECTRICARIBE d) Listado de los puntos de conexión, de los sistemas operados por ELECTROCOSTA y ELECTRICARIBE, a los sistemas de otros Operadores de Red. En cada caso se debe discriminar: Fecha de entrada en operación comercial de la conexión, nivel de tensión del punto de conexión y energía anual que se ha intercambiado hacia el sistema de ELECTROCOSTA y hacia el sistema de ELECTRICARIBE desde 1996 y hasta 1999

e) Detalle de las obras de infraestructura que se han realizado con posterioridad al 31 de diciembre de 1996 con la finalidad de disminuir o eliminar restricciones eléctricas. Se deben presentar el inventario detallado de dichos activos para cada Operador de Red utilizando los formatos de costos unitarios y de unidades constructivas establecidos por la Resolución CREG 099 de 1997. La información deberá ser certificada por el Revisor Fiscal de cada empresa

f) Modelo detallado de los Sistemas de Transmisión Regional y Distribución Local para cada nivel de tensión. Para este modelaje se deberán utilizar los flujos de energía correspondientes al año 1996, con las inyecciones reales a la red en los diferentes niveles de tensión y las ventas reales en los niveles IV, III, y II. El modelaje de los flujos se completará asumiendo los porcentajes de pérdidas acumulados establecidos por la Resolución CREG 099 de 1997, referidos a la energía disponible total

g) Inversiones proyectadas durante el período analizado por ELECTROCOSTA y ELECTRICARIBE (1999 – 2010), y la justificación de cada una de ellas. Se deben presentar el inventario detallado de los activos asociados con dichas inversiones, utilizando los formatos de costos unitarios y de unidades constructivas establecidos por la Resolución CREG 099 de 1997

h) Para el flujo de caja presentado en el anexo 4 del Radicado CREG No. 5149 de 2000, explicar a que corresponde el ítem: “Otros y Transmisión” ” (Subrayado fuera de texto) 8. Que ELECTROCOSTA, a través de oficio con número interno de radicación CREG-8337 del 10 de noviembre de 2000 entregó a la CREG, con la certificación del revisor fiscal, un documento que contiene: el inventario de activos eléctricos, copia de los contratos de conexión, un listado de los puntos de conexión de ELECTROCOSTA con otros Operadores de Red, diagramas de flujos de energía a 1996 y plan de expansión de ELECTROCOSTA para el período 2000-2010;

9. Que durante el mes de diciembre de 2000, la CREG solicitó a ELECTROCOSTA completar la información requerida en comunicación MMECREG-2044 del 20 de septiembre de 2000. ELECTROCOSTA envió 4 mensajes electrónicos a través de los cuales entregó el detalle de los modelos utilizados para los análisis financieros incluidos en su solicitud inicial y, adicionalmente, entregó un diagrama unifilar de su sistema mediante comunicación con radicado CREG-9307 del 21 de diciembre de 2000;

10. Que Mediante la Resolución CREG-112 de diciembre 26 de 2000, corregida mediante Resolución CREG-003 del 24 de enero de 2001, se procedió a designar peritos para verificar, de acuerdo con la metodología prevista en la Resolución CREG-099 de 1997, el inventario de los activos eléctricos de transmisión regional y distribución local para los Niveles de Tensión II, III y IV presentado por la ELECTROCOSTA; compararlo con la base implícita de activos utilizada por la CREG para el cálculo y fijación de los Cargos por Uso correspondientes, con el fin de determinar si existían activos en operación a diciembre de 1996 que no fueron tomados en cuenta en dicho cálculo, y valorarlos de acuerdo con la metodología establecida por la CREG;

· Uno de los fundamentos de la solicitud presentada por ELECTROCOSTA consiste en que:

· De acuerdo con lo dispuesto por el Artículo 108 de la ley 142 de 1994, cuando existan diferencias de información o de apreciación sobre aspectos que requieran conocimientos especializados, la autoridad decretará las pruebas a que haya lugar;

· Por la magnitud de los activos que, según la solicitud, no fueron incluidos en la base de activos reportada a la CREG para el cálculo y fijación del Cargo por Uso del STR y SDL de ELECTROCOSTA, se hizo necesario verificar los hechos expuestos por la empresa solicitante en esta materia;

11. Que mediante comunicación MMECREG-029 de enero 10 de 2001, la CREG informó al Perito el alcance de la prueba pericial ordenada en la Resolución CREG-112 de 2001;

12. Que mediante Comunicación MMECREG-0154 de 2001, la CREG solicitó a ELECTROCOSTA publicar en un diario de circulación nacional la solicitud de revisión de cargos por uso del STR y SDL;

13. Que mediante radicado CREG-0859 del 8 de febrero de 2001, ELECTROCOSTA envió copia de la publicación ordenada en el Diario la República, el 7 de febrero del presente año;

14. Que mediante documento con radicado CREG-2264 de Marzo 20 de 2001, el Perito entregó el informe CREG-IF-001 que contiene el resultado de la prueba pericial decretada;

15. Que el día 23 de marzo de 2001 ELECTROCOSTA presentó el documento con radicado CREG-2413 de 2001, con el cual entregó a la Comisión la información para soportar su estimación de kilómetros de líneas de Nivel de Tensión I;

16. Que mediante documento con radicado CREG-2481 de Marzo 26 de 2001, el Perito entregó mapas, disquetes y planos como soporte de su informe CREG-IF-01;

17. Que mediante comunicación MMECREG-915 del 27 de marzo se informó a ELECTROCOSTA del traslado del dictamen presentado por el Perito;

18. Que mediante radicado CREG-2744 del 2 de abril de 2001, ELECTROCOSTA solicitó aclaraciones y complementaciones al dictamen presentado;

19. Que mediante Auto del 25 de mayo de 2001, la CREG a solicitud de ELECTROCOSTA, ordenó al Perito realizar unas adiciones y aclaraciones al Informe presentado, negó otras y dispuso la realización de una Evaluación Técnica sobre la estimación de kilómetros de líneas de Nivel de Tensión I, a cargo de un funcionario técnico de la CREG;

20. Que mediante comunicación con radicado CREG-4761 de mayo 29 de 2001, el Perito presentó el informe CREG-IF-02 mediante el cual dio respuesta a las aclaraciones y complementaciones solicitadas;

21. Que mediante comunicación con radicación CREG-4860 del 31 de mayo del año en curso, ELECTROCOSTA presentó recurso de reposición y subsidiario de apelación contra el auto de mayo 25 de 2001, específicamente, en cuanto excluyó de las aclaraciones y adiciones ordenadas al dictamen, lo solicitado en los literales a) y b) de la solicitud de aclaración y adición;

22. Que el 11 de Junio con radicado CREG-5186, el funcionario designado para la Evaluación Técnica presentó su Dictamen Técnico sobre la estimación de los activos del Nivel de Tensión I;

23. Que el día 13 de junio de 2001, mediante comunicación con radicado CREG-5255, el Perito entregó el informe CREG-IF-03 mediante el cual aclara las observaciones formuladas sobre su informe CREG-IF-02;

24. Que el día 27 de junio de 2001, mediante fijación en lista, se dio traslado del informe CREG-IF-03 a ELECTROCOSTA;

25. Que el día 3 de julio de 2001, mediante comunicación con radicado CREG-5751, ELECTROCOSTA solicitó la aclaración y complementación de la Evaluación Técnica sobre la estimación de los activos de Nivel de Tensión I;

26. Que mediante memorial con radicación CREG-5905 del 6 de julio de 2001, el apoderado de ELECTROCOSTA presentó la valoración de los activos eléctricos que no fueron incluidos en el Auto del 25 de mayo de 2001 ni en la solicitud inicial de esta empresa y solicitó, si la CREG lo considera necesario, se ordene la revisión de esta valoración por parte de peritos designados por la CREG;

27. Que mediante el Auto del día 18 de Julio de 2001 se ordenó al funcionario designado para la Evaluación Técnica, responder las solicitudes de aclaración y complementación a su dictamen técnico respecto de la estimación de kilómetros de línea de Nivel de Tensión I presentado por ELECTROCOSTA;

28. Que mediante Resolución CREG-107 del 25 de julio de 2001 se decretó la práctica de una nueva prueba pericial con el fin de verificar la valoración realizada por ELECTROCOSTA de los activos adicionales que mediante el informe CREG-IF-03 de junio 11 de 2001, con radicación CREG-5225 de 2001, reportó en su dictamen pericial la firma ASESORÍA CONSULTORÍA E INTERVENTORÍA LTDA. ACI LTDA., como activos existentes a 1996 y que no fueron reportados en el inventario de los activos de transmisión regional y distribución local para los Niveles de Tensión II, III y IV presentado por la ELECTROCOSTA en su solicitud inicial;

29. Que mediante radicado CREG-6848 de agosto 3 de 2001 el funcionario designado presentó las aclaraciones a su Evaluación Técnica sobre la estimación de los activos del Nivel de Tensión I;

30. Que el día 17 de agosto de 2001, mediante fijación en lista, se dio traslado a ELECTROCOSTA, de las complementaciones y aclaraciones a la evaluación técnica sobre activos de Nivel de Tensión I;

31. Que mediante memorial con radicación CREG-7337 del 22 de agosto del año en curso, el apoderado de ELECTROCOSTA presentó renuncia al recurso de reposición interpuesto el día 31 de mayo de 2001 contra el auto de fecha 25 de mayo de 2001, con fundamento en que la CREG mediante Resolución CREG-107 de 2001, accedió a decretar la prueba solicitada en escrito del 6 de julio de 2001;

32. Que mediante radicado CREG-7391 de agosto 23 de 2001 ELECTROCOSTA presentó objeciones a la Evaluación Técnica sobre la estimación de la estimación de kilómetros de línea de Nivel de Tensión I;

33. Que mediante radicado CREG-7518 de agosto 29 de 2001 el Perito designado presentó el informe CREG-IF-01, mediante el cual presenta su dictamen sobre la valoración de los nuevos activos de Nivel de Tensión IV, III y II que no fueron incluidos por ELECTROCOSTA en su solicitud original;

34. Que mediante radicado CREG-7903 de Septiembre 7 de 2001 ELECTROCOSTA manifestó su conformidad con el peritaje relacionado con los activos de Nivel II, III y IV, referente al dictamen sobre la valoración de los nuevos activos de Nivel de Tensión VI, III y II que no fueron incluidos por ELECTROCOSTA en su solicitud original y que fue fijado en lista el día 4 de septiembre de 2001. Así mismo, este documento incluye lo que denomina “Alegatos de Conclusión”, mediante los cuales reitera y complementa las argumentaciones de ELECTROCOSTA para la revisión de los Cargos por Uso del STR y SDL;


II. ANÁLISIS DE LOS FUNDAMENTOS DE LA SOLICITUD A continuación se analiza cada uno de los elementos de la solicitud para la revisión de cargos por STR y SDL.

1. Activos nuevos (Adicionales y de sustitución) que entraron en operación con posterioridad a la fijación de los Cargos por Uso

La Resolución CREG-099 de 1997 en su Anexo 1o. Numeral 1o. señala que los cargos por uso de los STR y SDL remuneran sólo los siguientes activos:

“Los cargos se deben calcular para el sistema existente que guarde relación con los flujos de energía anuales utilizados para realizar el estudio. Los activos que estén construidos pero que no se hubieran puesto en operación, o activos que estén próximos a entrar en operación, y por los cuales las empresas hubieran pagado, se considerarán como parte del sistema existente, para efectos de calcular los cargos.” (subrayado nuestro)

Como se puede observar, la Resolución sólo remunera los activos existentes al momento de aprobar los cargos, es decir, los que estaban construidos o pagados en diciembre de 1996. La metodología adoptada por la CREG para la remuneración de la distribución, corresponde a una metodología de precio máximo basado en costo medio histórico, la cual tiene como característica principal la fijación de un precio tope (“PRICE CAP”) por un período determinado. Dicha metodología permite a la empresa apropiarse de posibles beneficios derivados de una mayor eficiencia, lo cual favorece a la empresa. Sin embargo, la metodología le garantiza al usuario, que los precios no subirán por encima del tope durante el periodo tarifario, y que los riesgos derivados de eventuales incrementos en los costos no podrán ser trasladados al usuario por la empresa.

Así, la tarifa en distribución se fundamenta en el reconocimiento del costo medio histórico, el cual es estimado con base en la inversión existente en el momento de la aprobación de la tarifa. Por lo tanto, las revisiones del cargo durante el período tarifario debido a nuevas inversiones, contrarían los principios regulatorios incorporados en la metodología, dado que dichas inversiones sólo deben ser tomadas en cuenta para los períodos tarifarios subsiguientes.

Con respecto a los activos de sustitución, es decir aquellos que reemplazan activos existentes, es importante anotar que la metodología utilizada para fijación de los cargos utiliza costos unitarios de reposición a nuevo, por lo que no se requiere reconocimiento de costos adicionales por reemplazos de activos. Los gastos necesarios para mantener en operación la red existente, corresponden al proceso normal de mantenimiento al que debe ser sometida la red durante el período tarifario.

Con respecto a las inversiones nuevas que se pretende haberlas hecho para cumplir indicadores de calidad es importante anotar que los indicadores de calidad se fijaron acorde con la tarifa vigente, es decir, la tarifa vigente tiene implícito un nivel de inversión suficiente para cumplir adecuadamente con los indicadores de calidad establecidos.

En conclusión, dada la metodología tarifaria vigente para el actual periodo en la actividad de distribución, no pueden incluirse en la base de activos, aquellos que se construyeron con posterioridad a la aprobación del cargo.

2. Aumentos en el costo de los contratos de conexión

2.1. Por renegociaciones

Al igual que en el punto anterior, la metodología incorporada en la Resolución CREG-099 de 1997 remunera el valor de los contratos de conexión existentes al momento de la fijación de los cargos, los cuales son el resultado de negociaciones bilaterales, y el precio es el acordado libremente entre las partes.

El valor de los contratos de conexión, que se tomó para el cálculo de los cargos vigentes, para el caso particular de las Electrificadoras cuyos activos posteriormente pasaron a ser de propiedad de ELECTROCOSTA y el transportador respectivo, fue referenciado por las partes a los costos indicativos fijados por la CREG, en la Resolución CREG-002 de 1994.

La metodología fijada para los cargos por distribución no contempla revisiones de tales cargos por aumentos en contratos de conexión o realización de nuevos contratos.

2.2. Por nuevas inversiones para eliminar restricciones

ELECTROCOSTA solicita incorporar los incrementos en contratos de conexión debidos a inversiones contratadas por dicha empresa con TRANSELCA para reducir restricciones regionales. En apoyo de su solicitud, ELECTROCOSTA invoca la Resolución CREG-094 de 1996, en la cual se señaló lo siguiente:

Adicionalmente, ELECTROCOSTA invoca el Artículo 6o. de la Resolución CREG-099 de 1996, que dispuso:

Al respecto se advierte que la Resolución CREG-099 de 1997 derogó expresamente la Resolución CREG-004 de 1994, así:

En razón de la derogatoria expresa de la Resolución CREG-004 de 1994 por lo ordenado en la Resolución CREG-099 de 1997, el Artículo 6o. de la Resolución CREG-099 de 1996 ha perdido vigencia.

Con respecto a la Resolución CREG-094 de 1996, es importante anotar que:

Las Resoluciones CREG-099 de 1997, CREG-070 de 1998, CREG-051 de 1998, CREG-004 de 1999 y la CREG-022 del 2001, regulan de manera general la metodología para el establecimiento de cargos por uso de los Sistemas de Distribución Regional y Local, y Sistemas de Transmisión, los criterios de remuneración de activos de uso y conexión de terceros conectados a redes de distribución regional o local y el esquema regulatorio de la expansión en el sistema de transmisión nacional y la fijación de cargos por uso de activos de transmisión y, como consecuencia, derogaron tácitamente la Resolución CREG-094 de 1996.

Así mismo, el tratamiento de las restricciones fue modificado por la Resolución CREG-062 de 2000, la cual deroga todas las Resoluciones que le sean contrarias. Dicha Resolución establece la forma de identificar las restricciones y generaciones de seguridad y su pago. De otro lado, de acuerdo con la información remitida por ELECTROCOSTA, los activos para eliminar restricciones regionales en Bolívar (Contrato de Conexión No. 070-00) fueron acometidos por TRANSELCA y pagados por ELECTROCOSTA a través de contratos de conexión. Retomando lo expuesto en el Numeral anterior, dichos incrementos en los contratos de conexión o la realización de nuevos contratos de conexión durante el período de vigencia de cargos, de acuerdo con la metodología establecida, no deben ser causa de revisión de los cargos.

3. Activos que estaban en servicio al momento de fijación de la tarifa (DIC/96), pero que no fueron reportados por las Electrificadoras.

La Resolución CREG-099 de 1997 define que los cargos se deben calcular para el Sistema existente en el momento de su aprobación, teniendo en cuenta las siguientes reglas:

· Para el caso del Nivel de Tensión I, el inventario se debió estimar a partir de una muestra representativa de dicho Nivel. Las empresas debieron diseñar la metodología de muestreo conforme al marco muestral constituido para efectos de estimar los costos de la red secundaria. El tamaño de la muestra debió garantizar globalmente una confiabilidad mayor del 90% y un error relativo de muestreo menor del 5%. · Para los Niveles de Tensión II, III y IV debió reportarse el inventario de los activos para cada Nivel de Tensión.

ELECTROCOSTA presentó en su solicitud de revisión tarifaria, información de sus activos, la cual difiere sustancialmente de la reportada por las Electrificadoras y utilizada por la CREG para la fijación de cargos a las Electrificadoras de Bolívar, Córdoba, Sucre y la Empresa de Energía de Magangué en 1997.

De acuerdo con lo dispuesto por el Artículo 108 de la Ley 142 de 1994, que dispone que cuando existan diferencias de información o de apreciación sobre aspectos que requieran conocimientos especializados, la autoridad decretará las pruebas a que haya lugar, la CREG decretó como prueba un dictamen pericial para verificar los inventarios presentados por ELECTROCOSTA para los Niveles de Tensión II, III y IV, y una Evaluación Técnica de Funcionario Público, para que verificara la información presentada por ELECTROCOSTA sobre el Nivel de Tensión I.

3.1. Resultados del Dictamen para Activos Eléctricos del Nivel I

Para el caso del Nivel de Tensión I y de conformidad con la Resolución CREG-099 de 1997, el inventario se debió estimar a partir de una muestra representativa de activos de dicho nivel. Como se mencionó, de acuerdo con esta Resolución las empresas debieron diseñar la metodología de muestreo conforme al marco muestral constituido para efectos de estimar los costos de la red secundaria. El tamaño de la muestra debía garantizar globalmente una confiabilidad mayor del 90% y un error relativo de muestreo menor del 5%.

De las comunicaciones de ELECTROCOSTA, no es posible determinar con claridad cuál fue el procedimiento seguido por dicha empresa para la estimación de los activos de Nivel I.

Inicialmente se presentó una relación de activos del Nivel de Tensión I (Radicación 8337 de Noviembre 14 de 2000), que reportó un total de 21.494 transformadores y 11.245 kilómetros de líneas de Nivel I. La metodología utilizada, de acuerdo al documento, fue la siguiente:

· Se calculó una relación del número de transformadores de Nivel I por kilómetro de red de tensión II para algunas zonas rurales y poblaciones intermedias en las cuales se estimó la totalidad de los transformadores y las longitudes de las líneas de Nivel de Tensión II.

· El resultado anterior fue aplicado a las longitudes totales estimadas para el Nivel II según planos cartográficos e información recibida de los Distritos para así obtener el total de transformadores de Nivel I.

· Para calcular la longitud total de las redes de distribución de nivel I se calculó una relación de la longitud red de Nivel I a red del Nivel II para algunas zonas rurales y poblaciones intermedias que se multiplicó por la longitud total de las líneas de Nivel de Tensión II estimada con base en la cartografía.

· Para las redes de distribución del Nivel II para las cuales no se efectuó toma física se utilizaron unos reportes de los jefes de las áreas de mantenimiento de cada Distrito Ver folios Informe del Revisor Fiscal del radicado CREG-8337 del 14 de noviembre de 2000

Cabe señalar que el Nivel II que fue la base para estimar los activos de Nivel I, en este procedimiento corresponde a una estimación y no a un inventario como lo establece la metodología. Adicionalmente, el procedimiento utilizado para estimar los activos de Nivel I no corresponde al método establecido en la Resolución CREG-099 de 1997.

La segunda información entregada por ELECTROCOSTA respecto a los activos del Nivel de Tensión I, fue su comunicación con radicado CREG-2413 del 23 de Marzo de 2001. En dicha comunicación, ELECTROCOSTA presentó “La Estimación de la Longitud de las líneas de Nivel I”, informe en el cual se relacionan 193 circuitos, 23.446 transformadores y 10.621 km de red de baja tensión.

En este segundo informe la metodología utilizada por la Empresa varió sustancialmente. De cálculos a partir de planos cartográficos para activos de Nivel II y de una relación del número de transformadores de Nivel I por kilómetro de red de tensión II, se cambió a una metodología donde se parte de un número total dado de transformadores y con una muestra de 850 transformadores se midió la longitud promedio de red secundaria para luego inferir, con este promedio y el número total de transformadores, la totalidad de dicha red.

La comparación entre los transformadores reportados en estos dos informes se presenta a continuación:


RAD 8337-NOV-2000
TRANSFORMADORES
DISTRITO Monofásicos Trifásicos Total
BOLIVAR 5,248 1,962 7,210
CORDOBA 7,521 1,439 8,960
SUCRE 3,575 811 4,386
MAGANGUE 751 187 938
TOTAL 17,095 4,399 21,494
RAD-2413 MAR-2001
TRANSFORMADORES
DISTRITO Monofásicos Trifásicos Total
BOLIVAR 8,021
CORDOBA 8,610
SUCRE 4,101
MAGANGUE 2,714
TOTAL 23,446
COMPARACIÓN VALOR DE ACTIVOS ELÉCTRICOS A DIC DE 1996 UTILIZADO POR LA CREG PARA LA FIJACIÓN DE CARGOS POR DISTRIBUCIÓN A LAS ELECTRIFICADORAS DE BOLIVAR Y CÓRDOBA
DISTRITO NIVEL IVNIVEL III NIVEL II TOTAL
Bolívar 39% -7% -17% 15%
Córdoba -13% 22% 47% 56%

Creg118-2001.pdfCreg118-2001.doc


Ultima actualización: 03/21/2011 05:19:22 PM