RESOLUCIÓN 54 DE 2017

(mayo 5)

Diario Oficial No. 50.244 de 25 de mayo de 2017

COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS

Por la cual se actualiza el costo anual por el uso de los activos de nivel de tensión 4 de las Centrales Eléctricas del Norte de Santander S. A. E.S.P.

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 números 1524 y 2253 de 1994, 1260 de 2013, y

CONSIDERANDO QUE:

De acuerdo con lo previsto en el literal d) del artículo 23, y el artículo 41 ambos de la Ley 143 de 1994, es función de la Comisión de Regulación de Energía y Gas fijar las tarifas por el acceso y uso de las redes eléctricas.

Mediante la Resolución CREG 097 de 2008 modificada por las Resoluciones CREG 133, 135 y 166 de 2008, la Comisión aprobó los principios generales y la metodología para el establecimiento de los Cargos por Uso de los Sistemas de Transmisión Regional (STR) y de Distribución Local (SDL).

En la Resolución CREG 122 de 2009, se aprobó 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 las Centrales Eléctricas del Norte de Santander S. A. E.S.P. en el sistema de transmisión regional (STR) y en el Sistema de Distribución Local (SDL).

Mediante la Resolución CREG 171 de 2009, la CREG resolvió el recurso de reposición interpuesto por las Centrales Eléctricas del Norte de Santander S. A. E.S.P. sobre la Resolución CREG 122 de 2009.

De acuerdo con el artículo 9o de la Resolución CREG 097 de 2008, por la puesta en operación de nuevos activos podrán actualizarse los cargos por uso de los OR, siempre que se cumplan las condiciones establecidas en el Capítulo 4 del anexo general de esa resolución.

Las Centrales Eléctricas del Norte de Santander S. A. E.S.P., mediante comunicación con Radicado CREG E-2016-000110 del 5 de enero de 2017, solicitó a la CREG la actualización del costo anual por el uso de los activos de nivel de tensión 4 por la conexión de dos transformadores adicionales en la Subestación Ocaña 230/115 - 90 MVA.

Mediante auto del 27 de enero de 2017, la Comisión dio inicio a la actuación administrativa tendiente a actualizar el costo anual por el uso de activos del nivel de tensión 4 de las Centrales Eléctricas del Norte de Santander S. A. E.S.P., y ordenó la apertura del respectivo expediente que fue distinguido con el número 20170003.

Mediante comunicación radicada en la CREG con el número E-2017-001605 del 23 de febrero de 2017, las Centrales Eléctricas del Norte de Santander S. A. E.S.P. solicitan la actualización del costo anual por el uso de los activos del nivel de tensión 4, por la entrada en operación del segundo transformador de conexión al STN en la Subestación San Mateo 115 kV.

Por considerar que las solicitudes relacionadas con las Subestaciones Ocaña y San Mateo tienen el propósito de decidir sobre la actualización de los costos anuales del nivel de tensión 4, mediante auto del 23 de marzo de 2017, la Comisión acumuló ambas solicitudes dentro de la misma actuación administrativa.

Antes y durante el desarrollo de la actuación administrativa las Centrales Eléctricas del Norte de Santander S. A. E.S.P. entregaron la siguiente información:

a) Listado de unidades constructivas que componen los proyectos en el nivel de tensión 4, con base en las definidas en el Capítulo 5 del anexo general de la Resolución CREG 097 de 2008. Estas son:

Conexión de dos transformadores adicionales en la subestación Ocaña:

Segundo transformador de conexión al STN en la Subestación San Mateo:

b) Copia del concepto que sobre los proyectos emitió la Unidad de Planeación Minero-Energética, con Radicado UPME 20171520000971;

c) Comunicación con Radicado número 027164-1 del 30 de diciembre de 2017, en donde XM certifica la entrada en operación comercial, a partir del día 31 de octubre de 2016, del segundo y tercer transformador en la Subestación Ocaña 230/115 kV de 90 MVA y sus respectivas bahías de conexión al STN y STR;

d) Comunicación con Radicado número 002844-1 del 8 de febrero de 2017, en donde XM certifica la entrada en operación comercial, a partir del día 6 de febrero de 2017, del segundo transformador en la Subestación San Mateo 230/115 kV de 150 MVA y sus respectivas bahías de conexión al STN y STR;

e) Diagramas unifilares de las subestaciones Ocaña y San Mateo 230/115 kV.

Mediante comunicación con Radicado CREG S-2017-001553 del 31 de marzo de 2017, la Comisión solicitó a la empresa información sobre las unidades constructivas especiales relacionadas en ambos proyectos, específicamente justificación de la necesidad, información técnica o estudios de soporte y detalle de los costos. Esta solicitud fue respondida por las Centrales Eléctricas del Norte de Santander S. A. E.S.P. mediante comunicación con Radicado CREG E2017-003944 del 24 de abril de 2017.

La Comisión consideró necesario verificar en terreno las características de los activos solicitados por la empresa y para tal fin el día 5 de abril de 2017 funcionarios de la CREG llevaron a cabo una visita a la Subestación San Mateo 230/115 kV, la cual fue acompañada por personal de las Centrales Eléctricas del Norte de Santander S. A. E.S.P. En dicha visita la empresa también presentó los detalles del proyecto “conexión de dos transformadores adicionales en la Subestación Ocaña 230/115-90 MVA”.

Como resultado del análisis de la información entregada durante la actuación administrativa y a partir de las consideraciones que se detallan en el documento soporte de esta resolución, se ajustó el inventario de activos de la empresa. Las unidades constructivas a reconocer son las siguientes:

Conexión de dos transformadores adicionales en la Subestación Ocaña:

Segundo transformador de conexión al STN en la Subestación San Mateo:

Aplicada la metodología establecida en la Resolución CREG 097 de 2008 se calcularon las siguientes variables:

La Comisión, en Sesión número 775 del 5 de mayo de 2017, aprobó modificar el Costo Anual por el uso de los activos de nivel de tensión 4 de las Centrales Eléctricas del Norte de Santander S. A. E.S.P., por la conexión de dos transformadores adicionales en la Subestación Ocaña 230/115 - 90 MVA y por la entrada en operación del segundo transformador de conexión al STN en la Subestación San Mateo 115 kV,

RESUELVE:

ARTÍCULO 1o. El artículo 1o de la Resolución CREG 122 de 2009, modificado por la Resolución CREG 171 de 2009, 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 las Centrales Eléctricas del Norte de Santander S. A. E.S.P., calculado en la forma establecida en la Resolución CREG 097 de 2008, es el siguiente:

ARTÍCULO 2o. El artículo 5o de la Resolución CREG 122 de 2009, queda así:

“Artículo 5o. Costos de reposición de la inversión. Los costos de reposición de la inversión del OR Centrales Eléctricas del Norte de Santander 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:

ARTÍCULO 3o. VIGENCIA. De conformidad con lo previsto por el artículo 19 de la Resolución CREG 097 de 2008, los cargos y valores aquí aprobados estarán vigentes desde la fecha en que quede en firme la presente resolución y por el periodo que establezca la regulación, sin perjuicio de las actualizaciones a que haya lugar. Vencido su período de vigencia, continuarán rigiendo hasta que la Comisión apruebe los nuevos.

ARTÍCULO 4o. RECURSOS. La presente resolución deberá notificarse a las Centrales Eléctricas del Norte de Santander S. A. E.S.P. Contra lo dispuesto en este acto procede el recurso de reposición, 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.

Notifíquese, publíquese y cúmplase.

Dada en Bogotá, D. C., a 5 de mayo de 2017.

La Presidenta,

RUTTY PAOLA ORTIZ JARA,

Viceministra de Energía, Delegada del Ministro de Minas y Energía.

El Director Ejecutivo,

GERMÁN CASTRO FERREIRA.