RESOLUCIÓN 56 DE 2018

(abril 27)

Diario Oficial No. 50.609 de 30 de mayo de 2018

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 la Empresa de Energía de Boyacá 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, y

CONSIDERANDO QUE:

De acuerdo con lo previsto en el artículo 23, literal d), y 41 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 120 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 la Empresa de Energía de Boyacá S. A. E.S.P. en el Sistema de Transmisión Regional (STR) y en el Sistema de Distribución Local (SDL).

Mediante la Resolución CREG 084 de 2010, la CREG corrigió un error en los cálculos que sirvieron de base para la expedición de la Resolución CREG 120 de 2009 y modificó dicho acto.

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.

Mediante las resoluciones CREG 082 de 2011, 079 de 2012, 029 de 2015, 052 de 2017 y 005 de 2018 se actualizó el costo anual por el uso de los activos de nivel de tensión 4 y los costos de reposición de la inversión, de la Empresa de Energía de Boyacá S. A. E.S.P., por la entrada en operación comercial de nuevos activos.

La Empresa de Energía de Boyacá S. A. E.S.P., a través de las comunicaciones radicadas en la CREG bajo los números E-2017-011095 y E-2017-011096 del 29 de noviembre de 2017, con base en lo establecido en el artículo 9o de la Resolución CREG 097 de 2008, solicita la actualización del costo anual por uso de los activos de nivel de tensión 4, por la entrada en operación de las Subestaciones El Huche 115 kV y Alto Ricaurte 115 kV.

Mediante auto del 16 de enero de 2018, 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 la Empresa de Energía de Boyacá S. A. E.S.P., y ordenó la apertura del respectivo expediente que fue distinguido con el número 20180003.

Antes y durante el desarrollo de la actuación administrativa, la Empresa de Energía de Boyacá S. A. E.S.P. entregó la siguiente información:

a) Listado de unidades constructivas relacionadas con la Subestación El Huche 115 kV, con base en las definidas en el Capítulo 5 del anexo general de la Resolución CREG 097 de 2008. Estas son:

a) Listado de unidades constructivas relacionadas con la Subestación Alto Ricaurte 115 kV, con base en las definidas en el Capítulo 5 del anexo general de la Resolución CREG 097 de 2008. Estas son:

b) Copia del concepto que sobre los proyectos emitió la Unidad de Planeación Minero- Energética, mediante comunicaciones con Radicados 20141500091471 y 20141500092471 del 11 de diciembre de 2014 y del 19 de noviembre de 2014, respectivamente;

c) Comunicación con Radicado 002123-1 del 13 de febrero de 2018, en donde XM certifica la entrada en operación comercial, a partir del día 6 de febrero de 2018, de la Subestación Alto Ricaurte 115 kV, la línea Alto Ricaurte-Donato y Alto Ricaurte- Chiquinquirá y las dos bahías de línea instaladas en la subestación Alto Ricaurte;

d) Comunicación con Radicado 002833-1 del 28 de febrero de 2018, en donde XM certifica la entrada en operación comercial, a partir del día 18 de febrero de 2017, de la Subestación El Huche 115 kV, las líneas El Huche-San Antonio y Boavita-El Huche y las dos bahías de línea instaladas en la Subestación El Huche;

e) Diagrama unifilar de las subestaciones El Huche y Alto Ricaurte 115 kV.

La Comisión consideró necesario verificar en terreno los activos solicitados por la empresa y para tal fin los días 18 y 19 de abril de 2018 funcionarios de la CREG llevaron a cabo una visita a las Subestaciones El Huche y Alto Ricaurte 115 kV, la cual fue acompañada por personal de la Empresa de Energía de Boyacá S. A. E.S.P.

Con base en la verificación de activos en terreno, se concluye que las siguientes unidades constructivas no deben ser incluidas en el inventario o se reconocen con algunas modificaciones respecto a la solicitud de la EBSA, por las razones que se exponen a continuación:

a) Las líneas nuevas (segundo circuito) entre Donato-Alto Ricaurte-Chiquinquirá y entre Boavita-El Huche-San Antonio no se reconocen ya que aún no se han construido. Igualmente, no se reconocen las bahías para la conexión de estas líneas ni los transformadores de potencial asociados;

b) Las bahías de nivel de tensión 4 para conexión de los transformadores 115/34.5 kV, de ambas subestaciones, no se reconocen ya que estas no hacen parte del cargo de nivel de tensión 4 sino del nivel de tensión 3, según la metodología de la Resolución CREG 097 de 2008;

c) El equipo reportado como N4EQ1, unidad de adquisición de datos, no se encuentra instalado en las subestaciones;

d) El OR solicitó las unidades de centro de control tipo 4, CCS25, CCS26, CCS27, CCS28, CCS29, CCS30, CCS31. No obstante, se tiene en cuenta que las unidades de centro de control no pertenecen a un único nivel de tensión y que en los numerales 4,3, 4,4 y 4,5 de la Resolución CREG 097 de 2008 se establecen excepciones por las cuales pueden actualizarse los cargos de los niveles de tensión 2 y 3, las cuales no se ajustan a esta situación;

e) Solo se reconoce un enlace fibra óptica verificado en la subestación (N4EQ7);

f) En la Subestación El Huche no se reconocen km de línea adicionales para la conexión de la subestación, pues esta se encuentra al lado de la línea San Antonio-Boavita que fue interrumpida para la conexión. Los km de fibra óptica tienen el mismo análisis y por lo tanto no son reconocidos;

g) En la Subestación Alto Ricaurte se reconocen 760 m de línea en circuito doble, torre metálica (N4L46), que fueron verificados en terreno. La misma longitud se reconoce con respecto a la fibra óptica.

En ambas subestaciones se reconoce un transformador de potencial adicional asociado al barraje (N4EQ2) y la interface de usuario (N4EQ10), considerando que el costo de estos equipos no modifica la relación beneficio-costo evaluada por la UPME, ya que su valor es inferior al de los activos que no se están reconociendo.

Con base en las reglas definidas en la Resolución CREG 097 de 2008, se recalcula el tamaño de la casa de control, unidad constructiva N4S48.

Como resultado del análisis de la información entregada durante la actuación administrativa y a partir de las anteriores consideraciones, se ajustó el inventario de activos de la empresa. Las unidades constructivas a reconocer son las siguientes:

a) Subestación El Huche:

b) Subestación Alto Ricaurte:

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

La comision, en sesion numero 850 de 27 de abril dev 2018, aprobo modificart el costo anual por el uso de los activos de nivel de tensión 4 de la Empresa de Energía de Boyacá S. A. E.S.P., por la entrada en operación de las Subestaciones El Huche 115 kV y Alto Ricaurte 115 kV,

RESUELVE:

ARTÍCULO 1o. El artículo 1o de la Resolución CREG 120 de 2009, modificado por las Resoluciones CREG 084 de 2010, 082 de 2011, 079 de 2012, 029 de 2015, 052 de 2017 y 005 de 2018, 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 la Empresa de Energía de Boyacá 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 120 de 2009, modificado por las Resoluciones CREG 082 de 2011, 079 de 2012, 029 de 2015, 052 de 2017 y 005 de 2018, queda así:

“Artículo 5o. Costos de reposición de la inversión. Los costos de reposición de la inversión del OR Empresa de Energía de Boyacá 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 1o. 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 2o. RECURSOS. La presente resolución deberá notificarse a la Empresa de Energía de Boyacá 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 27 de abril de 2018.

El Presidente,

Alonso Mayelo Cardona Delgado,

Viceministro de Energía, Delegado del Ministro de Minas y Energía.

El Director Ejecutivo,

Germán Castro Ferreira.