RESOLUCIÓN 124 DE 2020

(junio 18)

<Fuente: Archivo interno entidad emisora>

COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS - CREG

Por la cual se determina el cargo máximo de generación para el mercado relevante de comercialización de la cabecera municipal de Mitú en el departamento del Vaupés.

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 los decretos 1524 y 2253 de 1994, 1260 de 2013 y

CONSIDERANDO QUE:

1. ANTECEDENTES

El artículo 87 de la Ley 142 de 1994 estableció que el régimen tarifario estará orientado por los criterios de eficiencia económica, neutralidad, solidaridad, redistribución, suficiencia financiera, simplicidad y transparencia.

De acuerdo con lo previsto en el literal e) del artículo 23 de la Ley 143 de 1994, es función de la Comisión de Regulación de Energía y Gas aprobar las fórmulas tarifarias y las metodologías para el cálculo de las tarifas para usuarios regulados.

El artículo 6 de la Ley 143 de 1994, entre otros aspectos, establece que las actividades relacionadas con el servicio de electricidad se regirán por el principio de adaptabilidad, que conduce a la incorporación de los avances de la ciencia y la tecnología que aporten mayor calidad y eficiencia en la prestación del servicio, al menor costo económico;

La Comisión de Regulación de Energía y Gas, CREG, mediante la Resolución CREG 091 de 2007, estableció las metodologías generales para remunerar las actividades de generación, distribución y comercialización de energía eléctrica, y las fórmulas tarifarias generales para determinar el costo unitario de prestación del servicio público de energía eléctrica en Zonas No Interconectadas. La precitada resolución fue publicada en el Diario Oficial el 24 de enero de 2008, y quedó en firme el 31 de enero de 2008.

Mediante comunicación con número de radicado CREG E-2019-002423 del 22 de febrero de 2019, complementada con las comunicaciones con número de radicado CREG E-2019-004020 del 04 de abril de 2019 y E-2019-005284 del 09 de mayo de 2019, la empresa Due Capital and Services S.A.S. solicitó aprobación de cargos de remuneración para un proyecto fotovoltaico, planta Matakavi, interconectado a la red de distribución del municipio de Mitú en el departamento del Vaupés.

2. LA SOLICITUD

El representante legal de la empresa Due Capital and Services S.A.S. realizó la siguiente solicitud:

“Por medio de la presentamos la solicitud de remuneración para un proyecto solar centralizado con acumulación interconectado al sistema de distribución del municipio de Mitú, con una capacidad de generación superior a 7.6MWp con acumulación de 8.8 MWh, con fundamento en el literal dm del artículo 22 de la resolución CREG 091 de 2007. Esto en consideración a que tal resolución considera proyectos de hasta kWp y por consiguiente se hace preciso revisar un esquema de remuneración para un proyecto de mayor envergadura.

DUE Capital and Services S.A.S es un desarrollador de proyectos FERNC en Colombia con amplia experiencia y capacidad financiera. En la actualidad está desarrollando un portafolio de proyectos en zonas no interconectadas, siendo el primero de ellos la Planta Solar Matakavi localizada a 3.5 kms del casco urbano de Mitú. El prestador del servicio será Matakavi S.A, empresa que esta en proceso de constitución”.

La empresa manifiesta que su solicitud se fundamenta en lo siguiente:

“Ahora bien, al revisar la actual regulación aplicable para las Zonas No Interconectadas en cuanto a la remuneración de la actividad de generación con tecnología solar, particularmente para un proyecto de esta capacidad se encuentra que:

- La resolución CREG 091-2007 que regula actualmente la actividad de generación en ZNI, estableció inicialmente en el literal c del artículo 22, el cargo máximo que se podía cobrar por el costo de inversión en sistemas solares fotovoltaicos de hasta 10kW.

- Posteriormente, mediante Resolución CREG 072-2013, se modificó el literal previamente citado y se incorporó la metodología de remuneración de proyectos solares centralizados aislados a red sin acumulación de hasta 1.000kW.

- Conforme a lo anterior, hasta este momento no se han fijado los cargos máximos de generación para sistemas solares fotovoltaicos mayores a 1000kW, como es el caso concreto. No obstante, lo anterior la resolución CREG 091 de 2007 estableció la posibilidad de desarrollar proyectos de generación fotovoltaicos con una capacidad mayor a 1000 kW.

- En el literal d) del artículo 22 de la resolución CREG 091 de 2007 se establece “Remuneración de la componente de inversión y mantenimiento de tecnologías de generación. La componente de inversión de los Cargos Regulados de Generación, expresados en ($/kWh), incluye los costos de adquisición, transporte, instalación, diseños, permisos ambientales, almacenamiento de combustibles, transformadores elevadores, equipos de telemedida y los necesarios para la puesta en operación de una central de generación, y dependerá del tamaño, tecnología, horas de prestación del servicio y el tipo de combustible de cada unidad de generación, como se muestra a continuación: (…)

d) Costos de inversión de sistemas híbridos y otras tecnologías de generación

Los costos unitarios de inversión para sistemas híbridos y otras tecnologías de generación no definidos en la presente resolución, podrán proponerse a la Comisión quién definirá en Resolución particular los costos correspondientes”.

En virtud de lo determinado por las leyes 142 y 143 de 1994, los decretos 1524 y 2253 de 1994, 1260 de 2013 y en especial lo dispuesto en el literal d del artículo 22 y el numeral 24.5 del artículo 24 de la Resolución CREG 091 de 2007, la Comisión de Regulación de Energía y Gas cuenta con la competencia para resolver la solicitud presentada por la empresa Due Capital and Services S.A.S.”

3. COMPETENCIA DE LA CREG

En virtud de lo determinado por las leyes 142 y 143 de 1994, los decretos 1524 y 2253 de 1994, 1260 de 2013, y en especial lo dispuesto en el literal d del artículo 22 y el numeral 24.5 del artículo 24 de la Resolución CREG 091 de 2007, la Comisión de Regulación de Energía y Gas cuenta con la competencia para resolver la solicitud presentada por la empresa Due Capital and Services S.A.S.

4. EL TRÁMITE ADELANTADO

Mediante Auto con radicado CREG I-2019-003013, proferido el 13 de mayo de 2019, la Dirección Ejecutiva de la Comisión ordenó la conformación del expediente administrativo 2019-0031, con el objeto de decidir sobre la solicitud de aprobación de cargos de remuneración para un proyecto fotovoltaico, planta Matakavi, interconectado a la red de distribución del municipio de Mitú en el departamento del Vaupés.

En cumplimiento de lo previsto en el artículo 37 del Código de Procedimiento Administrativo y de lo Contencioso Administrativo, así como lo señalado en el Auto I-2019-003013, se publicó un extracto con el resumen de la actuación administrativa en el Diario Oficial No. 50.956 de mayo 17 de 2019, y se publicó en la página web de la CREG el aviso No. 024 el 16 de mayo de 2019.

Mediante comunicación con radicado CREG S-2019-002543 del 15 de mayo de 2019, se le comunicó a Due Capital and Services S.A.S. del inicio de la actuación administrativa, y se le remitió copia del respectivo auto de inicio.

Mediante oficio con radicado CREG S-2019-003334 del 05 de junio de 2019, se le comunicó a la Alcaldía Municipal de Mitú del inicio de la actuación administrativa, para los fines previstos en el artículo 37 del Código de Procedimiento Administrativo y de lo Contencioso Administrativo.

Mediante Auto con radicado CREG I-2019-004636, proferido por la Dirección Ejecutiva de la Comisión el 29 de julio de 2019, se ordenó decretar la práctica de pruebas de oficio, tendientes a aclarar y complementar la información presentada por la empresa dentro de la actuación administrativa mediante los radicados CREG E-2019-002423 y E-2019-004020.

La solicitud de aclaración y ampliación de información a la empresa fue en relación con, entre otros: los escenarios analizados para determinar el dimensionamiento de la planta, las condiciones técnicas y criterios utilizados, los equipos requeridos para la hibridación del sistema, el diagrama unifilar de la planta solar, el presupuesto y la asignación de costos.

Mediante comunicación con radicado CREG S-2019-004246 del 29 de julio de 2019, se le comunicó a Due Capital and Services S.A.S. del decreto de la práctica de pruebas, y se le remitió copia del respectivo auto.

A través de comunicación con radicado CREG E-2019-008549, del 09 de agosto de 2019, Due Capital and Services S.A.S. presentó la información requerida en el auto de pruebas. Dentro de las consideraciones realizadas por la empresa en su comunicación, se resalta que el dimensionamiento de la planta y escenarios analizados están dados bajo el supuesto de disminuir la generación a diésel, y se detallan los principales elementos a considerar para la implementación de un sistema SCADA.

Mediante comunicación con radicado CREG E-2019-008938 del 23 de agosto de 2019, fue remitida la certificación de desfijación del aviso No. 024 de 2019 en la Alcaldía de Mitú. De acuerdo con la certificación, el aviso se desfijó el 26 de junio de 2019.

Mediante comunicaciones con radicado CREG E-2019-008291 y E-2019-008472 la empresa Gestión Energética S.A. E.S.P., en adelante GENSA, presentó solicitud para ser reconocida como tercero interesado dentro de la actuación administrativa adelantada. Dentro de los argumentos expuestos por la empresa se encuentran los siguientes:

“La primera de estas razones surge a raíz de que, en nuestra consideración, no existe regulación para la existencia de dos (2) generadores en una misma Zona No Interconectada. Esta consideración surge, particularmente, de lo dispuesto en el artículo 23 de la Resolución CREG 091 de 2007, en donde si bien se menciona la posibilidad de que en un parque de generación existan dos o más propietarios, también se aclara que “(…) La Administración, Operación y Mantenimiento de dichos activos será realizada por el Generador y a éste le corresponderá el Cargo de AOM establecido por la CREG (…)”

La segunda razón tiene que ver con que, GENSA viene adelantando dos proyectos de generación de energía para garantizar la atención de la demanda futura de energía del municipio, así como también el reemplazo de combustible Diesel como energético primario. Estos proyectos están en proceso de inscripción en UPME desde el 20 de marzo de 2019 y en esta medida se deben conciliar los parámetros técnicos de las diferentes iniciativas y alternativas de generación en la zona, de manera que se armonice la operación del sistema sin poner en riesgo la estabilidad y confiabilidad del mismo.

La tercera razón, tiene que ver con la coordinación del despacho. Al respecto, es importante tener en cuenta que la Resolución CREG 091 de 2007 no prevé la opción de despacho de diferentes generadores. Plantear un despacho de diferentes generadores en una Zona No Interconectada tiene varios retos, tanto regulatorios, como técnicos, que en la actualidad nos han sido previstos por la regulación”.

Con comunicación con radicado CREG E-2019-008936, la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios informó a esta Comisión que, en el SUI, para el caso de la cabecera municipal de Mitú, se encuentra registrada la empresa Gestión Energética S.A. E.S.P., GENSA, en la actividad de generación de energía eléctrica, y el Departamento del Vaupés en las actividades de distribución y comercialización de energía eléctrica. Para las demás poblaciones que hacen parte del municipio de Mitú, el Departamento del Vaupés se encuentra registrado como generador, distribuidor y comercializador.

Considerando lo informado a esta Comisión por parte de la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, SSPD, mediante la precitada comunicación en relación con que GENSA desarrolla la actividad de generación de energía eléctrica en zonas no interconectadas, y particularmente en la cabecera municipal de Mitú, mediante Auto con radicado CREG I-2019-005374 del 04 de septiembre de 2019 se reconoció como tercero interesado en la actuación administrativa a dicha empresa. Esta decisión se comunicó a Due Capital and Services S.A.S y a GENSA mediante comunicaciones con radicados CREG S–2019-004930 y S-2019-004931 respectivamente.

Adicionalmente, teniendo en cuenta lo manifestado por GENSA en su solicitud de tercero interesado, mediante comunicación con radicado CREG S–2019–004992, esta Comisión le informó al Ministerio de Minas y Energía acerca del inicio de la presente actuación administrativa.

Mediante radicado CREG E-2019-009789 Due Capital and Services S.A.S se pronunció sobre la solicitud de tercero interesado de GENSA, señalando lo siguiente:

(…)

En segundo lugar, es importante señalar que la solicitud de aprobación de cargos de generación iniciada ante esta autoridad y la solicitud de conexión de la Planta Fotovoltáica solicitada ante GENSA y la Gobernación de Vaupés en su calidad de operador de los activos de la ZNI, son trámites distintos.

(…)

Por otro lado, GENSA manifestó que tiene interés en intervenir en la medida en que el activo sobre el cual se está promoviendo la conexión es un activo de generación que administra, opera y mantien Gensa y que el “(…) derecho de conexión se predica de redes de uso general, más no de activos de generación (…)”. Esta afirmación no es cierta por las siguientes razones:

a) Tratándose de ZNI, el Sistema de Distribución se define en la Resolución CREG 038 de 2018 como “(…) el conjunto de redes físicas de uso público que transportan energia eléctrica desde la barra de un generador hasta el punto de derivación de las acometidas de los inmuebles sin incurrir su conexión y medición. (…)”, es decir que las redes operadas por GENSA desde la barra de la pequeña central hidroeléctrica forman parte del Sistema Distribución de Mitú como ZNI y por lo tanto conforman el Sistema de Distribución al cual este Proyecto de generación distribuida tiene el derecho de conectarse.

b) Los activos a los que pretende conectarse el Proyecto no son de conexión porque existen usuarios regulados de la ZNI conectados a la misma línea de transporte de energía eléctrica, como se muestra en el estudio de conexión, en el diagrama unifilar y en material fotografico de la citada línea (ver documento adjunto). El punto de derivación de la línea que conecta a dichos usuarios está entre la barra del transformador de la microcentral hidroeléctrica de Mitú y la Torre 117, punto de conexión solicitado para el Proyecto”.

Mediante Auto con radicado CREG I-2019-006588 proferido por la Dirección Ejecutiva de la Comisión el 29 de octubre de 2019, se ordenó decretar la práctica de pruebas de oficio tendientes a: i) aclarar y complementar la información presentada por la empresa Due Capital and Services S.A.S. dentro de la actuación administrativa mediante los radicados CREG E-2019-002423 y E–2019-008549; y, ii) a solicitar a GENSA información relacionada con el procedimiento y equipos requeridos para la coordinación del despacho de recursos de generación.

El precitado auto de pruebas fue comunicado a las empresas Due Capital and Services S.A.S y a GENSA mediante las comunicaciones con radicados CREG S–2019-005997 y S-2019-005998 respectivamente.

Mediante comunicaciones con radicados CREG E-2019-012138 y E–2019–012090, las empresas Due Capital and Services S.A.S. y GENSA, respectivamente, dieron respuesta al auto de pruebas.

Mediante Auto I-2020-000077 del 10 de enero de 2020, la Dirección Ejecutiva corrió traslado a las partes de la información allegada como respuesta al auto de pruebas.

Con comunicación de radicado CREG E-2020-000327, Due Capital and Services S.A.S. se pronunció sobre la información trasladada mediante el auto de pruebas I-2020-000077, y particularmente indicó lo siguiente:

1.1.Hay que entender que con la configuración actual, se hace necesario mantener una unidad diésel operando en todo momento para poder generar señal y viabilizar la sincronizacion de la central de generación hidráulica. Esta metodología encarece los costos de prestación de servicio (CU) de forma considerable con la configuración actual.

Adicionalmente, Gensa indica que la PCH “tampoco tiene la capacidad suficiente para atender los picos de demanda máxima” Y “no tiene capacidad de atender las variaciones instantáneas de la demanda”, la actual situacion genera que la absoluta dependencia de la generación diésel para poder suplir tanto los picos de demanda como las variaciones intra-diarias de la demanda.

Con la entrada en operación de la Planta Matakavi, se podrán aliviar las tres contingencias anteriormente presentadas ya que la Planta Matakabi con su sistema de Baterías y EMS va a (i) dar la opción de proporcionar señal al sistema remplazando la necesidad de mantener generadores Diesel operando para que la PCH pueda despachar, (ii) soporta la atención a variaciones de demanda que puedan ocurrir, y (iii) junto con los otros equipos en el sistema, da la certeza de que se podrán suplir los picos de demanda.

 (…) 6. A pesar de que las razones antes mencionadas son suficientes para que se continúe con el trámite solicitado por DUE y se aprueben los cargos de generación del Proyecto, no debe escaparse de vista de la CREG, el hecho de que la operación de Gensa de la generación con diésel en Mitú se hace en virtud de lo previsto en la Resolución del Ministerio de Minas y Energía No.91873 de 2012 en la cual se le reconocen costos reales en vez de costos eficientes como lo propende la Resolución CREG 091 de 2007. Es decir que en desarrollo de la actividad de generación en Mitú con la planta diésel GENSA no tiene utilidad ni margen a su favor, por lo cual no tiene ningún perjuicio por la existencia de otros generadores que puedan atender la demanda de la ZNI de Vaupés”.

Mediante Auto I-2020-000794 del 05 de febrero de 2020, la Dirección Ejecutiva decretó la práctica de pruebas de oficio tendientes a complementar la información contenida en expediente administrativo en relación con los costos, soportes y presupuesto de inversión del proyecto presentados por Due Capital and Services S.A.S.

Mediante comunicaciones con radicado CREG S-2020-000743 y S-2020-000744 la Comisión les comunicó a las empresas Due Capital and Services S.A.S. y Gensa S.A E.S.P. del auto de práctica de pruebas.

Con radicado CREG E-2020-001180 del 12 de febrero de 2020, Due Capital and Services S.A.S dio respuesta al auto de pruebas I-2020-000794, y solicitó impulso procesal en la actuación administrativa.

Teniendo en cuenta que, como resultado de la actuación administrativa se espera la definición del costo unitario de prestación del servicio de energía eléctrica aplicable a los usuarios del mercado de Mitú, mediante comunicación con radicado CREG S-2020-001507 del 19 de marzo de 2020, se le informó a la Gobernación del Vaupés, en su calidad de distribuidor y comercializador del servicio, del avance de la actuación administrativa, y de la posibilidad de ser reconocido como tercero interesado si así lo solicita. La Gobernación del Vaupés no se hizo parte en la actuación administrativa.

Dada la declaratoria de emergencia económica, social y ecológica declarada por el Presidente de la República, mediante las Resoluciones Administrativas CREG 050, 052 y 057 de 2020 se suspendieron los términos procesales en todas las actuaciones administrativas desde el 24 marzo hasta el 27 de abril del año en curso.

5. ANÁLISIS DE LA SOLICITUD

5.1 CONSIDERACIÓN JURÍDICA

Mediante la Resolución CREG 091 de 2007 se establecen las metodologías generales para remunerar las actividades de generación, distribución y comercialización de energía eléctrica, y las fórmulas tarifarias generales para establecer el costo unitario de prestación del servicio público de energía eléctrica en Zonas No Interconectadas.

Mediante las Resoluciones CREG 161 de 2008, 057, 074, 097 de 2009 y 072 de 2013, se modificó la Resolución CREG 091 de 2007.

Debe resaltarse que el municipio de Mitú, Vaupés, no hace parte de ninguna área de servicio exclusivo para la prestación del servicio público domiciliario de energía eléctrica o sus actividades complementarias, en los términos del artículo 40 de la ley 142 de 1994 y, por tanto, en dicha área geográfica no existe exclusividad en la prestación del servicio público de energía eléctrica o sus actividades complementarías.

En el artículo 2 de la Resolución CREG 091 de 2007 se define el mercado de relevante de comercialización y el parque de generación de la siguiente manera:

“(…) Artículo 2. Definiciones. Para la interpretación y aplicación de esta Resolución se tendrán en cuenta, además de las definiciones contenidas en las Leyes 142 y 143 de 1994 y en las resoluciones vigentes de la CREG, las siguientes: (…)

Mercado Relevante de Comercialización: Conjunto de usuarios conectados a un mismo Sistema de Distribución Local o atendido sin red física por un Distribuidor. (…)”

Parque de Generación: Conjunto de unidades de generación con el que se atiende un Mercado Relevante de Comercialización.

El literal d del artículo 22 de la Resolución CREG 091 de 2007, invocado como fundamento de la solicitud, señala lo siguiente:

“Artículo 22. Remuneración de la componente de inversión y mantenimiento de tecnologías de Generación. La componente de inversión de los Cargos Regulados de Generación, expresada en ($/kWh), incluye los costos de adquisición, transporte, instalación, diseños, permisos ambientales, almacenamiento de combustible, transformadores elevadores, equipos de telemedida y los necesarios para la puesta en operación de una central de generación, y dependerá del tamaño, tecnología, horas de prestación del servicio y el tipo de combustible de cada unidad de generación, como se muestra a continuación:

(…)

d) Costo de inversión de sistemas híbridos y otras tecnologías de generación

Los costos unitarios de inversión para sistemas híbridos y otras tecnologías de generación no definidos en la presente resolución, podrán proponerse a la Comisión quién definirá en Resolución particular los costos correspondientes.”

En el artículo 22 se define la remuneración de la componente de inversión y mantenimiento de tecnologías de generación, componente expresada en pesos por kilovatio hora ($/kWh), la cual incluye los costos de adquisición, transporte, instalación, diseños, permisos ambientales, almacenamiento de combustible, transformadores elevadores, equipos de telemedida, y los necesarios para la puesta en operación de una central de generación.

En dicho artículo se establecen las metodologías para determinar:

a) Costos de inversión y mantenimiento de generadores diésel operando con ACPM.

b) Costo de inversión de centrales hidroeléctricas a pequeña escala.

c) Costo de inversión para soluciones individuales.

d) Costo de inversión de sistemas híbridos y otras tecnologías de generación.

En el literal d) se determina: “los costos unitarios de inversión para sistemas híbridos y otras tecnologías de generación no definidos en la presente resolución, podrán proponerse a la Comisión quién definirá en resolución particular los costos correspondientes”.

Dado que la solicitud presentada por Due Capital and Services S.A.S. se refiere a la definición de un cargo de generación para un sistema híbrido diésel, central hidroeléctrica a pequeña escala y fotovoltaico con acumulación ubicado en la cabecera municipal de Mitú, y que el mismo no corresponde a ninguno de los casos previstos en los literales a, b o c del precitado artículo, encuentra esta Comisión que tiene la competencia para definir, mediante resolución particular, los costos unitarios de inversión para sistemas híbridos y otras tecnologías de generación que no se encuentren definidos en la Resolución CREG 091 de 2007.

Así mismo, con respecto a los gastos de administración, operación y mantenimiento, en el artículo 24 de la Resolución CREG 091 de 2007 se establece lo siguiente:

“Artículo 24. Remuneración de Gastos de Administración, Operación y Mantenimiento (AOM) para diferentes tecnologías de generación. Los gastos de administración, operación y mantenimiento (AOM) para cada tecnología de generación se determinarán como se indica a continuación:

24.1 Gastos de administración y operación de generadores diésel operando con ACPM.

24.2 Gastos de administración y operación de generadores diésel operando con fuel oil No. 6.

24.3 Gastos de administración, operación y mantenimiento de centrales hidroeléctricas a pequeña escala

24.4 Gastos de Administración, Operación y Mantenimiento de Sistemas Solares Fotovoltaicos.

24.5 Gastos de Administración, Operación y Mantenimiento para otras tecnologías de conversión”.

De acuerdo con el numeral 24.5 “los costos unitarios de administración, operación y mantenimiento para tecnologías de generación no definidos en la presente resolución podrán solicitarse a la Comisión, quien los definirá en Resolución particular”.

Revisado lo anterior, se evidencia que el sistema híbrido presentado en la solicitud de Due Capital and Services S.A.S. no corresponde a los casos previstos en la Resolución CREG 091 de 2007, al no encontrarse definidos los gastos de administración, operación y mantenimiento de la tecnología propuesta.

Por otra parte, la precitada resolución, en su artículo 25, establece lo siguiente:

“Artículo 25. Fórmula de Actualización de Cargos Máximos de Generación. Los Cargos Máximos de Generación expresados en pesos de la Fecha Base, se actualizarán con las siguientes fórmulas generales:

a) Fórmula de Actualización de Cargos Máximos para Generación Diésel

b) Fórmula de Actualización de Cargos Máximos de Generación para Centrales Hidroeléctricas a Pequeña Escala

c) Fórmula de Actualización de Cargos Máximos de Generación para Soluciones Fotovoltaicas Individuales”.

En este contexto, se identifica que las fórmulas de actualización de cargos máximos de generación definidas en el artículo 25, tampoco consideran una forma de actualización para el tipo de generación enunciada en la solicitud presentada por la empresa, lo cual será objeto de análisis en la presente resolución.

En aras de garantizar los principios de eficacia y celeridad previstos en el artículo 3o del Código de Procedimiento Administrativo y de lo Contencioso Administrativo, considera esta Comisión necesario definir, no solo los gastos de administración, operación y mantenimiento, sino también la forma de actualización de los cargos máximos de generación aplicables al mercado de comercialización de la cabecera municipal de Mitú en el Departamento del Vaupés.

De acuerdo con las competencias de esta Comisión, y teniendo en cuenta los criterios tarifarios definidos en el artículo 87 de la Ley 142 de 1994, en particular los de eficiencia económica y suficiencia financiera, en esta actuación administrativa se definirá el cargo de generación en su totalidad, incluyendo el costo de inversión y los gastos de administración, operación y mantenimiento, aplicable para el cálculo de costo unitario de prestación del servicio de los usuarios ubicados en el mercado de comercialización relevante de la cabecera municipal de Mitú, a partir de la mejor información disponible, con el fin de dar señales adecuadas que reflejen la estructura de costos económicos que acarrea la prestación del servicio, junto con que se permita utilizar las tecnologías y sistemas administrativos que garanticen la mejor calidad, continuidad y seguridad a los usuarios.

En ese sentido, debe resaltarse que la definición de un cargo de generación no implica la consolidación de una situación jurídica para ningún agente o el reconocimiento de derechos adquiridos, por tratarse de la aplicación de una metodología tarifaria general que define un techo o precio máximo a trasladar a los usuarios, existiendo libre competencia de entrada y de elección del prestador del servicio en el mercado, al no tratarse de un área de servicio exclusivo.

Así las cosas, el cargo de generación aprobado en el presente acto administrativo corresponde al precio máximo que puede trasladar un prestador del servicio a los usuarios finales, sin importar a cuál generador le compra la energía para prestar el servicio en el mercado de Mitú. Tanto el prestador del servicio, como los generadores a los que compre la energía, deben estar debidamente registrados como prestadores del servicio en el Registro Único de Prestadores, RUPS, a cargo de la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, cumpliendo con lo previsto en los artículos 15, 17, 18 y 26 de la Ley 142 de 1994.

De otra parte, debe resaltarse que, si bien a la fecha no existe un mecanismo de compra de energía aplicable para las Zonas No Interconectadas, los prestadores del servicio deberán garantizar que no se les traslade a los usuarios los costos de una gestión ineficiente.

Así mismo, tratándose de la operación de recursos energéticos con distintas tecnologías en una misma zona o mercado, se evidencia la necesidad de establecer principios y reglas para la coordinación de su despacho y operación. En ese sentido, deberá esta Comisión definir, en resolución de carácter general, posterior a la decisión de la presente actuación administrativa, dichos principios y reglas.

En el capítulo VII de la Resolución CREG 091 de 2007 se establecen las fórmulas tarifarias generales para usuarios regulados del servicio público de energía eléctrica en las Zonas No Interconectadas, diferenciando entre la aplicable a usuarios regulados del servicio de energía eléctrica con red y sin red, artículos 40 y 41 de la precitada resolución, respectivamente.

Bajo el entendido de que el mercado relevante de comercialización de la cabecera municipal de Mitú es atendido mediante el uso de redes, dentro de la presente actuación administrativa se considerará que la fórmula tarifaria aplicable para el cálculo del costo del servicio de energía eléctrica de usuarios regulados corresponde a la prevista en el artículo 40 de la Resolución CREG 091 de 2007.

Así las cosas, teniendo en cuenta que en la regulación vigente no se encuentran tipificados los costos de generación para sistemas como el presentado por la empresa en su solicitud, procede la determinación del costo de inversión y los gastos de administración, operación y mantenimiento, en los términos definidos en la fórmula aplicable, esto es, en pesos por kilovatio hora ($/kWh) para el mercado de comercialización de la cabecera municipal de Mitú.

Finalmente, debe resaltarse que, si bien dentro de la información recogida en el expediente tarifario se evidencian argumentaciones en relación con la solicitud de conexión de la Planta Matakavi a los activos operados por GENSA, dicha solicitud de conexión se encuentra por fuera del alcance de la presente actuación administrativa y, por tanto, esta Comisión se inhibe de pronunciarse al respecto mediante este acto administrativo.

5.2 ANÁLISIS TÉCNICO

Teniendo en cuenta lo previsto en los artículos 22, 24, 25 y 40 de la Resolución CREG 091 de 2007, se procede a revisar la información allegada por la empresa Due Capital and Services S.A.S., en términos de costos de inversión y gastos administración, operación y mantenimiento, así como también se analizan los datos de proyección de energía a generar y de la demanda a atender, presentados en la solicitud.

Atendiendo los criterios tarifarios de eficiencia económica y suficiencia financiera, esta Comisión resuelve la solicitud definiendo la remuneración a partir de costos eficientes de referencia, ajustados a las condiciones de prestación del servicio en el mercado de comercialización de la cabecera municipal de Mitú.

El documento CREG 097 de 2020, soporte de la presente resolución, detalla el análisis técnico realizado para resolver la solicitud de la empresa en cuestión.

En sesión No. 1020 del 18 de junio de 2020, la Comisión de Regulación de Energía y Gas analizó la presente actuación administrativa y

Por lo anteriormente expuesto,

RESUELVE:

ARTÍCULO 1. REMUNERACIÓN DE LAS COMPONENTES DE INVERSIÓN Y DE ADMINISTRACIÓN, OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO. <Consultar resoluciones que lo modifican en Notas de Vigencia> Para sistemas híbridos diésel, pequeña central hidroeléctrica, solar fotovoltaicos con acumulación para el mercado relevante de Mitú en el departamento del Vaupés, las componentes que remuneran los costos de inversión y de administración, operación y mantenimiento son las siguientes:

Tabla 1. Componentes de remuneración de costos de inversión y de administración, operación y mantenimiento para sistemas híbridos diésel, pequeña central hidroeléctrica, solar fotovoltaicos con acumulación

(pesos de diciembre de 2006)

Tipo de recurso energético	Costo de inversión, CIj,0 ($/kWh)	Costos de administración, operación y mantenimiento, CMj,0 ($/kWh)
Solar fotovoltaico con alimentación directa a red.	365,39	34,83
Acumulación de recurso solar fotovoltaico.	1,634.43	196,64
Diésel.	Según lo previsto en el literal a), del artículo 22, de la Resolución CREG 091 de 2007, modificada mediante Resolución CREG 057 de 2009.
Central Hidroeléctrica a pequeña escala	Según lo previsto en el literal b), del artículo 22, y el numeral 24.3, del artículo 24, de la Resolución CREG 091 de 2007, modificada mediante Resolución CREG 057 de 2009.

En donde:

CIj,0	:	Componente de remuneración de los costos de inversión del recurso energético j, del mercado relevante de comercialización de la cabecera municipal de Mitú, expresado en pesos constantes de la fecha base.
CMj,0	:	Componente de remuneración de los costos de administración operación y mantenimiento del recurso energético j, del mercado relevante de comercialización de la cabecera municipal de Mitú, expresado en pesos constantes de la fecha base.
Fecha base	:	31 de diciembre de 2006.

ARTÍCULO 2. FÓRMULA DE ACTUALIZACIÓN DE CARGOS MÁXIMOS DE GENERACIÓN PARA SISTEMAS HÍBRIDOS DIÉSEL, HÍDRICO, SOLAR FOTOVOLTAICOS CON ACUMULACIÓN EN EL MERCADO RELEVANTE DE COMERCIALIZACIÓN DE LA CABECERA MUNICIPAL DE MITÚ, VAUPÉS. <Consultar resoluciones que lo modifican en Notas de Vigencia> Los cargos máximos de generación expresados en pesos de la fecha base, se actualizarán con las siguientes fórmulas generales:

En donde,

	:	Cargo máximo de generación para el mercado relevante de comercialización señalado en esta resolución, correspondiente al mes m de prestación del servicio, expresado en pesos por kilovatio hora ($/kWh).
	:	Cargo máximo de generación para energía suministrada a partir del recurso energético j. Los distintos recursos energéticos j son: : Cargo máximo para generación con recursos diésel, según lo previsto en la Resolución CREG 091 de 2007, para el mes m, expresado en pesos por kilovatio hora ($/kWh), calculado como se indica más adelante.: Cargo máximo para generación con recursos hídricos, según lo previsto en la Resolución CREG 091 de 2007, para el mes m, expresado en pesos por kilovatio hora ($/kWh), calculado como se indica más adelante.: Cargo máximo para generación con recursos solares fotovoltaicos con acumulación, según lo previsto más adelante en este mismo artículo, para el mes m, expresado en pesos por kilovatio hora ($/kWh), calculado como se indica más adelante.
	Energía total entregada al sistema de distribución del mercado relevante de comercialización respectivo, por el recurso energético j del parque de generación conectados a dicho sistema de distribución, durante los últimos doce meses contados a partir del mes m-1.A partir de la entrada en vigencia de esta resolución, según lo previsto en el artículo 3 de esta resolución, y hasta contar con un histórico de 12 meses, se tomará la información acumulada de los meses que hayan transcurrido.
	Energía total entregada al sistema de distribución del mercado relevante de comercialización respectivo, por el parque de generación conectado a dicho sistema de distribución, durante los últimos doce meses contados a partir del mes m-1. A partir de la entrada en vigencia de esta resolución, según lo previsto en el artículo 3 de esta resolución, y hasta contar con un histórico de 12 meses, se tomará la información acumulada de los meses que hayan transcurrido.
	:	Cargo máximo que remunera la actividad de monitoreo, expresado en pesos por kilovatio hora ($/kWh). Para los efectos de esta resolución, el valor reconocido será igual a cero (0). La CREG podrá revisar este valor, de oficio o por solicitud del prestador del servicio, en resolución posterior.
M	:	Mes de cálculo de la tarifa.

El valor de  se obtiene a partir de la siguiente fórmula:

En donde,

	:	Componente de remuneración del costo promedio ponderado de inversión, expresado en pesos por kilovatio hora ($/kWh), por la energía generada de los recursos energéticos diésel, del mercado relevante de comercialización señalado en este artículo, expresado en pesos constantes de la fecha base, según lo previsto en el literal a) del artículo 22 de la Resolución CREG 091 de 2007, modificada mediante la Resolución CREG 057 de 2009.
	:	Componente de remuneración del costo promedio ponderado de mantenimiento, expresado en pesos por kilovatio hora ($/kWh), por la energía generada de los recursos energéticos diésel, del mercado relevante de comercialización señalado en este artículo, expresado en pesos constantes de la fecha base, según lo previsto en el literal a) del artículo 22 de la Resolución CREG 091 de 2007, modificada mediante la Resolución CREG 057 de 2009.
	:	Componente de remuneración del costo promedio de combustible, por energía generada, de los recursos energéticos diésel, del mercado relevante de comercialización señalado en este artículo, para el mes m, expresado en pesos por kilovatio hora ($/kWh), según lo previsto en el numeral 24.1 del artículo 24 de la Resolución CREG 091 de 2007.
	:	Componente de remuneración del costo promedio de lubricante, por energía generada, de los recursos energéticos diésel, del mercado relevante de comercialización señalado en este artículo, para el mes m, expresado en pesos por kilovatio hora ($/kWh), según lo previsto en el numeral 24.1 del artículo 24 de la Resolución CREG 091 de 2007.
	:	Porcentaje de pérdidas promedio de transformación, de la conexión de los recursos energéticos diésel al sistema de distribución, del mercado relevante de comercialización señalado en este artículo, según lo previsto en el numeral 24.1 del artículo 24 de la Resolución CREG 091 de 2007.
	:	Índice de precios al productor, Oferta Interna, del mes m-1.
	:	Índice de precios al productor, Oferta Interna, de la fecha base.

El valor de  se obtiene a partir de la siguiente fórmula:

	:	Componente de remuneración del costo promedio ponderado de inversión, expresado en pesos por kilovatio hora ($/kWh), por la energía generada de los recursos energéticos hídricos, del mercado relevante de comercialización señalado en este artículo, expresado en pesos constantes de la fecha base, según lo previsto en el literal b) del artículo 22 de la Resolución CREG 091 de 2007, modificada mediante la Resolución CREG 057 de 2009.
	:	Componente de remuneración del costo promedio ponderado de mantenimiento, expresado en pesos por kilovatio hora ($/kWh), por la energía generada de los recursos energéticos hídricos del mercado relevante de comercialización señalado en este artículo, expresado en pesos constantes de la fecha base, según lo previsto en el numeral 24.3 del artículo 24 de la Resolución CREG 091 de 2007, modificada mediante la Resolución CREG 057 de 2009.
	:	Índice de precios al productor, Oferta Interna, del mes m-1.
	:	Índice de precios al productor, Oferta Interna, de la fecha base.

El valor de  se obtiene a partir de la siguiente fórmula:

En donde,

	:	Componente de remuneración del costo promedio ponderado de inversión, expresado en pesos por kilovatio hora ($/kWh), por la energía suministrada de los recursos energéticos solares fotovoltaicos con alimentación directa a la red de distribución, del mercado relevante de comercialización respectivo, expresado en pesos constantes de la fecha base, según lo previsto en el artículo 1 de esta resolución.
	:	Componente de remuneración de los costos promedios ponderados de administración, operación y mantenimiento, expresado en pesos por kilovatio hora ($/kWh), por la energía suministrada de los recursos energéticos solares fotovoltaicos con alimentación directa a la red de distribución, del mercado relevante de comercialización respectivo, expresado en pesos constantes de la fecha base, según lo previsto en el artículo 1 de esta resolución.
	:	Componente de remuneración del costo promedio ponderado de inversión, expresado en pesos por kilovatio hora ($/kWh) por la energía suministrada a partir de acumuladores de recursos energéticos solares fotovoltaicos, del mercado relevante de comercialización respectivo, expresado en pesos constantes de la fecha base, según lo previsto en el artículo 1 de esta resolución.
	:	Componente de remuneración de los costos promedios ponderados de administración, operación y mantenimiento, expresado en pesos por kilovatio hora ($/kWh) por la energía suministrada a partir de acumuladores de recursos energéticos solares fotovoltaicos del mercado relevante de comercialización respectivo, expresado en pesos constantes de la fecha base, según lo previsto en el artículo 1 de esta resolución.
	:	Proporción de la generación de recursos solares fotovoltaicos con alimentación directa a red, como parte de la generación de sistemas solares fotovoltaicos con acumulación, dentro del parque de generación del mercado relevante de comercialización señalado en este artículo, para el mes m. El valor mínimo de este parámetro será de 0,758.

El valor de  se obtiene a partir de la siguiente fórmula:

En donde,

	:	Energía total entregada al sistema de distribución del mercado relevante de comercialización respectivo, por los recursos solares fotovoltaicos con acumulación, del parque de generación conectado a dicho sistema de distribución, durante los últimos doce meses contados a partir del mes m-1. Se obtiene a partir de la siguiente expresión:
	Energía total entregada al sistema de distribución del mercado relevante de comercialización respectivo, por los recursos solares fotovoltaicos con alimentación directa a red, del parque de generación conectado a dicho sistema de distribución, durante los últimos doce meses contados a partir del mes m-1.A partir de la entrada en vigencia de esta resolución, según lo previsto en el artículo 3 de esta resolución, y hasta contar con un histórico de 12 meses, se tomará la información acumulada de los meses que hayan transcurrido.
	Energía total entregada al sistema de distribución del mercado relevante de comercialización respectivo, desde equipos de acumulación de recursos solares fotovoltaicos, del parque de generación conectados a dicho sistema de distribución, durante los últimos doce meses contados a partir del mes m-1.A partir de la entrada en vigencia de esta resolución, según lo previsto en el artículo 3 de esta resolución, y hasta contar con un histórico de 12 meses, se tomará la información acumulada de los meses que hayan transcurrido.

ARTÍCULO 3. PRINCIPIOS Y REGLAS DE DESPACHO DE RECURSOS ENERGÉTICOS Y MECANISMOS DE COMERCIALIZACIÓN DE ENERGÍA. En resolución posterior de carácter general, esta Comisión definirá los principios y reglas aplicables para la coordinación del despacho y operación de recursos energéticos, así como los mecanismos de comercialización de energía eléctrica en las Zonas No Interconectadas.

ARTÍCULO 4. SOLICITUD DE CONEXIÓN. Inhibirse de pronunciarse sobre la solicitud de conexión presentada por la empresa Due Capital and Services S.A.S. a GENSA S.A E.S.P., por tratarse de un asunto que es objeto de otra actuación administrativa.

ARTÍCULO 5. VIGENCIA DE LOS CARGOS MÁXIMOS DE GENERACIÓN PARA EL MERCADO RELEVANTE DE MITÚ. Las componentes de inversión y de administración, operación y mantenimiento, y la fórmula de actualización de cargos máximos, señalados en los artículos 1 y 2 de la presente resolución, serán aplicables para el mercado relevante de comercialización de Mitú, a partir de la fecha en que quede en firme la presente resolución y hasta la entrada en vigencia de la resolución que modifique o sustituya a la Resolución CREG 091 de 2007.

ARTÍCULO 6. NOTIFICACIÓN. Notificar a los representantes legales de las empresas Due Capital and Services S.A.S. y GENSA S.A. E.S.P. el contenido de esta resolución. Contra lo dispuesto en la presente resolución procede recurso de reposición, el cual deberá interponerse ante la Dirección Ejecutiva de la CREG dentro de los cinco (5) días siguientes a su notificación.

NOTIFÍQUESE, PUBLÍQUESE Y CÚMPLASE

Dada en Bogotá. D. C., 18 JUN. 2020

DIEGO MESA PUYO

Viceministro de Energía, Delegado de la Ministra de Minas y Energía

Presidente

JORGE ALBERTO VALENCIA MARÍN

Director Ejecutivo