RESOLUCIÓN 158 DE 2019

(noviembre 27)

Diario Oficial No. 51.182 de 30 de diciembre 2019

COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS

Por la cual se resuelve el recurso de reposición interpuesto por la Electrificadora de Santander S.A. E.S.P. contra la Resolución CREG 103 de 2019.

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 1524, 2253 de 1994, 2696 de 2004 y 1260 de 2013,

CONSIDERANDO QUE:

Mediante la Resolución CREG 103 de 2019 se aprobaron las variables necesarias para calcular los ingresos y cargos asociados con la actividad de distribución de energía eléctrica para el mercado de comercialización atendido por la Electrificadora de Santander S.A. E.S.P.

En el documento 067 de 2019 se encuentra el soporte de dicha resolución donde se incluyen los criterios de revisión de la información, las bases de datos y los cálculos empleados por la Comisión para definir las variables aprobadas en la Resolución CREG 103 de 2019.

La Electrificadora de Santander S.A. E.S.P., mediante comunicación con radicado CREG E-2019-010276, presentó recurso de reposición contra la resolución CREG 103 de 2019.

En la comunicación citada se presentan los antecedentes, las razones de inconformidad y las peticiones del recurso de reposición, estas últimas se trascriben a continuación:

4. PETICIONES

Con base en las apreciaciones previamente expuestas y el acervo probatorio que reposa en el expediente, le solicito respetuosamente a su despacho reponer parcial mente la Resolución CREG 103 del 02 de septiembre de 2019, y, en consecuencia, proceder a:

PRIMERO: Modificar el artículo 2o de la Resolución CREG 103 de 2019 Base regulatoria de activos eléctricos al inicio del periodo tarifario, en el sentido de incluir en la BRAE_j,1,0 (última fila de la tabla 1) las 1.824 redes de baja tensión asociadas con los transformadores de distribución con capacidades iguales o inferiores a 15KVA, teniendo en cuenta el valor reportad o en la solicitud de ingresos presentad o por ESSA, el cual asciende a la suma de $683.603.654.536.

SEGUNDO: Modificar el artículo 3o de la Resolución CREG 103 de 2019 Inversión aprobada en el plan de inversiones, en el sentid o de:

i) Incluir el proyecto de inversión “Compra de activos existentes y/o futuros”, en el plan de inversiones de ESSA para el periodo 2019-2023.

ii) Incluir el proyecto de inversión “Puntas y colas”, en el plan de inversiones de ESSA para el periodo 2019-2023.

iii) Ajustar los valores contenidos en las Tablas 2, 3 y 4 de acuerdo al contenido del formato de solicitud de ingresos presentado por ESSA.

TERCERO: Adicionar la Resolución CREG 103 de 2019, en el sentido de incluir en el plan de inversiones los activos necesarios para la implementación y certificación del sistema de gestión de activos, de acuerdo al documento “costos implementación del sistema de gestión de activos en ESSA” contenido de la solicitud de ingresos presentada por ESSA y de conformidad con lo previsto en el inciso segundo del artículo 42 de la Ley 1437 de 2011.

CUARTO: Realizar los ajustes a que haya lugar, derivados de las modificaciones solicitadas.

A continuación, se presenta el análisis de la Comisión sobre cada una de las peticiones realizadas.

PRIMERA PETICIÓN: Modificar el artículo 2o de la Resolución CREG 103 de 2019 Base regulatoria de activos eléctricos al inicio del periodo tarifario.

El OR señala que: Los 1.824 NRNj hacen parte de la inversión puesta en operación en el periodo 2008-2017 (CRIN), calculados y valorados de acuerdo con lo definido en la metodología de remuneración de los activos de Nivel de Tensión 1, de acuerdo con lo establecido en la Resolución CREG 015 de 2018, la cual a su vez recoge las reglas definidas en su momento en la Resolución CREG 097 de 2008 y en la Circular 013 de 2007.

En relación con lo señalado por el OR se indica lo siguiente:

a) de acuerdo con la definición de las variables NTNj y NRNj del literal b del numeral 3.1.1.1.4 de la Resolución CREG 015 de 2018, los transformadores y redes de conexión que atienden a un usuario se deben excluir de dichas variables y por tanto, no hacen parte de la variable CRINj,1,l.

b) en la definición de activos de nivel de tensión 1 del artículo 3o de la Resolución CREG 015 de 2018, modificada por la Resolución CREG 036 de 2019, se hace una excepción y se incluyen únicamente los transformadores de conexión de capacidades iguales o inferiores a 15 kVA para ser remunerados en la base de activos sin incluir en dicha excepción las redes de conexión asociadas con estos transformadores. Por tal razón, en la aprobación de ingresos se incluyeron los transformadores de conexión de esta condición sin incluir las redes de conexión;

c) la regla general de remuneración de los activos de uso establecida en el numeral 3.1.1.1.4 de la Resolución CREG 015 de 2018 es la misma empleada en las resoluciones CREG 082 de 2002 y 097 de 2008, dirigida a remunerar los activos de uso, es decir aquellos utilizados por dos o más usuarios. En la Resolución CREG 015 de 2018 se hace una excepción que incluye en la remuneración algunos transformadores de conexión, lo cual no es aplicable a las resoluciones previas.

d) finalmente se indica que en la Circular CREG 013 de 2007, se solicitó la información de activos de uso de nivel de tensión 1, según lo establecido en la regulación vigente en su momento, que corresponden a aquellos con más de un usuario.

El OR señala que: La Resolución CREG 015 de 2018 en su artículo 3o define los activos de Nivel de Tensión 1, señalando expresamente que los transformadores de conexión con capacidad igual o inferior a 15 KVA hacen parte de dicha clasificación, para lo pertinente me permito traer a colación la disposición referida:

“Activos de nivel de tensión 1: son los conformados por las redes de transporte que operan a tensiones menores a 1 kV y los transformadores con voltaje secundario menor a 1 kV que las alimentan para atender dos o más usuarios, incluyendo las protecciones y equipos de maniobra asociados, excepto los que hacen parte de instalaciones internas por ser considerados activos de uso. En esta clasificación se incluyen los transformadores de conexión con capacidad igual o inferior a 15 kVA.” (Subraya y negrilla fuera del texto original)

Como se expuso anteriormente, en la definición de activos de nivel de tensión 1 del artículo 3o de la Resolución CREG 015 de 2018, modificada por la Resolución CREG 036 de 2019, se hace una excepción y se incluyen los transformadores de conexión de capacidades iguales o inferiores a l5 kVA para ser remunerados en la base de activos. Por tal razón, en la aprobación de ingresos se incluyeron los transformadores de conexión de esta condición sin la red de conexión.

El OR señala que: Para el cálculo del valor del CRIN, de acuerdo con lo establecido en el literal b numeral 3.1.1.1.4. del Anexo General de la Resolución CREG 015 de 2018, se toma el costo medía para valorar los activos de Nivel de Tensión 1, abarcando tanto los transformadores de distribución como las redes.

Al respecto, se indica que en el literal b del numeral 3.1.1.1.4 de la Resolución CREG 015 de 2018 se define un costo medio para transformadores de uso y otro para redes de uso y se hace explícito que, salvo los transformadores de la excepción, no se consideran los transformadores de conexión y las redes de conexión en la valoración de la variable CRIN_j,l,1.

El OR señala que: El costo medio utilizado para valorar las redes y los transformadores del Nivel de Tensión 1 entre el año 2008 y 201 7, fue el mismo utilizado en la Resolución CREG 097 de 2008 y la Circular 013 de 2007, recogido, reiteramos, por la Resolución CREG 015 de 2018.

Dicho costo medio, por el método utilizado para su cálculo, refleja las condiciones de los transformadores y las redes de todo el sistema. Por ello, para la definición del costo medio en redes se consideró el número total de redes asociadas a los transformadores de uso, sin ninguna excepción salvo lo asociado exclusivamente al alumbrado público; este costo medio incluye así, los transformadores con redes extensas y los transformadores sin red.

Al respecto se indica que las metodologías definidas en las resoluciones CREG 082 de 2002 y CREG 097 de 2008 consideran únicamente los activos de uso de nivel de tensión l. Por lo tanto, el costo medio utilizado no refleja las condiciones de transformadores y redes de todo el sistema como se plantea en el recurso ya que no se tienen en cuenta los activos de conexión.

El OR señala que: Excluir ahora las redes de transformadores menores o iguales a 15 KVA con un usuario, implica, por lo tanto, desbalancear la remuneración de los activos del Nivel de Tensión 1, toda vez que se están excluyendo unos activos de red, pero el costo medio con el que se está valorando los activos de Nivel de Tensión 1 que a juicio de la CREG deben ser remunerados, es igual al calculado considerando el universo de activos de dicho nivel. Bajo este concepto, las redes en cuestión nunca fueron consideradas como acometidas.

La Comisión considera que no existe el desbalance al que se refiere el recurrente, toda vez que, como se señaló anteriormente, la remuneración de los activos de nivel de tensión 1, en las metodologías anteriores, no consideró la inclusión de activos de conexión.

El OR señala que: Las inversiones realizadas en el Nivel de Tensión 1 entre 2008 y 2017 fueron producto de la señal regulatoria y la metodología de remuneración vigente en su momento, la cual fue ratificada en la Resolución CREG 015 de 2018, particularmente para el CRIN en el numeral 3.1.1.1.4 del Anexo General.

Al respecto se manifiesta que en la Resolución CREG 015 de 2018 se hizo una excepción para permitir, en adelante, la remuneración vía cargos por uso de algunos activos de conexión de nivel de tensión 1, la cual no existía en la Resolución CREG 097 de 2008 ni en la Resolución CREG 082 de 2002.

Con base en lo anterior, no se modifica el valor de la variable BRAEj,1,0 de la tabla 1 del artículo 2 de la Resolución CREG 103 de 2019, ni las variables asociadas con la valoración de los activos de nivel de tensión 1.

SEGUNDA PETICIÓN: Modificar el artículo 3o de la Resolución CREG 103 de 2019 Inversión aprobada en el plan de inversiones.

Literal i de la segunda petición

El OR señala que: Respecto de la compra de activos existentes, el acto administrativo refiere que no es plausible incluir este proyecto en el plan de inversiones de ESSA, teniendo en cuenta que, de acuerdo a la descripción del mismo, corresponde a la actividad de compra de activos de uso de propiedad de terceros que hacen parte de la base de activos, no obstante, la Comisión pasa por alto que dicho proceso de adquisición de activos tiene una doble connotación, tal como se advierte de su denominación “Compra de activos existentes y/ o futuros” los primeros, corresponden ciertamente a los que se indica en el numeral 2.6.1. del d ocumento CREG 067 de 2019, los cuales no se incluyeron en la solicitud de ingresos, comoquiera que para ESSA es claro que los mismos ya hacen parte de la base regulatoria inicial; y los segundos, entendidos como aquellos activos eléctricos de proyectos que se encuentren en construcción, y que se adquieren a través de un contrato de compraventa de bien futuro, negocio jurídico que a luces del artículo 1869 del Código Civil es válido, en la medida que se prometen en venta bienes que no existen, pero se espera que existan, y los cuales por dicha naturaleza no se encuentran vinculados al sistema, no hacen parte de la base de activos y en consecuencia, deben incluirse en el plan de inversiones a efecto de ser remunerados al OR.

En síntesis, el programa de “Compra de activos eléctricos futuros” contempla la expansión de redes de distribución, es decir, proyectos tipo II, iniciativa que como se refirió en el acápite anterior, consiste en comprarle a terceros, activos nuevos (que aún no existen) y que pasarán a ser activos de uso (una vez existan).

En el artículo 4o de la Resolución CREG 015 de 2018 se establece que:

Un OR será remunerado mediante cargos por uso por la totalidad de los activos de uso que opera y mantiene en desarrollo de la prestación del servicio público domiciliario de energía eléctrica, independientemente de que sea o no propietario de los mismos y sin perjuicio de la remuneración que deberá pagar al propietario por su inversión, con excepción de los bienes o derechos que no deban incluirse en el cálculo de las tarifas en los términos del artículo 87 numeral 87.9 de la Ley 142 de 1994, en la forma en que quedó modificado por el artículo 99 de la Ley 1450 de 2011. Es obligación de los OR reportar los activos que no deben incluirse en la tarifa.

La elaboración del plan de inversiones y la identificación, priorización y ejecución de las inversiones que lo conforman continuará siendo de entera responsabilidad del OR.

Los activos a incorporar en el sistema y relacionados en los planes de inversión deben ser activos nuevos. No se considerarán los activos retirad os de otros sistemas o los trasladados dentro del mismo sistema.

De otra parte, se establece que: el OR es la persona encargada de la planeación de la expansión, las inversiones, la operación y el mantenimiento de todo o parte de un STR o SDL, incluidas sus conexiones al STN. Los activos pueden ser de su propiedad o de terceros.

Con base en lo anterior, los activos a incorporar en la base de activos de los OR deben corresponder a activos de uso nuevos, es decir que no se encontraban a la fecha de corte. De acuerdo con las aclaraciones dadas en el recurso de reposición se entiende que los activos asociados con este proyecto cumplen con estas condiciones.

Con base en lo anterior, se incluyen en el plan de inversiones los activos asociados a este proyecto, bajo el entendido que son activos de uso nuevos y no activos existentes ya incluidos en la base de activos del OR.

Literal ii de la segunda petición

El OR señala que: Respecto al proyecto de “puntas y colas” consiste en la expansión de redes de distribución, es decir, proyectos tipo II, para la conexión de las viviendas sin servicio de energía que se encuentran ubicadas a máximo 100 metros de las redes eléctricas de ESSA, con el fin de ampliar la cobertura en las zonas rurales. A esta red se conectan los usuarios a través de sus acometidas privadas, razón por la que las redes construidas por ESSA con ocasión de este proyecto, se constituyen en activos de uso.

(…)

De acuerdo a la anterior gráfica, encontramos que la red construida por ESSA, contrario a lo manifestado en el documento CREG 067 de 2019, no corresponde a una instalación de acometidas, y por tal razón, debe tenerse en cuenta en la base regulatoria de activos eléctricos nuevos -BRAEN- al amparo de lo consagrado en el numeral 3.1.1.2. del Anexo General de la Resolución CREO 015 de 2018.

Tal como se señaló anteriormente, los activos a incorporar en la base de activos de los OR deben corresponder a activos de uso.

El OR aclara en el recurso de reposición que los activos asociados al proyecto puntas y colas corresponden a activos de uso y que no se incluyen activos de conexión. Con base en esta aclaración se incluyen estos activos en el plan de inversiones del OR.

Literal iii de la segunda petición

El OR señala que: Se identifican algunas diferencias entre los valores calculados por la CREG para el plan de inversiones y los calculados por ESSA, en especial en los activos de categorías 3 y 6.

Se realiza la revisión de las cantidades de UC aprobadas por la CREG y las reportadas por el OR y se encuentra que las mismas corresponden de forma exacta, sin embargo, se observan diferencias considerables en el valor aprobado con respecto a lo solicitado.

(...)

En relación con las diferencias en la valoración de los activos, principalmente en los de las categorías 3 y 6, se verificó el inventarío entregado por el OR y se encontraron diferencias en el reporte de la UC de módulo común N4S42.

De acuerdo con lo definido en el capítulo 14 de la Resolución CREG 015 de 2018, para calcular el valor del módulo común, primero se define el tipo de módulo común al que pertenece una subestación y luego se multiplica por el número de bahías.

Se identificó que en las subestaciones con código IUS 0016, 0070, 0015, 0006, 0003, 0084 y 0053 el OR reportó más de una UC de módulo común N4S42 por subestación, por lo cual, en aplicación de lo señalado anteriormente para la valoración, se originaba una sobrevaloración de los módulos comunes de las subestaciones.

Con base en lo anterior, se ajustó el inventario incluyendo una sola UC N4S42 por subestación, cuyo valor es multiplicado por el número de bahías de la subestación para determinar el valor del módulo común correspondiente.

Además de lo anterior, se identifica que las unidades constructivas asociadas a transformadores de potencia (categoría 1) en el Nivel de tensión 4 para el año 2019, fueron valoradas con las Unidades Constructivas UC del capítulo 14 del Anexo General de la Resolución CREG 015 de 2018, a pesar de que las mismas se reportaron como proyectos en construcción antes de la entrada en vigencia de la mencionada resolución, por lo que en realidad debieron ser valoradas con unidades constructivas de la Resolución 097 de 2008, atendiendo lo previsto en el literal h) del artículo 4 de la Resolución CREG 015 de 2018 que señala:

“(...) h) Las unidades constructivas del nivel de tensión 4 de los proyectos que a la fecha de entrada en vigencia de esta resolución se encuentren en construcción y que tengan concepto favorable de la UPME, se valorarán con las UC del capítulo 15 de esta resolución y deben estar incluidas en el plan de inversión”.

Se hace necesario referir que la diferencia con ocasión de esta valoración es del orden de $539.824.357 para el año 2019.

Se revisó la información allegada por el OR y se verificó que algunas UC se valoraron con las UC del Capítulo 14 y no con las del Capítulo 15, con lo cual no se aplica la excepción del literal h del artículo 4o de la Resolución CREG 015 de 2018.

Con base en lo anterior, las UC de transformadores de conexión al STN se valoraron con las UC del Capítulo 15 de la Resolución CREG 015 de 2018, en aplicación de la excepción establecida en el literal h del artículo 4 de la misma resolución.

TERCERA PETICIÓN: Adicionar la Resolución CREG 103 de 2019, en el sentido de incluir en el plan de inversiones los activos necesarios para la implementación y certificación del sistema de gestión de activos.

El OR señala que: Teniendo en cuenta lo previsto en el numeral 6.3.3.4. del Anexo General de la Resolución CREG 015 de 2018 el OR debe incluir en el plan de inversión los activos necesarios para la implementación y certificación del sistema de gestión de activos acorde con la norma ISO 55001, razón por la cual, estos costos fueron incluidos por mi representada en la solicitud de ingresos, desagregando tales inversiones por año, recursos y valores en pesos ($); no obstante, en la inversión aprobada por la CREG para el plan de inversión (INVA) de la Resolución CREG 103 de 2019, no se incluyeron dichas inversiones asociadas al sistema de gestión de activos.

Es preciso referir que por las características de estas inversiones no es posible clasificarlas en unidades constructivas y en tal sentido, deben ser remuneradas de forma independiente, de lo cual no se advierte pronunciamiento alguno en el acto administrativo recurrido.

Aunado lo anterior, solicitamos a la Comisión de acuerdo con la Resolución CREG 015 de 2018, considerar este rubro dentro del plan e indicarnos la manera en la cual serán remuneradas estas inversiones.

Al respecto, el literal p. del numeral 6.1 de la Resolución CREG 015 de 2018 establece que el OR debe incluir en el plan de inversiones los activos necesarios para la implementación y certificación de un sistema de gestión de activos acorde con la norma ISO 55001 en un plazo de cinco (5) años contados a partir de la entrada en vigencia de la presente resolución.

De lo anterior se entiende que en la remuneración se incluyen los activos asociados con la implementación del sistema de gestión de activos sin considerar aquellos gastos asociados con su implementación, los cuales se entiende que hacen parte del AOM.

Una vez revisada la información reportada por el OR se identificaron inversiones asociadas con sistemas de gestión de activos y otros rubros asociados con gastos para su implementación.

Con base en lo anterior, los valores asociados con las inversiones a realizar se incluyen como UC especiales del OR definidas con base en la información reportada. Los valores aprobados serán revisados teniendo en cuenta el valor real de la inversión una vez se ejecuten los proyectos, para lo cual el OR deberá presentar los soportes correspondientes.

Al incluir el valor de las inversiones asociadas con el sistema de gestión de activos en el plan de inversiones del OR, se modifica el valor de las variables aprobadas en los artículos 3o y 5o de la Resolución CREG 103 de 2019.

CUARTA PETICIÓN: Realizar los ajustes a que haya lugar, derivados de las modificaciones solicitadas

Con base en los análisis de las solicitudes presentadas previamente, se modifican las variables aprobadas en los artículos 3o y 5o de la de la Resolución CREG 103 de 2019.

Adjunto a esta resolución se entregan a la Electrificadora de Santander S.A. E.S.P. los archivos con las bases de datos y cálculos utilizados para establecer las variables necesarias para calcular los ingresos y cargos asociados con la actividad de distribución de energía eléctrica para su mercado de comercialización.

La Comisión de Regulación de Energía y Gas, en su sesión 960 del 27 de noviembre de 2019, acordó expedir esta resolución,

RESUELVE:

ARTÍCULO 1o. Modificar el artículo 3o de la Resolución CREG 103 de 2019. El artículo 3 de la Resolución CREG 103 de 2019 quedará así:

Artículo 3o. Inversión aprobada en el plan de inversiones. El valor de las inversiones aprobadas en el plan de inversiones, INVA1.n,1,t, para cada nivel de tensión, es el siguiente:

Tabla 2. Plan de inversiones del nivel de tensión 4, pesos de diciembre de 2017

Tabla 3, Plan de inversiones del nivel de tensión 3, pesos de diciembre de 2017

Tabla 4. Plan de inversiones del nivel de tensión 2, pesos de diciembre de 2017

Tabla 5. Plan de inversiones del nivel de tensión 1, pesos de diciembre de 2017

ARTÍCULO 2o. Modificar el artículo 5o de la Resolución CREG 103 de 2019. El artículo 5o de la Resolución CREG 103 de 2019 quedará así:

Artículo 5o. Recuperación de capital de activos nuevos. El valor de la recuperación de capital reconocida para los activos que entraron en operación en el primer año, RCNAj,n,1, es el siguiente:

Tabla 7. Recuperación de capital de activos nuevos

ARTÍCULO 3o. La presente Resolución deberá notificarse a la Electrificadora de Santander S.A. E.S.P. y publicarse en el Diario Oficial. Contra lo dispuesto en este acto no procede recurso alguno, toda vez que se entienden agotados todos los recursos que por ley son obligatorios.

Notifíquese, publíquese y cúmplase.

Dada en Bogotá, D. C., a 27 de noviembre de 2019.

El Presidente,

Diego Mesa Puyo,

Viceministro de Energía, delegado de la Ministra de Minas y Energía.

El Director Ejecutivo,

Christian Jaramillo Herrera.