RESOLUCIÓN 204 DE 2015

(noviembre 24)

Diario Oficial No. 49.767 de 26 de enero de 2016

COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS

Por la cual se actualiza la base de activos de Centrales Eléctricas del Norte de Santander S. A. E.S.P. y se modifican los parámetros necesarios para considerar su remuneración en el Sistema de Transmisión Nacional.

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 y 2253 de 1994 y 1260 de 2013,

CONSIDERANDO QUE:

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

En la Resolución CREG 022 de 2001 se incorporaron las disposiciones mediante las cuales se aprobaron los principios generales y los procedimientos para definir el plan de expansión del sistema de transmisión nacional, STN, y se estableció la metodología para determinar el ingreso regulado por concepto del uso de este sistema.

En el parágrafo 6 del artículo 6o de la Resolución CREG 022 de 2001, adicionado mediante la Resolución CREG 064 de 2013, se establece:

“Parágrafo 6o. La instalación de módulos de compensación o sistemas flexibles de transmisión de corriente alterna, FACTS, en subestaciones o en líneas existentes y de los equipos necesarios para su conexión podrá llevarse a cabo como una ampliación, cuando la UPME identifique en el Plan de Expansión de Referencia que esos activos son necesarios para evitar o mitigar situaciones con alta probabilidad de desatención de demanda, y que el tiempo disponible no es suficiente para llevar a cabo el mecanismo de libre concurrencia de que trata el artículo 4o de esta resolución y tener los activos en operación comercial en la fecha en que son requeridos.

Esta ampliación podrá ser realizada por el TN que representa ante el LAC el mayor valor de activos del STN de la subestación a la que se conectará, estimado con base en los precios de las UC vigentes en ese momento. Si este TN no manifiesta interés para realizar dicha ampliación, tendrán la opción, en su orden, los siguientes TN con mayor valor de activos en la subestación. Si ninguno de los TN mencionados manifiesta interés, podrá realizarla cualquier otro TN interesado y de presentarse más de uno se seleccionará al primero que haya manifestado por escrito su interés ante la UPME. Los plazos para la manifestación de interés serán determinados por la UPME.

Sin perjuicio de lo anterior, si la UPME encuentra conveniente para el sistema que estos equipos sean trasladados a otro punto de conexión, con posterioridad a la fecha de entrada en operación prevista para el proyecto, el TN responsable ante el LAC del proyecto deberá llevar a cabo a su costo dicho traslado”.

Mediante la Resolución CREG 092 de 2002 se señalaron los principios generales y procedimientos para suplir necesidades del sistema de transmisión nacional, utilizando equipos en niveles de tensión inferiores a 220 kV, y se estableció la metodología para la remuneración de su uso.

El artículo 5o de la Resolución CREG 092 de 2002, modificado por la Resolución CREG 064 de 2013, estableció el procedimiento a seguir para remunerar los activos objeto de estas convocatorias, una vez finalizado el tiempo de utilización de los activos definido en la solicitud de propuesta, que sirvió para seleccionar el adjudicatario del proyecto. Al respecto señala:

Antes de que finalice el tiempo de utilización de los activos y con la anticipación que considere necesaria para tomar las medidas respectivas, la UPME determinará en el Plan de Expansión la necesidad de mantener en operación el proyecto y con base en sus análisis indicará si el proyecto se requiere indefinidamente o fijará el número de años adicionales que se necesita. Si se encuentra que el proyecto sigue requiriéndose en el sistema con la finalidad exclusiva de beneficio del STN, el TN mediante comunicación escrita manifestará a la UPME su interés en continuar operando y representando el activo y adjuntará un concepto técnico sobre el estado de los activos que componen el proyecto, emitido por una firma de ingeniería. La comunicación escrita deberá ser remitida a la UPME dentro de los cuatro (4) meses siguientes a la fecha de adopción del Plan de Expansión.

(…)

Si el concepto técnico determina que los activos se encuentran en condiciones óptimas para continuar operando, el TN que los representa deberá solicitar a la CREG su inclusión dentro de su base de activos, teniendo en cuenta la metodología que se encuentre vigente para la remuneración de activos de uso del STN, pero asimilando los activos a las UC definidas para la actividad de distribución. Así mismo, deberá adjuntar copia de la comunicación enviada a la UPME y del concepto técnico de la firma de ingeniería.

Mediante la Resolución CREG 011 de 2009 se definieron la metodología y las fórmulas tarifarias para la remuneración de la actividad de transmisión de energía eléctrica en el STN.

De acuerdo con el artículo 7o de la Resolución CREG 011 de 2009 el ingreso anual del transmisor, IAT, “(…) solo se ajustará si la CREG llegare a modificar los valores de las Unidades Constructivas, cuando se modifique el valor del AOM reconocido o cuando, en cumplimiento de la regulación vigente, se excluyan Activos de Uso en operación, ingresen nuevos Activos de Uso o se reemplacen las Unidades Constructivas instaladas por otras de clasificación diferente de acuerdo con lo establecido en el artículo 6o de la presente Resolución”.

Mediante la Resolución CREG 104 de 2010 se aprobó la base de activos y los parámetros necesarios para determinar la remuneración de Centrales Eléctricas del Norte de Santander S. A. E.S.P., CENS, en el STN.

La UPME abrió la Convocatoria Pública 03-2003 para seleccionar al inversionista encargado del diseño, suministro, construcción, operación y mantenimiento de dos bancos de compensación capacitiva de 30 MVAr en la subestación Belén, en el nivel de 115 kV, de la cual resultó adjudicataria la Empresa de Energía de Bogotá S. A. E.S.P.

En el plan de expansión 2013-2017, la UPME recomendó que de manera indefinida continuara en operación, entre otras, la compensación instalada en la barra de 115 kV de la subestación Belén. No obstante, la Empresa de Energía de Bogotá S. A. E.S.P. manifestó no estar interesada en continuar operando y representando el banco de compensadores ubicado en la subestación Belén.

Con base en el parágrafo 6o del artículo 6o de la Resolución CREG 022 de 2001, la UPME, mediante comunicación con radicado CREG E-2014-008695 solicitó a CENS S. A. E.S.P. informar su interés en desarrollar el proyecto de dos módulos de compensación capacitiva de 30 MVAr en la subestación Belén 115 kV y equipos asociados.

Mediante comunicación con radicado 20140021842 dirigida a la UPME, CENS S.A. E.S.P. manifestó su interés en el desarrollo del proyecto.

CENS S.A. E.S.P., mediante la comunicación radicada en la CREG con el número E-2015-008763 solicitó incluir en la base de activos de la empresa los relacionados con la compensación Belén, objeto de la convocatoria UPME 03-2003:

-- dos compensaciones reactivas de 30 MVAr, capacidad final de 18 a 54 MVAr - nivel 4,

-- dos bahías de conexión configuración anillo, tipo convencional (asimilada a bahía de línea),

-- seis transformadores de tensión nivel 4.

En las conclusiones del informe de agosto de 2015 relacionado con el concepto técnico del estado de los activos, elaborado por la firma de ingeniería seleccionada por el Consejo Nacional de Operación, se lee:

CUSA determinó que los Bancos de Compensación Capacitiva número 1 y número 2 de Belén 115 kV de CENS se encuentran en condiciones óptimas para continuar operando (…).

Mediante auto del 15 de septiembre de 2015, la Comisión dio inicio a la actuación administrativa tendiente a actualizar el ingreso anual de la actividad de transmisión de Centrales Eléctricas del Norte de Santander S. A. E.S.P., y ordenó la apertura del respectivo expediente que fue distinguido con el número 2015-0105.

El 21 de septiembre de 2015 la CREG publicó en el Diario Oficial un resumen de la solicitud, con el fin de que los terceros interesados pudieran intervenir en la actuación administrativa.

De acuerdo con lo establecido en la Resolución CREG 092 de 2002, la remuneración de los activos ejecutados mediante la convocatoria UPME 03-2003 se hará de acuerdo con la metodología general de remuneración de la actividad de transmisión, asimilando los activos a los definidos en la metodología de remuneración de la actividad de distribución.

Las unidades constructivas solicitadas se clasificaron según el listado definido en el capítulo 5 del anexo general en la Resolución CREG 097 de 2008.

Los bancos de compensación de la subestación Belén están en operación desde noviembre de 2004.

Con base en los análisis efectuados, la asimilación de las unidades constructivas solicitadas por la empresa y aplicando la metodología contenida en la Resolución CREG 011 de 2009 se realizaron los ajustes pertinentes para actualizar el ingreso anual de la actividad de transmisión de Centrales Eléctricas del Norte de Santander S. A. E.S.P., por la inclusión de los activos relacionados con la convocatoria UPME 03-2003 en la subestación Belén.

Teniendo en cuenta lo anterior, a partir de la aplicación de la metodología contenida en la Resolución CREG 011 de 2009, se calculan las siguientes variables principales:

La Comisión de Regulación de Energía y Gas en su sesión 689 del 24 de noviembre de 2015 aprobó actualizar la base de activos de Centrales Eléctricas del Norte de Santander S.A. E.S.P. y expedir la presente resolución,

RESUELVE:

ARTÍCULO 1o. Modificar el artículo 1o de la Resolución CREG 104 de 2010, el cual quedará así:

Artículo 1o. Ingreso Anual. El Ingreso Anual (IATj) por los activos representados por Centrales Eléctricas del Norte de Santander S. A. E.S.P. en el Sistema de Transmisión Nacional, calculado en la forma establecida en la Resolución CREG 011 de 2009, es el siguiente:

ARTÍCULO 2o. Modificar el artículo 4o de la Resolución CREG 104 de 2010, el cual quedará así:

Artículo 4o. Costo de Reposición de los Activos Eléctricos. El costo de reposición de los activos eléctricos (CREj) remunerados mediante cargos por uso a Centrales Eléctricas del Norte de Santander S. A. E.S.P., calculado con la base de activos al que hace referencia el artículo 3o de la presente resolución y de acuerdo con lo señalado en la Resolución CREG 011 de 2009 es:

La base de activos y los valores aquí aprobados resultan de las variables y de la información que se identifican en la parte motiva de este acto y de las contenidas en el documento soporte.

ARTÍCULO 3o. Adicionar el siguiente numeral al anexo de la Resolución CREG 104 de 2010:

3. Otras Unidades Constructivas

Unidades constructivas no incluidas dentro de las definidas en el capítulo 3 del anexo general de la Resolución CREG 011 de 2009, tomadas de la Resolución CREG 097 de 2008.

ARTÍCULO 4o. La presente resolución deberá notificarse al representante legal de 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 24 de noviembre de 2015.

El Presidente,

CARLOS FERNANDO ERASO CALERO,

Viceministro de Energía Delegado del Ministro de Minas y Energía.

El Director Ejecutivo,

JORGE PINTO NOLLA.