Resolución 501_110 de 2024 CREG
DESCARGAS
RESOLUCIÓN 501 110 DE 2024
(diciembre 12)
<Fuente: Archivo interno entidad emisora>
Diario Oficial No. 53.055 de 11 de marzo de 2025
Diario Oficial disponible en la web de la Imprenta Nacional de Colombia el 12 de marzo de 2025
COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS
Por la cual se resuelve el recurso de reposición interpuesto por ENEL COLOMBIA S.A. E.S.P. contra la Resolución CREG 501 043 de 2024
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:
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, CREG, fijar las tarifas por el acceso y uso de las redes eléctricas.
Mediante la Resolución CREG 015 de 2018, publicada en el Diario Oficial del 3 de febrero de 2018, se expidió la metodología para la remuneración de la actividad de distribución de energía eléctrica en el Sistema Interconectado Nacional, SIN, la cual fue aclarada, modificada y complementada por las Resoluciones CREG 085 de 2018, 036 y 199 de 2019, 167 y 195 de 2020, 222 de 2021, 101 009, 101 012, 101 022, 101 027 de 2022, 101 032 de 2022, 101 019 de 2023 y 101 050 de 2024.
Mediante la Resolución CREG 189 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 ENEL COLOMBIA S.A. E.S.P. Mediante la Resolución CREG 122 de 2020, se resolvió el recurso de reposición interpuesto contra la Resolución CREG 189 de 2019.
El plan de inversiones inicialmente aprobado fue modificado para el periodo 2023-2027 mediante la Resolución CREG 501 043 de 2024.
En el documento CREG 901 081 de 2024 se encuentra el soporte de la Resolución CREG 501 043 de 2024, donde se incluyen los criterios de revisión de la información, las bases de datos utilizadas y los cálculos realizados por la Comisión para definir las variables aprobadas.
ENEL COLOMBIA S.A. E.S.P., mediante comunicación con radicado CREG E2024008494 del 20 de junio de 2024, presentó recurso de reposición contra la Resolución CREG 501 043 de 2024.
Mediante Auto 0000319 del 11 de septiembre de 2024 se decretó la práctica
de pruebas consistente en la verificación de la información enviada a la CREG
por ENEL COLOMBIA S.A. E.S.P. con el fin de que la misma se encontrara
acorde con los lineamientos requeridos para su análisis. El auto de pruebas se comunicó mediante radicado CREG S2024006082 del 11 de septiembre de 2024, según consta en el expediente digital.
ENEL COLOMBIA S.A. E.S.P. mediante radicado CREG
E2024008494 del 19 de septiembre de 2024, remitió la información requerida
en el auto de pruebas.
En el radicado CREG E2024008494 el Operador de Red, OR, expresa lo siguiente:
(...)
En este apartado se presentan ante la Comisión los fundamentos de hecho y derecho, por los cuales, se solicita la modificación de la Resolución CREG 501 43 de 2024 del 26 de abril de 2024; en el sentido de aprobar a ENEL COLOMBIA S.A. ESP., la totalidad de las modificaciones al plan de inversiones de su mercado de comercialización y la totalidad de proyectos para zonas interconectables para el año 2023. Esto en razón, a que se demostrará que: i) La Comisión no apreció debidamente el acervo probatorio, pues no tuvo en cuenta en su decisión que en el correo electrónico denominado “Ajuste Plan de Inversiones 2023-2027 - Res. CREG 015 de 2018 - Enel Colombia” del 31 de agosto de 2022, en que se remitieron de conformidad los soportes de las UCE nuevas; ii) La Comisión desconoció que en el archivo de la Entidad reposan los soportes de las UCE antiguas, que habían sido aprobadas mediante actos administrativos previos como las resoluciones CREG 122 de 2020, 189 de 2019 y 068 de 2021; iii) Los Anexos del Documento Soporte CREG 901 81 2024 “ajustes al plan de inversiones y aprobación de proyectos de expansión de cobertura en zonas interconectables – ENEL COLOMBIA S.A. E.S.P.” contienen errores en el cálculo de la valoración de UC de redes de Nivel 1 en que no se multiplicó el producto por el número de fases, otros asociados en que para ciertas UC no se multiplicó producto por el número de bahías y celdas y porque se identificaron UCE híbridas que se aprobaron pero su valor no se ve reflejado en el INVA; y iv) la Comisión aplicó una valoración inadecuada de las UC del PECOR 2023.
(...)
Junto a esto, ENEL COLOMBIA S.A. E.S.P. presenta las siguientes peticiones:
(...)
1. PRIMERA: Se modifique la Resolución CREG 501 43 de 2024, en el sentido de reconocer totalmente los valores solicitados por conceptos de ajuste del plan de inversión para el período 2023-2027 y de proyectos de expansión de cobertura en zonas interconectables para el año 2023. Conforme se solicitó en las comunicaciones CREG E2022009704, CREG E2022009708 del 31 de agosto de 2022 y especialmente la comunicación CREG E2023019588 del 10 de noviembre de 2023 (auto de pruebas).
En el evento que no se conceda la remuneración total de la primera petición, subsidiariamente se solicitan los siguientes conceptos:
1.1. PRIMERA SUBSIDIARIA DE LA PRIMERA: Se modifique la Resolución CREG 501 43 de 2024, en el sentido de reconocer el valor de COP$ 83.105.582.493 pesos de diciembre de 2017 por concepto de aprobación de las UCE “nuevas” INVP 2023 -2027 de la Tabla 1.
1.1.1. SUBSIDIARIA DE LA PRIMERA SUBSIDIARIA DE LA PRIMERA: En caso de que alguna de las UCE “nueva” de la petición PRIMERA SUBSIDIARIA DE LA PRIMERA no se reconozca, se solicita que su valor se asimile a la Unidad Constructiva estándar/existente más cercana.
1.2. SEGUNDA SUBSIDIARIA DE LA PRIMERA: Se modifique la Resolución CREG 501 43 de 2024, en el sentido de reconocer el valor de COP$322.482.017.137 pesos de diciembre de 2017, por concepto de aprobación de las UCE “antiguas” de la Tabla 2, que contiene las UCE aprobadas en los actos administrativos anteriores, Resoluciones CREG 122 de 2020 y 068 de 2021, en donde se cruzan los proyectos formulados de los años 2023, 2024, 2025.
1.3. TERCERA SUBSIDIARIA DE LA PRIMERA: Se modifique la Resolución CREG 501 43 de 2024, en el sentido de reconocer el valor de COP$46.608.709.969 pesos de diciembre de 2017, por concepto del restablecimiento del error en la valoración del Formato 5.12. Unidades constructivas de redes de distribución, en que la Comisión omitió multiplicar el producto por el número de fases (columna I “Número Conductores”) para las Unidades constructivas de km conductor/fase.
1.4. CUARTA SUBSIDIARIA DE LA PRIMERA: Se modifique la Resolución CREG 501 43 de 2024, en el sentido de reconocer el valor de COP$1.280.164.479 pesos de diciembre de 2017, por concepto del restablecimiento del error en la valoración del Formato 5.10. Unidades constructivas de activos de control, en que la Comisión omitió multiplicar el producto por el número de bahías y celdas asociado a cada subestación, en contravención del artículo 21, de la Resolución CREG 085 de 2018.
1.5. QUINTA SUBSIDIARIA DE LA PRIMERA: Se modifique la Resolución CREG 501 43 de 2024, en el sentido de reconocer el valor de COP$28.433.759.641 pesos de diciembre de 2017, por concepto del restablecimiento del error en la valoración del Formato 5.6. Unidades constructivas de subestación, dado que la Comisión aprobó como “Activo reconocido” las unidades constructivas especiales bahías híbridas (N4S74; N4S75 y N4S76) Sin embargo, no incluyó su valoración para determinar el INVA.
1.6. SEXTA SUBSIDIARIA DE LA PRIMERA: Se modifique la Resolución CREG 501 43 de 2024, en el sentido de reconocer en el artículo 2 Planes de expansión de cobertura en zonas interconectables (IAEC) para el 5 año, año 2023, el valor de COP$602,647,200 pesos de diciembre de 2017, por concepto del restablecimiento del error en la valoración de las UC N1L121 y N1L122 pertenecientes a la categoría 12; pues solo tuvo en cuenta un (1) conductor, lo cual difiere de los presentado por la Compañía que fue de tres (3).
(...)
A continuación, se presenta el análisis de la comisión para cada una de las peticiones presentadas por ENEL COLOMBIA S.A. E.S.P.
Primera petición
Las Unidades Constructivas Especiales, UCE, solicitadas por el OR, para el plan de inversiones de los años 2023-2027 son las siguientes:
| Código UCE | Descripción | Valor solicitado (dic-2017) |
| N0P16-E | Digitalización Primaria Subestaciones Tipo 2 (2-4 Bahías) | 216,129,981 |
| N0P17-E | Digitalización Primaria Subestaciones Tipo 3 (5-8 Bahías) | 193,884,973 |
| N4L96-E | km de conductor Alta Temperatura (ACCC Lisbon) 1200 A | 252,133,702 |
| N4L67-E1 | Poste metálico línea aérea desnuda - circuito doble - retención-Especial | 165,851,689 |
| N4L66-E1 | Poste metálico línea aérea desnuda - circuito doble - suspensión -Especial | 113,811,179 |
| N2L143-E | Cable Bypass | 552,731,112 |
| N0RED-E2 | Unidad de Control Inteligente | 31,307,122 |
| N0RED-E3 | Unidad de Control Inteligente | 31,307,122 |
| N3L146-E3 | Sistema Apantallamiento MT | 19,440,797 |
| N2L144-E2 | Sistema Apantallamiento MT | 19,440,797 |
| N2-SAEB | Sistema de Almacenamiento de Energía Eléctrica con Baterías | 6,517,500,864 |
| N1M-E | Monitoreo de Centros de Distribución MT/BT | 4,811,634 |
| N0P48-E | Smart Grid Engine | 1,265,526,846 |
| N0P49-E | Reporte UUCCs (ERIS) | 1,508,722,448 |
| N0GA12 | Sistemas digitales de infraestructura | 17,360,601,370 |
| N1GR-E1 | Grupo convencional de respaldo de la red 45 kVA | 37,040,309 |
| N1GR-E2 | Grupo convencional de respaldo de la red 75 kVA | 52,328,854 |
| N1GR-E3 | Grupo convencional de respaldo de la red 100 kVA | 56,544,807 |
| N3L145-E | Unidad constructiva Canalización Cundinamarca 9 de 6" | 1,724,668,079 |
| N2L145-E | Unidad constructiva Canalización Cundinamarca 9 de 6" | 1,724,668,079 |
| N0P50-E | GBS Modelación normas constructivas | 6,214,742,752 |
Sobre cada una de estas UCE la Comisión realizó la respectiva revisión:
Digitalización Primaria Subestaciones Tipo 2 (2-4 Bahías) y Tipo 3 (5-8 Bahías)
Al analizar nuevamente la información suministrada por el OR, relacionada a estas UCE se identifica que por sus funciones, comportamiento y propósito corresponden a componentes de UC de control de subestaciones, por lo tanto, no tienen características técnicas distintas a las UC establecidas en el capítulo 14 del Anexo General de la Resolución CREG 015 de 2018. Se debe resaltar que estos componentes ya están siendo remunerados a través de las UC del mencionado capítulo, que el OR ya tiene incorporadas en su inventario o que puede solicitar en los respectivos ajustes del plan de inversión para nuevos proyectos.
Por otro lado, algunas de las UCE solicitadas son de tipo de inversión IV. Es importante destacar que, en las inversiones de tipo IV el OR debe resaltar las metas a cumplir en materia del mejoramiento de la calidad del servicio con relación a la UCE tal como se resalta en el numeral 6.3.3.2 del anexo general de la Resolución CREG 015 de 2018. No obstante, en la documentación suministrada de la UCE no hay evidencia objetiva de dichas metas, es decir, el OR no presenta una justificación del porque estas inversiones son de tipo IV.
Con base a este análisis, la Comisión decide no reponer la decisión y mantener el no reconocimiento de las UCE.
Poste metálico línea aérea desnuda - circuito doble – retención y suspensión - Especial
Esta UCE corresponde a postes metálicos para nivel de tensión 4. Luego de analizar la información suministrada por el OR se identifica que las UCE solicitadas no presentan características técnicas distintas a las UC establecidas en el capítulo 14 del Anexo General de la Resolución CREG 015 de 2018, inclusive, se refieren a las UC estándar N4L66 y N4L67 con variaciones en los componentes de ingeniería, montaje y obras civiles. Es de resaltar que la metodología de remuneración de la actividad de distribución de energía eléctrica, definida por la Comisión en la Resolución CREG 015 de 2018, además de ser de carácter general, considera costos eficientes con relación al mercado colombiano por lo que su correcta aplicación depende directamente del OR.
Por lo tanto, la Comisión decide reponer la decisión y asimilar estas UCE a las UC N4L66 y N4L67 del capítulo 14 del Anexo General de la Resolución CREG 015 de 2018.
Cable Bypass y Grupo convencional de respaldo de 45, 75 y 100 kVA
Por la naturaleza y propósito de estas UCE, la Comisión considera que estos elementos corresponden más a gastos de Administración, Operación y Mantenimiento, AOM ya que según como justifica el OR serán utilizados de forma ocasional, en este sentido, se entiende que solo se reconocen activos en operación como parte de la base regulatoria. Por lo tanto, la Comisión decide no reponer la decisión y mantener el no reconocimiento de las UCE.
Unidad de Control Inteligente
De forma similar al análisis realizado para la UCE Digitalización Primaria Subestaciones, para esta UCE no se identifican aspectos o consideraciones técnicas relevantes para que sea considerada especial, incluso, se considera que lo solicitado hace parte de los componentes de las UC de controles de subestación los cuales ya son remunerados mediante las UC del capítulo 14 del Anexo General de la Resolución CREG 015 de 2018 que ha solicitado la empresa o que puede solicitar para nuevos proyectos. Por lo tanto, la Comisión decide no reponer la decisión y no reconocer la UCE.
Sistemas digitales de infraestructura
Al analizar la información suministrada por el OR con relación a esta UCE, se identificó que lo solicitado corresponde a una serie de implementaciones tecnológicas relacionadas con la gestión de activos, a la vez que relaciona otras UCE de gestión de activos reconocidas en anteriores resoluciones. Se destaca que las UCE de SGA reconocidas en resoluciones anteriores buscaban que el OR implementara el SGA en un plazo de cinco (5) años a partir de la entrada en vigencia de la Resolución CREG 015 de 2018 (literal p, numeral 6.1 del Anexo General).
Al haber observado que la composición presentada para esta UCE combina elementos tanto de hardware como de software y aspectos de capacitaciones, para la Comisión no es admisible el reconocimiento de la UCE ya que las características y naturaleza de cada uno de los activos es distinta es términos de vida útil, obsolescencia, etc. Además, al observar los componentes de software, se concluye que estos no se consideran esenciales para la actividad de distribución de energía y tienen su principal beneficio en optimizar procesos operativos de la empresa y sus gastos asociados. Por otra parte, la distribución de costos de la UCE no es lo suficientemente específica ni clara para que la Comisión realice los respectivos análisis de estos. En general, esta UCE representa para la Comisión una mejora en la eficiencia de gastos operativos y por lo tanto se considera incluida como parte de los gastos de AOM.
Como resultado del análisis, la Comisión decide no reponer la decisión y mantener el no reconocimiento de la UCE.
Smart Grid Engine
Al analizar esta UCE, la Comisión identificó que por sus características técnicas y de funcionamiento presenta similitudes con las características del Sistema de Gestión de la Distribución, DMS, el cual ya está incluido como parte de la UC de centros de control del capítulo 14 del Anexo General de la Resolución CREG 015 de 2018, y por lo tanto ya está siendo remunerado al OR. Además, la distribución de costos de la UCE no es lo suficientemente específica ni clara para que la Comisión realice los respectivos análisis de estos.
Por lo tanto, la Comisión decide no reponer la decisión y mantener el no reconocimiento de la UCE.
Reporte UUCCs (ERIS)
Al analizar esta UCE, la Comisión identifica que por sus características corresponde a una mejora en la eficiencia de gastos operativos y por lo tanto se considera un gasto de AOM. Además, la distribución de costos de la UCE no es lo suficientemente específica ni clara para que la Comisión realice los respectivos análisis de estos. Por lo tanto, la Comisión decide no reponer la decisión y mantener el no reconocimiento de la UCE.
Unidad constructiva Canalización Cundinamarca 9 de 6"
Esta UCE esta solicitada para los niveles de tensión 3 y 2. Luego del análisis de la Comisión, se considera que no tiene características técnicas distintas a las UC del capítulo 14 del Anexo General de la Resolución CREG 015 de 2018, sin embargo, la Comisión considera que estas UCE son asimilables a las UC N3L83 y N2L79 del capítulo 14. Así pues, se decide reponer la decisión y asimilar estas UCE con las UC señaladas del capítulo 14 del Anexo General de la Resolución CREG 015 de 2018.
GBS Modelación normas constructivas
Luego del análisis de la información suministrada por el OR, la Comisión considera que esta UCE no puede ser reconocida como lo solicita el OR ya que corresponde a una mejora en la eficiencia de gastos operativos la cual hace parte de los gastos de AOM. Por lo tanto, la Comisión decide no reponer la decisión y mantener el no reconocimiento de la UCE.
km de conductor Alta Temperatura (ACCC Lisbon) 1200 A, Sistema de apantallamiento MT, Sistema de Almacenamiento de Energía Eléctrica con Baterías y Monitoreo de Centros de Distribución MT/BT
Estas UCE presentan características técnicas no asimilables con las UC del capítulo 14 del Anexo General de la Resolución CREG 015 de 2018, por lo tanto, la Comisión decide reponer la decisión y darles reconocimiento en el plan de inversión. La siguiente tabla presenta el código UC asignado y la valoración estimada por la Comisión:
| Código UC especial asignado | Descripción | Categoría | Valor UC especial reconocido ($ dic/17) | Observaciones |
| N4L107 | km de conductor Alta Temperatura (ACCC Lisbon) 1200 A | 7 | 195,264,484 | Valor reconocido considerando la evidencia suministrada |
| N3L150 | Sistema Apantallamiento MT-N3 | 7 | 8,309,173 | Valor reconocido considerando la evidencia suministrada |
| N2L167 | Sistema Apantallamiento MT-N2 | 7 | 7,640,677 | Valor reconocido considerando la evidencia suministrada |
| N2S29 | Sistema de Almacenamiento de Energía Eléctrica con Baterías | 6 | 5,407,658,952 | Valor reconocido considerando la evidencia suministrada |
| N1T87 | Monitoreo de Centros de Distribución MT/BT | 11 | 4,697,585 | Valor reconocido considerando la evidencia suministrada |
Segunda petición
Respecto a esta petición, el OR señala lo siguiente en la comunicación:
(...)
Tomando en consideración los antecedentes y fundamentos de derecho alegados, solicitamos que se garantice a ENEL COLOMBIA el principio de legalidad en las actuaciones administrativas y la confianza legítima en las actuaciones previas de la CREG, mediante la aprobación en el INVP 2023-2027 de las 13 unidades constructivas especiales aprobadas según la Resolución CREG 068 de 2021, que aprobó el plan inversiones 2019-2025, y las cuales se relacionan en la Tabla 2. Para tal efecto, se solicita a la comisión que: i) Corrija el anexo “Inventario_reconocido_INVA_OR_-_ENEL_COLOMBIA_2023_2027” y en el artículo 3 “Inversión aprobada en el plan de inversiones” de la resolución CREG 501 043 de 2024, y ii) Que tenga en cuenta que con un acto administrativo posterior como lo es la resolución 501 043 de 2024, no es procedente modificar un derecho adquirido en la resolución 068 de 2021, en donde se cruzan los proyectos formulados de los años 2023, 2024, 2025.
(...)
En relación con la existencia o no de derechos adquiridos por parte del OR, la Comisión señala que los derechos adquiridos son aquellas situaciones individuales y subjetivas que se han creado y definido bajo el imperio de una Ley y que, por lo mismo, han instituido en favor de sus titulares un derecho subjetivo que debe ser respetado frente a Leyes posteriores que no puede afectar lo legítimamente obtenido al amparo de una Ley anterior. Presuponen la consolidación de una serie de condiciones contempladas en la Ley, que permiten a su titular exigir el derecho en cualquier momento.
Sin embargo, el Artículo 126 de la Ley 142 de 1994 establece que las fórmulas tarifarias tendrán una vigencia de cinco años, salvo que antes haya acuerdo entre la empresa de servicios públicos y la Comisión para modificarlas o prorrogarlas por un periodo igual. De igual forma establece algunas excepciones para modificarlas antes del plazo indicado. De esta manera, las metodologías que se aprueben con relación a la prestación de servicios públicos domiciliarios claramente no generan derechos adquiridos, pues lo que buscan es la remuneración de la prestación del servicio en condiciones de eficiencia tanto para los prestadores como para los usuarios durante el plazo determinado por la Ley.
En este sentido, el numeral 6.6 del Anexo General de la metodología establecida en la Resolución CREG 015 de 2018 contempla la revisión cada dos años de los planes de inversión de los OR y de esta manera cuando un OR somete su plan a revisión puede presentarse la posibilidad de que, en cumplimiento de la metodología y los criterios allí definidos, se actualicen o cambien decisiones previamente adoptadas, en virtud de las revisiones y análisis adelantados para resolver la solicitud de ajuste del plan, y que en todo caso hace referencia a activos que a la fecha de presentación de la solicitud de ajuste del plan todavía no han sido construidos y puestos en operación.
Con base en lo manifestado, la Comisión concluye que en ningún momento con la adopción de las metodologías de transmisión y distribución de energía eléctrica se esté trasgrediendo el principio de confianza legítima y mucho menos se esté ante la violación de derechos adquiridos, que por parte de los agentes se tengan con las inversiones realizadas, no solamente con la metodología vigente, sino con las metodologías con las que se contaba con anterioridad al mencionado periodo tarifario.
Al respecto la Corte Suprema de Justicia y el Consejo de Estado han expresado:
“En la Doctrina y la Jurisprudencia sobre esta materia jurídica se recurre a términos como los “derechos adquiridos” de mucha raigambre clásica, pero que hoy son sustituidos por las expresiones “situaciones jurídicas subjetivas particulares”, opuestas en esta concepción a las llamadas “meras expectativas”, que apenas conforman una simple posibilidad de alcanzar un derecho, y que por tanto si pueden ser reguladas o modificadas por la ley, según un principio generalmente aceptado en la doctrina universal “las meras expectativas no constituyen derecho contra la ley nueva que los anule o cercene” dice el artículo 17 de la Ley 153 de 1887, precepto que además ha adquirido la fuerza de un aforismo”.
Ahora bien, las UCE solicitadas por el OR para el plan de inversiones de los años 2023-2027 objeto de la presente petición son las siguientes:
| Código UCE | Descripción | Categoría | Valor unitario solicitado PI 23-27 ($ dic-17) |
| N1O4 | Tablero de protección de baja tensión para trafos | 12 | 4.917.406 |
| N1T75 | Subestación compacta subterránea | 11 | 398.523.033 |
| N2EQ41 | Celda compacta RMU (Ring Main Unit) | 9 | 34.077.269 |
| N2EQ48 | Caja de maniobra inundable SF6 de 4 a 6 vías | 9 | 157.100.111 |
| N2L140 | Canalización urbana Distrito Capital 6x6" | 8 | 1.130.641.255 |
| N2L141 | Canalización urbana tecnología Ramming 36" y 9x6" | 8 | 9.453.860.305 |
| N2L165 | km cercha metálica N2 | 8 | 10.012.751.000 |
| N3L142 | Poste metálico extra-reforzado 3000-3500 kg de 14m | 7 | 15.304.332 |
| N3L143 | Poste de concreto extra-reforzado 3000-3500 kg de 14m | 7 | 11.212.545 |
| N3L144 | km cercha metálica N3 | 8 | 10.012.751.000 |
| N4S75 | Bahía híbrida trafo barra sencilla | 3 | 672.900.767 |
| N4S76 | Bahía híbrida línea barra sencilla | 3 | 672.900.767 |
| N4S74 | Bahía híbrida línea/trafo barra sencilla Y2 | 3 | 942.669.290 |
Sobre cada una de estas UCE la Comisión realiza la respectiva revisión considerando la información suministrada en el radicado CREG E2024014562:
Caja de maniobra inundable SF6 de 4 a 6 vías, Canalización urbana Distrito Capital 6x6", Canalización urbana tecnología Ramming 36" y 9x6", Bahía híbrida trafo barra sencilla y Bahía híbrida línea barra sencilla
Con relación a estas UCE, la Comisión identifica que por sus características técnicas y económicas son asimilables a las UC del capítulo 14 del Anexo General de la Resolución CREG 015 de 2018. La siguiente tabla presenta la forma en que estas UCE fueron asimiladas:
| Código UC especial asignado | Descripción | Valor UC especial solicitado (dic/17) | UC estándar asimilada |
| N2EQ48 | Caja de maniobra inundable SF6 de 4 a 6 vías | 157.100.111 | N2EQ2 |
| N2L140 | Canalización urbana Distrito Capital 6x6" | 1.130.641.255 | N2L79 |
| N2L141 | Canalización urbana tecnología Ramming 36" y 9x6" | 9.453.860.305 | N2L79 |
| N4S75 | Bahía híbrida trafo barra sencilla | 672.900.767 | N4S2 |
| N4S76 | Bahía híbrida línea barra sencilla | 672.900.767 | N4S1 |
Tablero de protección de baja tensión para transformadores, Subestación compacta subterránea, Celda compacta RMU (Ring Main Unit), Poste metálico extra-reforzado 3000-3500 kg de 14m, Poste de concreto extra-reforzado 3000-3500 kg de 14m, Bahía híbrida línea/trafo barra sencilla Y2
Para estas UCE, luego de la revisión de la información suministrada la Comisión concluye que cuentan con características técnicas distintas a las establecidas en el capítulo 14 del Anexo General de la Resolución CREG 015 de 2018 y, por lo tanto, se decide reponer la decisión y dar reconocimiento a las UCE señaladas. La siguiente tabla presenta el código asignado a cada una de estas UCE junto con su valoración y consideraciones:
| Código UC especial asignado | Descripción | Categoría | NT UC | Valor UC especial reconocido (dic/17) | Observaciones |
| N1O4 | Tablero de protección de baja tensión para trafos | 12 | 1 | 4.917.406 | Valor según información suministrada por el OR |
| N1T75 | Subestación compacta subterránea | 11 | 1 | 398.523.033 | Valor según información suministrada por el OR |
| N2EQ41 | Celda compacta RMU (Ring Main Unit) | 9 | 2 | 34.077.269 | Valor según información suministrada por el OR |
| N3L142 | Poste metálico extra-reforzado 3000-3500 kg de 14m | 7 | 3 | 15.244.533 | Valor ajustado según información suministrada por el OR |
| N3L143 | Poste de concreto extra-reforzado 3000-3500 kg de 14m | 7 | 3 | 10.538.726 | Valor ajustado según información suministrada por el OR |
| N4S74 | Bahía híbrida línea/trafo barra sencilla Y2 | 3 | 4 | 942.669.290 | Valor según información suministrada por el OR |
| N2L165 | km cercha metálica N2 | 8 | 2 | 10.012.751.000 | Valor según información suministrada por el OR |
| N3L144 | km cercha metálica N3 | 8 | 3 | 10.012.751.000 | Valor según información suministrada por el OR |
Tercera petición
El OR manifiesta lo siguiente en la comunicación:
(...)
Del análisis de los Anexos del Documento soporte CREG 901 81 2024, se evidencian errores de cálculo en la valoración de los activos presentados por ENEL COLOMBIA, que se apartan de la metodología definida por la Resolución CREG 015 de 2018, y que ameritan la corrección de los valores reconocidos a ENEL COLOMBIA, según se indica a continuación:
(...)
Para cada uno de los apartados que se presentan en la solicitud, la Comisión realizó los respectivos análisis.
(...)
La valoración del Formato 5.12. Unidades constructivas de redes de distribución, debe ser el producto del valor unitario de las unidades constructivas por la cantidad, sin embargo, la Comisión está excluyendo el producto por el número de fases (columna I “Número Conductores”) para las Unidades constructivas de km conductor/fase.
(...)
Con el Auto 0000319 del 11 de septiembre de 2024 la Comisión solicito al OR el ajuste de la información relacionada con las cantidades asociadas a las UC de conductores del formato 12, debido a que el OR reportó la información con una columna agregada “Número de conductores” que a consideración del OR, no fue tenida en cuenta en la valoración del plan de inversiones de la Resolución CREG 501 043 de 2024. Si bien, los campos adicionales que incluya un OR en los formatos del plan de inversión buscan agregar más información o dar claridad sobre algunos de los activos, los campos que se desvíen de aquellos incluidos en los formatos publicados por la CREG mediante circular no son tenidos en cuenta en el aplicativo utilizado por la Comisión para su valoración.
Ahora bien, el OR en el radicado E2024008494 señala lo siguiente:
(...)
Al respecto, nos permitimos informar que el formato 5.12 ha sido ajustado, modificando cantidad de kilómetros del conductor tal como lo ha solicitado la CREG en este auto de pruebas.
Por otra parte, informamos a la Comisión que, en el proceso de revisión de la información reportada, y en específico en el Formato 6.3, se han adicionado 6 circuitos de nivel de tensión 3 (con código DR11R, FL21R, MC11R, UB13R, VT11R, UC11R) los cuales en la información previa entregada no habían sido reportados. Así mismo, y de acuerdo con lo mencionado por la CREG en el auto de pruebas, también se modifica el Formato 6.12 respecto a la longitud total de los conductores de las unidades constructivas que tienen 3 fases.
(...)
La Comisión realizó la revisión del archivo “Formato 5” del anexo 3 de los documentos suministrados en el radicado CREG E2024008494 encontrando que las cantidades de las UC de conductores del formato 12 corresponde al total de las fases del circuito asociado. Por lo tanto, la Comisión decide reponer la decisión y ajustar el reconocimiento de las UC de conductores relacionadas.
Por otra parte, respecto a las adiciones de los circuitos que señala el OR, la Comisión señala que esta corresponde a una modificación de la solicitud inicial y no es procedente su revisión en la etapa de recurso de reposición.
Lo anterior, se sustenta en los artículos 74 y 77 del CPACA:
“ART. 74.- Recursos contra los actos administrativos. Por regla general, contra los actos definitivos procederán los siguientes recursos:
1. El de reposición, ante quien expidió la decisión para que la aclare, modifique, adicione o revoque” (negrilla fuera de texto).
ART. 77.- Requisitos. “…Los recursos deberán reunir, además, los siguientes requisitos:
1. Interponerse dentro del plazo legal, por el interesado o su representante o apoderado debidamente constituido.
2. Sustentarse con expresión concreta de los motivos de inconformidad.
3. Solicitar y aportar las pruebas que se pretende hacer valer...” (negrilla fuera de texto).
En consecuencia, con el recurso de reposición se prevé la interposición de este ante quien expidió la decisión para que la aclare, modifique, adicione o revoque, sobre los hechos o circunstancias que dieron lugar a la decisión y no sobre hechos o elementos nuevos a la decisión.
(...)
La valoración del Formato 5.10. Unidades constructivas de activos de control, debe ser el producto del valor unitario de las unidades constructivas por la fracción de costo, sin embargo, la Comisión está excluyendo el producto por el número de bahías y celdas asociado a cada subestación, en contravención del articulo 21, de la Resolución CREG 085 de 2018. Adicionalmente, en la Tabla 21 “Control de subestación y Estación Maestra” de la Resolución CREG 015 de 2018, establece que los costos relacionados a las Unidades constructivas de Control subestación tipo es ($/bahía), por lo tanto, para la valoración se debe multiplicar por el número de bahías y celdas subestaciones.
(...)
El literal f del numeral 14.2 del anexo general de la Resolución CREG 015 de 2018 el cual fue modificado por la Resolución CREG 085 de 2018 dice lo siguiente:
(...)
Se define el control de las subestaciones dependiendo del número de bahías y celdas que opera la subestación.
(...)
Cuando en la descripción de las UC de la tabla 21 en lo que concierne a los controles de subestación (N0P1 a N0P5) se señala que el valor es por bahía, esto se refiere a que para su valoración el OR debe reportar cada UC de control de subestación en un registro independiente y con su respectivo IUA. De esta manera, el aplicativo desarrollado por la Comisión, no considera la cantidad total de bahías y/o celdas en operación por subestación, en este caso, el OR debe reportar la cantidad de controles de subestación con base a la cantidad bahías solicitadas, esto a diferencia de la valoración de los módulos comunes y de barraje los cuales, si consideran la cantidad de bahías en su cálculo, de acuerdo con las reglas establecidas en los capítulos 14 y 15 del Anexo General de la metodología.
Por lo tanto, la Comisión decide no reponer la decisión y mantener la valoración de los activos.
En caso de que el OR considere que lo ejecutado se desvíe del plan aprobado, puede realizar el respectivo reporte de la ejecución de las inversiones al Liquidador y Administrador de Cuentas, LAC, a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, SSPD, y a la CREG considerando la realidad de los activos puestos en operación, especialmente para aquellos años en los que el plan no pueda ser ajustado.
(...)
En el Formato 5.6. Unidades constructivas de subestación, la Comisión establece para las unidades constructivas especiales bahías híbridas (N4S74; N4S75 y N4S76) la aprobación mediante el campo “ActivoReconocido”. Sin embargo, encontramos que estas unidades constructivas no hacen parte de la valoración para determinar el INVA, y deberían ser reconocidas por un valor de 28,434 millones.
(...)
Luego de la revisión de los inventarios reconocidos por la Comisión en la Resolución CREG 501 043 de 2024, se identificó que efectivamente dichos activos presentaron un valor de 1 en el campo “ActivoReconocido”. Sin embargo, no se incluyeron en la valoración debido a que correspondían a UCE que no fueron reconocidas. Ahora bien, con los análisis realizados en la segunda petición, la Comisión decide reponer la decisión y ajustar el reconocimiento de estas UCE.
Cuarta petición
(...)
En el reconocimiento del PECOR 2023, se observa que en el artículo 2 Planes de expansión de cobertura en zonas interconectables (IAEC) para el 5 año, año 2023, aprobado en la Resolución CREG 501 043 de 2024, la Comisión valoró inadecuadamente las UC N1L121 y N1L122 pertenecientes a la categoría 12; se evidencia una diferencia de $602,647,200.0, motivado en que la CREG valoró para estas unidades constructivas un solo (1) conductor, lo cual difiere de los presentado por la Compañía que fue de tres (3). Por lo anterior, solicitamos que la CREG multiplique por 3 las citadas unidades constructivas y ajuste el valor aprobado en los términos de la Resolución CREG 015 de 2018 y conforme al precedente administrativo de las aprobaciones de los planes de inversión previos de las Resoluciones CREG 122 de 2020, 189 de 2019 y 068 de 2021.
(...)
Tal como se señaló en el análisis de la tercera petición, los campos adicionales que un OR agregue a los formatos de inventarios no son considerados en los cálculos que realiza el aplicativo de la Comisión para la valoración de los inventarios.
No obstante, revisando la información suministrada en el radicado CREG E2024008494 se valida que las cantidades reportadas por el OR están multiplicadas por la cantidad de conductores. Por lo tanto, la Comisión decide reponer la decisión y ajustar el reconocimiento de las UC de conductores relacionadas a la solicitud de remuneración del Proyectos de Expansión de Cobertura en Zonas Interconectables, PECOR, del año 2023.
Por lo anterior, la decisión administrativa expuesta en la parte motiva de la presente resolución, da respuesta efectiva a todas las cuestiones que fueron planteadas a la administración, de forma que no queda ninguna sin resolverse. Lo anterior, en consonancia con lo previsto en los artículos 42 y 80 del CPACA.
Con la aplicación de las normas mencionadas, se busca prevenir arbitrariedad de la administración en la toma de sus decisiones y evitar la vulneración del derecho de defensa de quien presentó la correspondiente reclamación.
La Comisión de Regulación de Energía y Gas, en su sesión 1362 del 12 de diciembre de 2024, acordó expedir esta resolución.
RESUELVE:
ARTÍCULO 1. <Consultar resoluciones que modifican y/o corrigen este artículo en Notas de Vigencia. El texto ORIGINAL es el siguiente:> Modificar el artículo 3 de la Resolución CREG 189 de 2019 modificado por el artículo 1 de la Resolución CREG 501 043 de 2024. El artículo 1 de la Resolución CREG 189 de 2019 quedará así:
Artículo 3. Inversión aprobada en el plan de inversiones. El valor de las inversiones aprobadas en el plan de inversiones, INVAj,n,l,t, para cada nivel de tensión, es el siguiente:
Tabla 2 Plan de inversiones del nivel de tensión 4, pesos de diciembre de 2017
| Categoría de activos l | INVAj,4, l,1 | INVAj,4, l,2 | INVAj,4, l,3 | INVAj,4, l,4 | |
| l = 1 | 3,212,322,000 | 0 | 0 | 0 | |
| l = 2 | 0 | 0 | 0 | 0 | |
| l = 3 | 9,289,801,814 | 12,909,310,332 | 17,775,068,435 | 17,615,501,986 | |
| l = 4 | 5,727,177,361 | 4,173,880,073 | 3,989,834,340 | 6,380,052,456 | |
| l = 5 | 609,876,000 | 813,168,000 | 508,230,000 | 779,286,000 | |
| l = 6 | 14,929,606,000 | 46,873,297,276 | 3,736,347,000 | 6,419,048,780 | |
| l = 7 | 7,120,982,800 | 3,730,757,550 | 6,275,307,930 | 18,599,555,900 | |
| l = 8 | 0 | 0 | 1,860,920,650 | 2,479,060,000 | |
| l = 9 | 0 | 0 | 0 | 0 | |
| l = 10 | 27,174,549,844 | 4,217,295,852 | 891,148,631 | 2,800,312,057 | |
| Categoría de activos l | INVAj,4, l,5 | INVAj,4, l,6 | INVAj,4, l,7 | INVAj,4, l,8 | INVAj,4, l,9 |
| l = 1 | 0 | 0 | 14,983,506,000 | 0 | 3,452,408,000 |
| l = 2 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 |
| l = 3 | 3,596,669,982 | 14,284,903,721 | 27,646,802,685 | 1,799,630,571 | 1,431,664,407 |
| l = 4 | 13,240,119,000 | 9,921,387,869 | 6,634,286,201 | 1,868,204,756 | 1,349,057,000 |
| l = 5 | 304,938,000 | 609,876,000 | 1,321,398,000 | 0 | 0 |
| l = 6 | 2,670,193,220 | 7,785,703,148 | 6,672,660,362 | 0 | 0 |
| l = 7 | 25,755,765,628 | 13,079,123,024 | 23,832,337,745 | 1,223,239,500 | 1,297,689,500 |
| l = 8 | 0 | 2,038,217,494 | 17,715,466,620 | 0 | 0 |
| l = 9 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 |
| l = 10 | 130,273,026 | 154,109,134 | 142,339,333 | 0 | 0 |
Tabla 3 Plan de inversiones del nivel de tensión 3, pesos de diciembre de 2017
| Categoría de activos l | INVAj,3, l,1 | INVAj,3, l,2 | INVAj,3, l,3 | INVAj,3, l,4 | |
| l = 1 | 2,484,204,000 | 7,452,612,000 | 0 | 9,936,816,000 | |
| l = 2 | 902,491,836 | 0 | 0 | 0 | |
| l = 3 | 18,093,361,469 | 7,995,859,716 | 9,845,304,412 | 15,878,409,596 | |
| l = 4 | 4,425,168,614 | 2,947,193,998 | 2,754,651,000 | 4,439,474,036 | |
| l = 5 | 478,413,000 | 772,087,000 | 482,384,000 | 365,530,000 | |
| l = 6 | 2,640,561,000 | 652,316,294 | 1,426,797,196 | 1,058,711,790 | |
| l = 7 | 16,573,167,608 | 9,432,988,052 | 21,235,989,316 | 28,758,371,974 | |
| l = 8 | 36,685,143,394 | 37,047,604,142 | 20,819,683,930 | 23,274,101,520 | |
| l = 9 | 4,682,131,000 | 5,756,759,000 | 1,481,536,000 | 1,805,486,000 | |
| l = 10 | 27,174,549,844 | 4,217,295,852 | 891,148,631 | 2,800,312,057 | |
| Categoría de activos l | INVAj,3, l,5 | INVAj,3, l,6 | INVAj,3, l,7 | INVAj,3, l,8 | INVAj,3, l,9 |
| l = 1 | 2,484,204,000 | 11,794,066,000 | 7,452,612,000 | 2,484,204,000 | 1,704,460,000 |
| l = 2 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 |
| l = 3 | 18,797,705,896 | 10,747,357,966 | 6,396,468,769 | 1,043,676,000 | 403,209,495 |
| l = 4 | 1,300,335,000 | 1,294,618,500 | 1,099,533,024 | 860,130,512 | 434,307,000 |
| l = 5 | 243,267,000 | 622,188,000 | 141,026,000 | 105,578,000 | 158,750,000 |
| l = 6 | 1,074,442,224 | 900,929,000 | 518,563,000 | 20,070,000 | 0 |
| l = 7 | 42,405,846,257 | 37,558,993,283 | 21,794,559,421 | 13,665,940,838 | 7,834,979,748 |
| l = 8 | 33,219,089,136 | 26,058,142,896 | 10,335,120,051 | 11,333,123,840 | 2,971,477,740 |
| l = 9 | 4,367,781,000 | 4,051,037,000 | 1,731,425,000 | 476,574,000 | 470,250,000 |
| l = 10 | 130,273,026 | 154,109,134 | 142,339,333 | 0 | 0 |
Tabla 4 Plan de inversiones del nivel de tensión 2, pesos de diciembre de 2017
| Categoría de activos l | INVAj,2, l,1 | INVAj,2, l,2 | INVAj,2, l,3 | INVAj,2, l,4 | |
| l = 1 | 16,508,620,500 | 9,144,292,000 | 18,997,353,300 | 12,769,536,500 | |
| l = 2 | 0 | 0 | 0 | 0 | |
| l = 3 | 24,893,806,500 | 8,425,744,070 | 22,526,688,116 | 19,551,446,464 | |
| l = 4 | 11,918,705,000 | 2,965,517,298 | 8,811,387,000 | 5,398,636,000 | |
| l = 5 | 2,802,206,000 | 12,487,086,000 | 9,235,161,000 | 4,757,272,000 | |
| l = 6 | 728,134,400 | 1,284,150,000 | 1,174,966,000 | 773,533,000 | |
| l = 7 | 159,876,032,676 | 80,144,596,969 | 82,069,793,890 | 113,149,725,890 | |
| l = 8 | 151,220,189,002 | 114,970,966,237 | 73,997,941,303 | 89,674,973,893 | |
| l = 9 | 33,639,917,900 | 32,164,512,947 | 22,777,945,440 | 18,067,307,175 | |
| l = 10 | 27,174,549,844 | 4,217,295,852 | 891,148,631 | 2,800,312,057 | |
| Categoría de activos l | INVAj,2, l,5 | INVAj,2, l,6 | INVAj,2, l,7 | INVAj,2, l,8 | INVAj,2, l,9 |
| l = 1 | 18,769,883,000 | 20,982,600,000 | 22,365,194,800 | 9,354,104,000 | 7,012,152,500 |
| l = 2 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 |
| l = 3 | 14,404,331,388 | 12,676,700,241 | 11,990,096,037 | 341,812,864 | 249,471,000 |
| l = 4 | 747,884,000 | 685,509,000 | 662,996,000 | 1,045,270,000 | 815,910,000 |
| l = 5 | 4,055,071,000 | 2,400,625,000 | 761,372,000 | 846,014,000 | 1,020,270,000 |
| l = 6 | 1,188,374,000 | 6,359,272,952 | 569,800,000 | 101,096,000 | 181,749,000 |
| l = 7 | 103,145,684,489 | 80,842,705,118 | 90,968,896,015 | 76,515,419,765 | 74,585,846,341 |
| l = 8 | 106,687,878,310 | 99,440,600,380 | 111,840,177,021 | 69,116,067,615 | 41,478,626,428 |
| l = 9 | 22,183,915,420 | 19,838,749,636 | 24,991,324,086 | 21,544,155,852 | 16,459,100,455 |
| l = 10 | 130,273,026 | 154,109,134 | 142,339,333 | 0 | 0 |
Tabla 5 Plan de inversiones del nivel de tensión 1, pesos de diciembre de 2017
| Categoría de activos l | INVAj,1, l,1 | INVAj,1, l,2 | INVAj,1, l,3 | INVAj,1, l,4 | |
| l = 11 | 57,431,192,000 | 28,648,255,000 | 19,669,182,761 | 18,729,276,000 | |
| l = 12 | 43,324,448,787 | 26,206,283,510 | 12,783,304,353 | 11,508,275,786 | |
| Categoría de activos l | INVAj,1, l,5 | INVAj,1, l,6 | INVAj,1, l,7 | INVAj,1, l,8 | INVAj,1, l,9 |
| l = 11 | 38,773,783,099 | 38,972,740,099 | 34,946,630,099 | 43,669,176,099 | 32,239,243,099 |
| l = 12 | 36,694,535,985 | 34,008,883,339 | 31,913,704,010 | 45,108,496,681 | 41,404,711,237 |
ARTÍCULO 2. MODIFICAR EL ARTÍCULO 2 DE LA RESOLUCIÓN CREG 501 043 DE 2024. El artículo 2 de la Resolución CREG 501 043 de 2024 quedará así:
ARTÍCULO 2. Planes de expansión de cobertura en zonas interconectables. Los valores de la variable, IAECj,n,l,t, para el año 5, calculados con base en lo establecido en el numeral 13.5 del anexo general de la resolución CREG 015 de 2018 son los siguientes:
Tabla 1 Plan de expansión de cobertura en zonas interconectables, año 5
| Categoría de activos l | IAECj,4,l,5 | IAECj,3,l,5 | IAECj,2,l,5 |
| l = 1 | 0 | 0 | 0 |
| l = 2 | 0 | 0 | 0 |
| l = 3 | 0 | 0 | 0 |
| l = 4 | 0 | 0 | 0 |
| l = 5 | 0 | 0 | 0 |
| l = 6 | 0 | 0 | 0 |
| l = 7 | 0 | 64.222.000 | 5.879.959.344 |
| l = 8 | 0 | 0 | 0 |
| l = 9 | 0 | 0 | 117.019.080 |
| l = 10 | 0 | 0 | 0 |
| Categoría de activos l | IAECj,1,l,5 | ||
| l = 11 | 171.097.920 | ||
| l = 12 | 1.040.127.568 | ||
ARTÍCULO 3. La presente Resolución deberá notificarse a la ENEL COLOMBIA 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
Dado en Bogotá D.C., 12 dic. 2024
OMAR ANDRÉS CAMACHO MORALES
Ministro de Minas y Energía
Presidente
ANTONIO JIMÉNEZ RIVERA
Director Ejecutivo
