RESOLUCIÓN 501 26A DE 2022

(marzo 16)

<Fuente: Archivo interno entidad emisora>

Diario Oficial No. 52.212 de 8 de noviembre de 2022

COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS - CREG

Por la cual se resuelve una solicitud de imposición de servidumbre de conexión.

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

De acuerdo con el artículo 58 de la Constitución Política, la propiedad es función social que implica obligaciones y, cuando de la aplicación de una ley expedida por motivos de utilidad pública o interés social resultare en conflicto los derechos de los particulares con la necesidad por ella reconocida, el interés privado deberá ceder al interés público o social.

El artículo 365 de la Constitución Política establece que los servicios públicos son inherentes a la finalidad social del Estado, y es deber de éste asegurar su prestación eficiente a todos los habitantes del territorio nacional.

De conformidad con lo previsto en los artículos 2 y 4 de la Ley 142 de 1994, la prestación del servicio público domiciliario de energía eléctrica y sus actividades complementarias constituyen servicios públicos esenciales, y el Estado intervendrá en los mismos con el fin de garantizar, entre otros, la libertad de competencia y la no utilización abusiva de la posición dominante, la prestación continua, de calidad y eficiente del servicio.

En el artículo 11 de la Ley 142 de 1994 se dispuso que, para cumplir con la función social de la propiedad, pública o privada, las entidades que presten servicios públicos están obligadas, entre otras cosas, a facilitar el acceso e interconexión de otras empresas o entidades que prestan servicios públicos, o que sean grandes usuarios de ellos, a los bienes empleados para la organización y prestación de los servicios.

Mediante el artículo 39 de la Ley 142 de 1994 se autorizó, para los efectos de la gestión de los servicios públicos, la celebración de contratos especiales, entre otros, aquellos en virtud de los cuales dos o más entidades prestadoras de servicios públicos, o éstas con grandes proveedores o usuarios, regulan el acceso compartido o de interconexión de bienes indispensables para la prestación de servicios públicos, mediante el pago de remuneración o peaje razonable.

El artículo 73 de la Ley 142 de 1994 establece como funciones y facultades generales de las comisiones de regulación la de regular los monopolios en la prestación de los servicios públicos, cuando la competencia no sea, de hecho, posible; y, en los demás casos, la de promover la competencia entre quienes presten servicios públicos, para que las operaciones de los monopolistas o de los competidores sean económicamente eficientes, no impliquen abusos de la posición dominante, y produzcan servicios de calidad.

De acuerdo con el numeral 73.22 de la Ley 142 de 1994, es función de las comisiones de regulación establecer los requisitos generales a los que deben someterse las empresas de servicios públicos para utilizar las redes existentes y acceder a las redes públicas de interconexión; así mismo, establecer las fórmulas tarifarias para cobrar por el transporte e interconexión a las redes, de acuerdo con las reglas de dicha Ley.

Según lo previsto en el artículo 74 de la Ley 142 de 1994, es función de la Comisión de Regulación de Energía y Gas regular el ejercicio de las actividades de los sectores de energía y gas combustible para asegurar la disponibilidad de una oferta energética eficiente, propiciar la competencia en el sector de minas y energía, y proponer la adopción de las medidas necesarias para impedir abusos de posición dominante y buscar la liberación gradual de los mercados hacia la libre competencia.

El artículo 118 de la Ley 142 de 1994 estableció que, dentro de las entidades que tienen facultades para imponer servidumbres por acto administrativo, están las comisiones de regulación.

El artículo 120 de la ley 142 de 1994, respecto de las servidumbres, estableció que estas se extinguen por las causas previstas en el Código Civil; o por suspenderse su uso por dos años; o si los bienes sobre los cuales recae se hallan en tal estado que no sea posible usar de ellos durante el mismo lapso; o por prescripción de igual plazo; o por el decaimiento a que se refiere el artículo 66 del Código Contencioso Administrativo, si provinieren de acto administrativo.

Adicionalmente, el artículo 942 del Código Civil, señala:

“ARTICULO 942. EXTINCION DE LAS SERVIDUMBRES. Las servidumbres se extinguen:

1o.) Por la resolución del derecho del que las ha constituido.

2o.) Por la llegada del día o de la condición, si se ha establecido de uno de estos modos.

3o.) Por la confusión, o sea la reunión perfecta e irrevocable de ambos predios en manos de un mismo dueño.

Así, cuando el dueño de uno de ellos compra el otro, perece la servidumbre, y si por una venta se separan, no revive; salvo el caso del artículo 938; por el contrario, si la sociedad conyugal adquiere una heredad que debe servidumbre a otra heredad del uno de los dos cónyuges, no habrá confusión sino cuando, disuelta la sociedad, se adjudiquen ambas heredades a una misma persona.

4o.) Por la renuncia del dueño del predio dominante.

5o.) Por haberse dejado de gozar durante veinte años.

En las servidumbres discontinuas corre el tiempo desde que han dejado de gozarse; en las continuas, desde que se haya ejecutado un acto contrario a la servidumbre.”

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.

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.

2. ACTUACION DE DUE CAPITAL AND SERVICES S.A.S. DE MANERA PREVIA A LA RADICACION DE LA SOLICITUD DE IMPOSICION DE SERVIDUMBTE DE CONEXION ANTE LA COMISION

La empresa DUE CAPITAL AND SERVICES S.A.S., en adelante DUE, mediante radicado CREG E-2019-011687, relacionó una serie de gestiones adelantadas con el objeto de acceder a punto de conexión para el proyecto de generación solar fotovoltaica Matakavi:

“I. ANTECEDENTES

1.1. En el año 2013, se celebró un contrato especial entre el Ministerio de Minas y Energía (Propietario de los activos del sistema) y GENSA con la finalidad de transferirle a GENSA el uso y goce de los bienes constitutivos del sistema de Generación Eléctrica de Mitú (Vaupés), para la prestación del servicio público de energía eléctrica en dicha zona del país (en adelante, 'el Contrato de Uso y Goce”).

1.2. DUE estructuró el proyecto de generación Matakavi, fotovoltaico, esto es, de energías renovables no convencionales, para la Zona no Interconectada (en adelante, la 'ZNI') del Vaupés, con una capacidad de generación de 7.6 MWp, con una acumulación de 8.8 MWh e inició el trámite de solicitud de conexión, en cumplimiento de lo dispuesto por la Resolución CREG 091 de 2007 (en adelante, 'el Proyecto').

1.3. Teniendo en cuenta la existencia del proyecto, el 16 de noviembre de 2018 DUE presentó a GENSA una solicitud de conexión a la red eléctrica de Mitú Vaupés; sin embargo, el 6 de marzo de 2019 recibió respuesta negativa por parte de éste, indicando que '(…) los bienes que hacen parte del sistema frente al cual se pretende la conexión solicitada, fueron transferidos por el Ministerio de Minas y Energía con la finalidad de ser parte del uso y goce de los bienes de constitutivos del sistema de generación eléctrica de Mitú', por lo que '(…) GENSA no es competente para aprobar la analizada solicitud, en la medida que esta no es procedente ni a la luz de la ley, ni a la luz de la regulación”.

1.4. En razón de lo anterior, el 19 de marzo de 2019, DUE presentó una solicitud de conexión a la red eléctrica de Mitú ante el Ministerio de Minas y Energía (en adelante, 'MinEnergía'), como propietario de los activos del Sistema de Energía Eléctrica de Mitú. No obstante, transcurrido el término especial de 45 días hábiles otorgado en la Resolución CREG 070 de 1998 (los que vencieron el 24 de mayo de 2019), MinEnergía no contestó, ni ha contestado a la fecha, dicha petición.

1.5. El 24 de junio de 2019, DUE presentó la misma solicitud de conexión del Proyecto a la red de distribución de Mitú, esta vez dirigida a la Gobernación del Vaupés, en su calidad de operador del sistema de distribución y prestador del servicio en la ZNI del Vaupés. (…)

1.6. El 12 de julio de 2019, DUE recibió contestación por parte de GENSA quien rechazó la solicitud de conexión realizada reiterando que no tiene competencia para otorgar concepto de viabilidad de la conexión atendiendo a que no son los propietarios de la infraestructura. Adicionalmente, manifestaron no haber si quiera leído el estudio de conexión presentado, devolviéndolo en su totalidad. (…)

1.7. El 23 de julio de 2019, DUE presentó nuevamente la solicitud de conexión a GENSA indicando que tal y como GENSA le informó el 12 de julio de 2019, en la torre 117 de la línea Mitú 35.5 kV (sic) hay una derivación que se divide en dos conexiones a unas comunidades (usuarios regulados de la ZNI Vaupés). (…)

1.8. Así mismo, y en atención a que MinEnergía no respondió la solicitud realizada el 19 de marzo de2019, bajo consecutivo No 2019058386 del 26 de agosto de 2019, DUE presentó insistencia para que MinEnergía diera contestación al derecho de petición radicado en la fecha referenciada, solicitud que tampoco fue contestada. En razón de lo anterior, el 29 de octubre de 2019 se presentó una acción de tutela contra MinEnergía con la finalidad de proteger su derecho fundamental de petición y de recibir respuesta oportuna por parte del Ministerio, como propietario de los activos del sistema.

1.9. El 3 de septiembre de 2019, GENSA dio respuesta a 'la reiteración de solicitud de conexión a la red realizada por DUE'. En dicha comunicación, GENSA adujo que ratificaba que la red a la cual se solicitaba acceso, en su integridad, era un activo de generación de Mitú y que en consecuencia, 'el derecho de libre acceso opera sobre redes y no sobre activos de conexión' por lo que no se concedería a la solicitud dado que en su concepto 'la regulación no establece un procedimiento de conexión a parques de generación' y, nuevamente a MinEnergía de la respuesta a DUE, la que, en todo caso, nunca ha sido contestada por este ministerio. (…)

1.17. Pese a que lo anterior fue explicado a GENSA en la solicitud de conexión a la red eléctrica en comunicación radicada el 24 de junio de 2019, reiterada mediante comunicación del 23 de julio de 2019, advirtiéndole que la regulación le prohíbe negar la conexión, ésta mantuvo su rechazo a la conexión aduciendo que no tiene competencia para realizar el concepto de viabilidad del estudio de la conexión.

1.18. Por las anteriores razones y pasado ya más de 10 meses desde la primera solicitud de conexión, DUE se ve en la obligación de hacer la presente solicitud de imposición de la servidumbre contenida en el artículo 39.4 de la Ley 142 de 1994 para lograr la conexión del proyecto a la Red Eléctrica de Mitú – Vaupés. (…)”

3. SOLICITUD DE DUE A LA CREG

Mediante comunicación con número de radicado CREG E-2019-011687, DUE solicitó a la CREG la imposición de una servidumbre para permitir la conexión del proyecto de generación Matakavi al sistema eléctrico de Mitú, Vaupés, en el siguiente sentido:

“(…) Petición principal

3.1 IMPONER una servidumbre para la conexión del Proyecto de Generación Fotovoltaica de DUE a la Red Eléctrica de Mitú-Vaupés, a la Torre 177 (sic) cuyo propietario es el Ministerio de Minas y Energía, pero que su uso se encuentra en cabeza de GENSA.

Petición subsidiaria

3.2. IMPONER una servidumbre para la conexión del Proyecto de Generación Fotovoltaica de DUE a la Red Eléctrica de Mitú- Vaupés, a través de la Subestación Mitú operada por GENSA de la cual se deriva la red de distribución operada por la Gobernación del Vaupés. (…)”

Posteriormente, mediante comunicación con radicado CREG E-2020-004532, DUE ajustó su solicitud en el siguiente sentido:

“(…) Por haberse agotado la etapa probatoria de la actuación administrativa y estar plenamente probados los supuestos para una decisión favorable a DUE, de manera respetuosa solicito a la CREG:

a) Imponer servidumbre de conexión eléctrica a favor de la planta solar fotovoltaica con almacenamiento denominada Matakavi (activo dominante) y a cargo de la torre 117 de la línea que conecta la central hidroeléctrica de Mitú con la central diésel (activo sirviente).

b) Establecer las condiciones técnicas en que se hará la conexión del generador Matakavia a dicha red, que son las que constan en el estudio de conexión acompaño con la solicitud de Due.

c) Se indique de manera expresa que las inversiones relacionadas con la concesión, como construcción de líneas y adecuación de los activos estarán a cargo de DUE, por lo cual no habrá lugar a pagos a cargo de DUE.

Subsidiariamente solicito, se imponga servidumbre de conexión a cargo de barra de conexión de la central diésel con la red de distribución de 13.2kV del municipio de Mitú. (…)”

La anterior solicitud se efectuó teniendo en cuenta que, de manera previa a la misma, mediante comunicaciones con consecutivo GENSA 0006362019 del 06 de marzo de 2019 y 0017282019 del 12 de julio de 2019, GENSA S.A. E.S.P., en adelante GENSA, negó la solicitud de conexión presentada por DUE.

4. FUNDAMENTO DE LA SOLICITUD PRESENTADA POR DUE

DUE fundamenta su solicitud mediante comunicación con número de radicado CREG E-2019-011687, a partir de las siguientes consideraciones:

“(…) 2.1 Con fundamento en los artículos 11.6, 39.4, 117 y 118 de la Ley 142 de 1994 y el artículo 30 de la Ley 143 de 1994, cuando el interesado en acceder o interconectarse a bienes indispensables para la prestación de los servicios públicos y el usuario de tales bienes, no se pongan de acuerdo en la celebración del contrato para regular el acceso compartido a la conexión, la CREG podrá imponer una servidumbre de acceso o de interconexión a quien tenga el uso del bien. En el caso en concreto, el dueño del activo de conexión al que se pretende imponer la servidumbre es el MinEnergía sin embargo, quien tiene el uso del activo es GENSA.

2.2 El artículo 39.4 de la Ley 142 de 1994 establece que son contratos especiales para la gestión de servicios públicos 'los contratos en virtud de los cuales dos o más entidades prestadoras de servicios públicos o estas con grandes proveedores o usuarios, regulan el acceso compartido o de interconexión de bienes indispensables para la prestación de servicios públicos, mediante el pago de remuneración o peaje razonable' y que 'si las partes no se convienen, en virtud de esta Ley la comisión de regulación podrá imponer una servidumbre de acceso o de interconexión a quien tenga el uso del bien' (el subrayado es mío).

2.3 El artículo 118 de la Ley 142 de 1994 confiere competencia a las comisiones de regulación para imponer servidumbres mediante acto administrativo. De acuerdo con la CREG, '(…) si bien la norma no precisa en que casos las comisiones de regulación tienen competencia para imponer servidumbres, de la lectura de los artículos 28, 39.4 y 73.8 de la Ley 142 de 1994, se puede deducir que la facultad de las comisiones en este asunto se limita a la interconexión de redes con el propósito de aumentar la cobertura de la prestación de los servicios, proteger a los usuarios, garantizar la calidad y continuidad de la prestación de los servicios y para promover la competencia y el uso eficiente de la infraestructura esencial para la prestación de los mismos'.

2.4 De acuerdo con pronunciamientos anteriores de la CREG, 'la imposición de servidumbres está encaminada a la promoción y protección de la competencia entre quienes prestan servicios públicos, a la regulación de los monopolios y la prohibición del abuso de posición dominante (Articulo 73), y procede a falta de acuerdo entre las partes, para permitir el acceso a la interconexión a bienes que utilicen las empresas para la prestación de un servicio público domiciliario (Artículo 39.4); esto para hacer efectivo el principio de libre acceso a las redes que consagra la Ley 142 de 1994'. En ese sentido la CREG tiene competencia para responder la petición de cualquiera de las partes, los conflictos que surjan entre empresas por razón de las solicitudes de conexión y que no corresponda resolver a otras autoridades administrativas (Articulo 73.8), con la misma finalidad antes indicada.

2.5 Ahora bien, el artículo 11.6 de la Ley 142 de 1994, establece que las entidades que presten servicios públicos deberán 'facilitar el acceso e interconexión de otras empresas o entidades que prestan servicios públicos, o que sean grandes usuarios de ellos, a los bienes empleados para la organización y prestación de los servicios'. En este mismo sentido, el artículo 30 de la Ley 143 de 1994, estableció, entre otras cosas, que '(…) las empresas propietarias de redes de interconexión, transmisión y distribución permitirán la conexión y acceso de las empresas eléctricas, de otros agentes generadores y de los usuarios que lo soliciten, previo el cumplimiento de las normas que rijan el servicio y el pago de las retribuciones que correspondan'.

2.6 Además de lo anterior, la CREG mediante la reciente Resolución 080 de 2019 determinó que los agentes regulatorios deben desarrollar sus actividades en cumplimiento de los principios y fines regulatorios establecidos en la Constitución Política y en la ley, estableciendo que los agentes deben '(…) abstenerse de participar en actos, contratos o prácticas que tengan la capacidad, el propósito o el efecto de eludir los fines previstos para la regulación'. De esta manera, todos los agentes (incluida GENSA) que desarrollen las actividades propias de la prestación de los servicios públicos domiciliarios de energía eléctrica y gas combustible deben abstenerse de realizar actos que sean contrarios a los fines previstos en la regulación, entre los que se destacan, por ejemplo, el libre acceso a las redes y la libre competencia. Correlativamente a esta obligación de GENSA, DUE tiene el derecho a ser tratado de manera que se le permita competir y ejercer su derecho fundamental a la libre empresa, que son los fines previstos en la regulación, como expresamente lo indicó la CREG ante consulta nuestra respecto del Proyecto.

2.7 De esta manera, la posición asumida por GENSA y MinEnergía, frente a la solicitud de conexión realizada por DUE no solo atenta contra los principios de libre acceso a las redes y libre competencia, sino que evidencia un mal comportamiento por parte de estas entidades, quien no están desarrollando sus actividades conforme a la Constitución y a la ley, específicamente, acorde a los artículos 2, 11.6, 39.4, 117 y 118 de la Ley 142 de 1994 y al artículo 30 de la Ley 143 de 1994.

2.8 La CREG ha sido reiterativa en señalar que 'la imposición de servidumbres está encaminada a la promoción y protección de la competencia entre quienes prestan servicios públicos, a la regulación de los monopolios y la prohibición del abuso de posición dominante (Artículo 73) y procede a falta de acuerdo entre las partes, para permitir el acceso a bienes que utilicen las empresas para la prestación de un servicio público domiciliario (Articulo 39.4); esto para hacer efectivo el principio de libre acceso a las redes que consagra la Ley 142 de 1994.

En este sentido, en las comunicaciones cruzadas con GENSA resumidas en los antecedentes, se puede evidenciar la posición injustificada que esta ha mantenido para impedir el acceso de DUE a la red, situación que además de desconocer el principio de libre acceso a las redes, pretende perpetuar la posición dominante que actualmente tiene GENSA en las ZNI del Vaupés, así como desconocer que la entrada del Proyecto al sistema de generación de Mitú contribuye de forma importante a la calidad del servicio, da la posibilidad de ampliar la cobertura, disminuye significativamente el costo de generación lo que redundará en el cumplimiento de la política del Gobierno respecto de la racionalización del costo de los subsidios.

2.9 Así mismo, el artículo 9 de la Ley 1715 de 2014 establece que 'El Gobierno Nacional implementará un programa destinado a sustituir progresivamente la generación con diésel en las ZNI con el objetivo de reducir los costos de prestación del servicio y las emisiones de gases contaminantes'. Esto significa que las ZNI requieren una solución de energización local, que ofrezca un servicio constante y confiable, y cuyos costos de generación sean asequibles a la población, tal y como lo propende el Proyecto.

2.10 Conforme a lo anterior, el documento CONPES 3453 (2006) recomendó, entre otras cosas: (i) desarrollar un programa de aumento de coberturas en las ZNI, teniendo en cuenta el potencial energético de las diferentes zonas; (ii) desarrollar proyectos piloto de generación eléctrica a partir de fuentes no convencionales, y buscar replicarlas en las ZNI; (iii) orientar los recursos provenientes de cooperación internacional al desarrollo de proyectos de energías alternativas; (iv) fomentar el uso de fuentes de energía renovable, incorporando incentivos en los esquemas de selección y contratación de operadores, para reemplazar el uso de combustibles fósiles por otras fuentes de energía, y; (v) promover la mejora estructural del servicio a través de fomentar la competencia en las actividades que conforman la prestación del servicio público de energía eléctrica; por lo que resulta relevante la implementación de un proyecto fotovoltaico como el que tiene DUE para diversificar la matriz de las fuentes de energía y garantizar a su vez, la prestación del servicio de energía eléctrica en esta ZNI.

2.11 DUE ha solicitado a la CREG se le aprueben cargos de generación de conformidad con la Resolución 091 de 2007 que propende por costos eficientes y no, como actualmente sucede en la ZNI de Vaupés, el mero reembolso de costos reales, que superan el cargo reconocido por la CREG (costos eficientes) y pagaderos a GENSA por tratarse de una ESP con participación mayoritaria del Estado, en virtud de lo previsto en el artículo 1 de la Resolución 91873 de 28 diciembre de 2012 de MinEnergía. (…)”

5. COMPETENCIA DE LA CREG

En el artículo 39 de la Ley 142 de 1994, se autorizó la celebración de contratos especiales para efecto de la gestión de los servicios públicos. En particular, en el numeral 39.4 del referido artículo se definió:

“(…) ARTÍCULO 39. CONTRATOS ESPECIALES. Para los efectos de la gestión de los servicios públicos se autoriza la celebración, entre otros, de los siguientes contratos especiales: (…)

39.4. Contratos en virtud de los cuales dos o más entidades prestadoras de servicios públicos o éstas con grandes proveedores o usuarios, regulan el acceso compartido o de interconexión de bienes indispensables para la prestación de servicios públicos, mediante el pago de remuneración o peaje razonable.

Este contrato puede celebrarse también entre una empresa de servicios públicos y cualquiera de sus grandes proveedores o usuarios.

Si las partes no se convienen, en virtud de esta Ley la comisión de regulación podrá imponer una servidumbre de acceso o de interconexión a quien tenga el uso del bien. (…)” Subrayado fuera de texto

Así mismo, en el artículo 118 de la Ley 142 de 1994 se establece la facultad para imponer servidumbres, la cual se encuentra desarrollada en los siguientes términos:

“(…) ARTÍCULO 118. ENTIDAD CON FACULTADES PARA IMPONER LA SERVIDUMBRE. Tienen facultades para imponer la servidumbre por acto administrativo las entidades territoriales y la Nación, cuando tengan competencia para prestar el servicio público respectivo, y las comisiones de regulación. (…)” Subrayado fuera de texto

De conformidad con lo previsto en los precitados artículos, y que DUE agotó el trámite de solicitud de conexión sin conseguir acuerdo con el operador de la línea de 34.5 kV a la que hace referencia la solicitud, se encuentra que esta Comisión cuenta con la competencia para imponer una servidumbre de acceso o de interconexión.

6. EL TRÁMITE ADELANTADO POR LA CREG

Considerando que en los artículos 39.4 y 118 de la Ley 142 de 1994, no se prevé un procedimiento especial para adelantar la actuación administrativa de imposición de servidumbre, para el trámite adelantado se tuvo en cuenta lo previsto en los artículos 106 y siguientes de la precitada ley y, en lo no previsto, lo dispuesto en el procedimiento administrativo general del Código de Procedimiento Administrativo y de lo Contencioso Administrativo.

En ese sentido, se dio inicio a la correspondiente actuación administrativa mediante Auto con radicado CREG I-2019-007309, publicado en el Diario oficial No. 51.164 del 11 de diciembre de 2019, ordenándose la conformación del expediente administrativo 2019-0212, en cumplimiento de lo previsto en el artículo 37 del Código de Procedimiento Administrativo y de lo Contencioso Administrativo.

Mediante comunicación con radicado CREG S-2019-006742 del 4 de diciembre de 2019, se le comunicó a la empresa, del inicio de la actuación administrativa, y se le remitió copia del respectivo auto de inicio.

Mediante oficio con radicado CREG S-2019-006701 del 04 de diciembre 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, la cual, mediante comunicación E-2019-014214 del 30 de diciembre de 2019, remitió a la Comisión copia del aviso publicado con constancia de fijación y desfijación.

Mediante comunicación con radicado CREG S-2019-006702 del 04 de diciembre de 2019, se le comunicó a GENSA del inicio de la actuación administrativa para los fines previstos en el artículo 37 del Código de Procedimiento Administrativo y de lo Contencioso Administrativo, y se le remitió copia del respectivo auto de inicio.

Mediante comunicación con radicado CREG S-2019-006703 del 04 de diciembre de 2019, se le comunicó al Ministerio de Minas y Energía, MME, del inicio de la actuación administrativa para los fines previstos en el artículo 37 del Código de Procedimiento Administrativo y de lo Contencioso Administrativo, y se le remitió copia del respectivo auto de inicio.

Mediante comunicación con radicado CREG S-2019-006704 del 04 de diciembre de 2019, se le comunicó a la Gobernación del Vaupés, en adelante la Gobernación, del inicio de la actuación administrativa para los fines previstos en el artículo 37 del Código de Procedimiento Administrativo y de lo Contencioso Administrativo, y se le remitió copia del respectivo auto de inicio.

Mediante comunicación con radicado CREG E-2019-014169 del 27 de diciembre de 2019, GENSA solicitó a la Comisión ser reconocida como tercero interesado dentro de la actuación administrativa, indicando como fundamento de su solicitud:

“(…) me permito solicitarle cordialmente (i) que se admita a mi representada como tercero interviniente en dicho proceso (…)

el artículo 38 del Código de Procedimiento Administrativo y de lo Contencioso Administrativo- CPACA establece que los terceros podrán intervenir en las actuaciones administrativas con los mismos derechos, deberes y responsabilidades de quienes son parte interesada, entre otros, en el caso que sus derechos o su situación jurídica puedan resultar afectados con la actuación administrativa adelantada en interés particular, o cuando la decisión que sobre ella recaiga pueda ocasionarles perjuicios.

Según los hechos esbozados (…) la actuación administrativa (…) tiene por objeto la imposición de una servidumbre de acceso a un bien que se encuentra bajo el uso y goce de GENSA. Una Servidumbre de Acceso es un límite a la propiedad, y en consecuencia, es también un límite a las características que se derivan de dicho derecho real, como lo son el uso y goce del bien. En ese sentido, la imposición de servidumbre de acceso que solicita Due Capital and Services S.A.S. afectaría directamente los derechos de uso y goce que ostenta GENSA frente al bien objeto de la solicitud (…)

Una razón adicional (…) es que GENSA ostenta unos deberes y derechos económicos por el uso y goce conjunto, tanto del bien respecto del cual se realizó la solicitud, como de los demás bienes que conforman el Sistema de Generación de Mitú. La imposición de la servidumbre solicitada tiene la potencialidad de afectar dichos deberes y derechos, particularmente, aquellos que se derivan de la prestación de la actividad de generación de energía eléctrica en el Municipio de Mitú.

Justamente, el acceso que se pretende requiere un cambio de configuración de los bienes que destina GENSA a la actividad de generación de energía eléctrica en el Municipio de Mitú, cambio de configuración que conlleva afectaciones, tanto técnicas, como económicas, en cuanto a la administración, operación, y mantenimiento de los mencionados bienes, y de contera, perturbaciones en la prestación de la actividad anteriormente mencionada. (…)”

Mediante Auto con radicado CREG I-2020-000073 del 8 de enero de 2020, se reconoció como tercero interesado en la actuación administrativa a GENSA S.A. E.S.P. Dicha decisión se comunicó el 10 de enero de 2020 a GENSA, a la Gobernación, a MME y a DUE, mediante comunicaciones con radicados CREG S-2020-000096, S-2020-000097, S-2020-000098 y S-2020-000176, respectivamente.

Mediante comunicación con radicado CREG E-2020-001041, DUE se pronunció sobre los argumentos expuestos por GENSA, en la comunicación radicado CREG E-2019-014169, y allegó como anexo la comunicación con radicado MME No. 2019091375 del 26 de diciembre del 2019, en la que la Dirección de Energía Eléctrica del MME responde a derecho de petición presentado por DUE. En esta última comunicación, la Dirección de Energía del MME indicó lo siguiente:

“(…) nos permitimos responder a su solicitud de autorización de la conexión de su proyecto de generación solar fotovoltaica a la red de distribución en el punto de conexión correspondiente a una infraestructura propiedad del Ministerio, así:

1. No hay ningún otro caso en el país en el cual un generador distribuido haya pretendido conectarse a una red de distribución en ZNI y menos en un punto de conexión correspondiente a una red privada, por lo que se está conceptuando de la manera más precisa en los términos de la regulación vigente y el contrato de uso y goce de la infraestructura.

2. El uso y goce de dicha infraestructura, fue entregado a la empresa GENSA S.A. E,S,P. por medio del contrato GGC 209 - 2013, en el cual también se le asignaron a la mencionada empresa obligaciones en materia de administración, operación y mantenimiento.

3. Este Ministerio como propietario no tendría aposición para la conexión del proyecto, sin embargo, siendo GENSA quien dispone del uso y goce de la infraestructura, asumiendo obligaciones en materia de administración, operación y mantenimiento y además quien conoce plenamente el sistema, deberá analizar el estudio de conexión presentado por DUE Capital y emitir concepto técnico de conexión bajo criterios de calidad, confiabilidad, seguridad, estabilidad y eficiencia

4. Una vez se surta tal requisito se podría proceder a la suscripción de un contrato de conexión en los términos de los artículos 3 y 5 de la Resolución CREG 038 de 2018, para lo cual, se deberá hacer un análisis detallado del contrato para determinar si este sería suscrito entre DUE Capital y GENSA o si debería también suscribirlo este Ministerio, en virtud de la propiedad de tales activos. Dicho contrato deberá regular las relaciones técnicas, operativas, administrativas y jurídicas que se deriven de la conexión.

5. Consideramos que DUE Capital también debería suscribir otro contrato con el prestador del servicio público domiciliario de energía eléctrica (distribuidor y comercializador), en este caso, el Departamento de Vaupés, en el cual se regulen las relaciones comerciales.

Por todo lo anterior, recomendamos, procedan a presentar a GENSA el estudio de conexión, para lo cual solicitamos a la empresa que en un término máximo de tres meses, a partir del recibo del estudio de conexión, presente un concepto sobre la viabilidad técnica de conectar el proyecto al punto de conexión solicitado y paralelamente esta Dirección, evaluará junto al Grupo de Gestión Contractual, si de ser técnicamente viable, con quien se suscribiría el contrato de conexión. (…)”

Con el ánimo de aclarar y complementar la información necesaria para el desarrollo de la actuación administrativa, la CREG decretó la práctica de pruebas mediante Auto con radicado CREG I-2020-000792 requiriendo, entre otras cosas, lo siguiente:

A GENSA:

“(…) 1. Diagrama unifilar, en el que se muestre la operación actual con todas sus conexiones y derivaciones, así como el nivel de tensión en el que opera, del activo denominado 'Línea de Transmisión de la MCH Mitú a la Subestación Eléctrica Mitú', descrito en el numeral 3) de la cláusula séptima del Contrato Especial No. GGC-209-2013, suscrito entre el Ministerio de Minas y Energía y GENSA S.A. E.S.P.

2. Informar a la Comisión si existe algún tipo de acuerdo con la Gobernación del Vaupés para el uso compartido de la infraestructura operada por GENSA S.A. E.S.P. En caso de existir tal acuerdo, sírvase remitir la documentación en la que se evidencien las condiciones del mismo. (…)”

A la Gobernación del Vaupés:

“(…) Diagrama unifilar de la(s) red(es) de distribución que opere la Gobernación del Vaupés en el Municipio de Mitú y se alimenten de la línea de 34,5 kV que conecta la MCH Mitú y la Subestación Eléctrica Mitú, en el que se muestre: la operación actual de este(os) activo(s), los niveles de tensión en los que opera, el punto de la línea de 34,5 kV del que se deriva y los usuarios servidos. (…)”

Dicho auto fue comunicado al MME, a GENSA, a DUE y a la Gobernación del Vaupés, mediante los radicados CREG S-2020-000741, S-2020-000742, S-2020-000745 y S-2020-000746, respectivamente.

Mediante comunicaciones con radicado CREG E-2020-001301 y E-2020-001572, el MME dio respuesta al Auto de pruebas I-2020-000792. De igual forma lo hicieron GENSA y la Gobernación mediante comunicaciones con radicados CREG E-2020-001520 y E-2020-001640, respectivamente. En su respuesta, GENSA allega unifilar, pero no entrega el detalle requerido para el activo denominado “Línea de Transmisión de la MCH Mitú a la Subestación Eléctrica Mitú” e informa que: “(…) no existe ningún tipo de acuerdo con la Gobernación del Vaupés para el uso compartido de la infraestructura operada por GENSA S.A. E.S.P. (…)”. Por su parte, la Gobernación informa:

“(…) Por medio de la presente, y en razón del Derecho de Petición por usted remitido el 13 de febrero del 2020, se procede a dar CONTESTACIÓN DE FONDO, citados en el Auto de Pruebas con radicado CREG I-2020-000792 Expediente 2019-0212

Donde muy respetuosamente se le responde a su despacho que no es competencia de la Gobernación del Vaupés, dar contestación al auto de pruebas numeral SEGUNDO, que nos solicita un 'Diagrama Unifilar de las redes de distribución que opera la Gobernación del Vaupés en el Municipio de Mitú…'

Por lo anterior se adjunta oficio dirigido a GENSA que es la empresa competente e idónea para darle respuesta a su requerimiento, puesto que esta operadora de las redes de 34.5 Kv que se encuentran sobre las torres de energía desde la central hidroeléctrica ubicada en la comunidad de Santa Cruz hasta la central Diesel del Municipio de Mitú, igual que la Generación de energía eléctrica del Municipio de Mitú y el mantenimiento de la misma.

Se anexan dos oficios de la Secretaria de Infraestructura solicitándole a GENSA S.A E.S.P, donde se le da traslado a dicha empresa para su respectiva respuesta. (…)”

Mediante comunicación con radicado CREG E-2020-001587, DUE presenta comentarios a las respuestas del Auto de prueba I-2020-000792 en los siguientes términos:

“(…) GENSA E.S.P S.A. (en adelante 'GENSA') en sus pronunciamientos, no solo en este procedimiento administrativo sino también en el Expediente 2019-00031, ha sostenido que la línea de interconexión a 34.5 kV entre la PCH Mitú a la Subestación Eléctrica de la generación diésel de Mitú no hace parte de una sistema de distribución, sino que es una línea de 'transmisión'. Como se ha dejando en evidencia la misma línea tiene un número plural de derivaciones a usuarios regulados (20 en total), lo que tal y como lo estipula el Artículo 2 CRE091 de 20071, complementada por la definición de Sistema de Distribución en ZNI del Articulo 4 de la CREG038/2018 la cual es '.. el conjunto de redes físicas de uso público que transporta energía eléctrica desde la barra de un generador hasta el punto de derivación de las acometidas de los inmuebles, sin incluir su conexión y medición. No se incluyen los transformadores elevadores ni servicios auxiliares del generador' (negrilla y subrayado fuera del texto original); por tanto, la misma ya es de hecho una red de distribución.

No obstante, lo anterior, es relevante poner de manifiesto a la Comisión que en la Resolución 969 del 6 de septiembre de 1996 del Ministerio del Medio Ambiente, hoy Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible, por el cual se otorga la Licencia Ambiental al proyecto de construcción de la Microcentral eléctrica de Mitú, el cual constará básicamente de los siguientes componentes: '…

- La línea de transmisión de la central hasta Mitú, tendrá una longitud aproximada de 34,5 km y se localizar en un tramo de 12,5 km sobre la vía de acceso que se construirá desde Santacruz hasta la carretera existente Mitú-Monfort en el sitio conocido como Yararaka y un segundo tramo de 22 km sobre la vía existente Mitú-Monfort. Se instalarán postes de concreto de 12 m de longitud, siguiendo el lineamento de la vía. El voltaje de transmisión será de 34.5 kV....'

En el Artículo Tercero se encuentran las obligaciones contenidas en Acta de Consulta Previa con la comunidad indígena Santacruz; en el numeral 2 del referido Artículo se consagra '2. El trazo y la apertura de la línea de transmisión entre Santacruz­Yararaca Mitú.' En el numeral 4 '... La creación de un fondo a favor de las comunidades indígenas no beneficiados con la energía de la PCH, cuya finalidad es la de ampliar la cobertura del servicio eléctrico en el departamento....'. (Negrita y subrayado fuera del texto original). Es clara desde un principio la destinación de la línea como elemento de distribución.

Por lo anterior, y ante la evidencia palpable de las conexiones, la aseveración de GENSA que las conexiones a la línea constituyen una situación atípica carece de sustento, y lo que resultan ser son el cumplimiento de los compromisos adquiridos para la obtención de la licencia ambiental. (…)

Según el levantamiento comisionado por DUE en sitio, la línea de 34,5 kV tiene 20 torres con derivaciones así:

Derivación	Torre	Sirve a
1	1	Santacruz (aprox 1200 personas)
2	52	Puente Lata (aprox 563 personas)
3	60	Derivación doble a Finca de Banbawe y Comunidad Yararaka (aprox 500 personas), la línea sigue hasta la Comunidad el Timbo (aprox 70 personas)
4	68	Comunidad de Pueblo Nuevo (aprox 750 personas)
5	75	Finca Caqueteña
6	78	Comunidad Cucura (aprox 25 personas)
7	79	Finca de Yeni Quiñones
8	81	Finca la Esperanza
9	83	Comunidad Macayuca (aprox 125 personas)
10	99	Comunidad Ceima San Pablo (aprox 85 personas)
11	104	Granja Departamental
12	107	Finca de Guadencio Braga
13	109	Finca Anival
14	110	Finca de Jesús Hica
15	111	Finca del Mono Nieto
16	114	Finca de Jesús Chica
17	117	Derivación doble sirve a Comunidad Villa Pinzón y la finca del progenitor del Exgobernador Roberto Jaramillo
18	119	Finca de los Cras
19	122	Finca de Don Luis
20	130	Comunidad Yararaca

Se adjunta para mayor claridad de la Comisión evidencia fotográfica de las derivaciones que presenta la mencionada línea y se hace notar que dichas derivaciones fueron realizadas profesionalmente y conllevan poste de cemento de 12 mts, transformador, cruceta, aisladores, cañuela y cables de alta, lo que las hace por lo menos si no consentidas muy difíciles de desconocer. (…)”

Dadas las respuestas al anterior Auto de pruebas y los comentarios remitidos por DUE, la CREG expidió un nuevo Auto de pruebas con radicado I-2020-001936, en el que se requiere nuevamente a GENSA y a la Gobernación del Vaupés en los siguientes términos:

A GENSA:

“(…) En su comunicación de radicado CREG E-2020-001520, da respuesta al auto de pruebas de radicado CREG I-2020-000792, adjuntando un diagrama unifilar del sistema de generación de Mitú, indicando todas sus conexiones y derivaciones. Al respecto, le reiteramos que en el auto de pruebas referido se solicitó específicamente que el diagrama unifilar correspondiera al activo denominado por ustedes 'Línea de Transmisión de la MCH Mitú a la Subestación Eléctrica Mitú', descrito en el numeral 3) de la cláusula séptima del Contrato Especial No. GGC-209-2013, suscrito entre el Ministerio de Minas y Energía y GENSA S.A. E.S.P., y no de todo el sistema.

Por lo anterior, sírvase allegar el diagrama unifilar correspondiente al activo 'Línea de Transmisión de la MCH Mitú a la Subestación Eléctrica Mitú' y sus derivaciones.

 Adicionalmente, sírvase pronunciarse sobre la comunicación remitida a esta Comisión con el radicado CREG E-2020-001587, y de la cual se le está dando traslado, en la cual Due Capital and Services documenta derivaciones desde el activo 'Línea de Transmisión de la MCH Mitú a la Subestación Eléctrica Mitú', las cuales no se detallan en la información por usted remitida.

 Considerando que en su respuesta manifiesta que no tiene suscrito ningún tipo de acuerdo con la Gobernación del Vaupés para el uso compartido de la infraestructura operada por GENSA S.A., que dicha gobernación desarrolla las actividades de distribución y comercialización de energía eléctrica en el municipio de Mitú, según lo informado a esta Comisión por la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, y que Due Capital documenta derivaciones del activo 'Línea de Transmisión de la MCH Mitú a la Subestación Eléctrica Mitú', de las cuales entendemos que se atienden usuarios, le solicitamos que nos indique el tipo de mecanismos utilizados o acuerdos suscritos con la Gobernación del Vaupés para la instalación, operación y mantenimiento de dichas derivaciones.

Sírvase remitir la documentación en la que se evidencien las condiciones, en caso de existir algún tipo de acuerdo. (…)”

A la Gobernación del Vaupés:

“(…) Considerando que, mediante radicado CREG E-2020-001640, se dio respuesta al Auto de Pruebas I-2020-000792, en el cual se solicitó el diagrama unifilar de las redes de distribución del municipio de Mitú, indicando que la Gobernación del Vaupés no tenía competencia para contestar dicho auto, y que mediante radicado CREG E-2019-008936, del cual le remitimos copia, la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios informó a esta Comisión que la Gobernación del Vaupés es el distribuidor y comercializador de energía eléctrica en el municipio de Mitú, le solicitamos se sirva remitir el diagrama unifilar de la(s) red(es) de distribución que opere la Gobernación del Vaupés en el Municipio de Mitú, en especial el diagrama unifilar de aquellas redes que se alimenten de la línea de 34.5 Kv que se encuentra sobre las torres de energía desde la central hidroeléctrica, ubicada en la comunidad de Santa Cruz, hasta la central Diésel del Municipio de Mitú, en el que se muestre: la operación actual de este(os) activo(s), los niveles de tensión en los que operan, los puntos de la línea de 34,5 kV de los que se derivan, y los usuarios servidos. (…)”

En respuesta al Auto de pruebas se recibieron comunicaciones con radicados CREG E-2020-003389 y E-2020-003484, de GENSA y la Gobernación, respectivamente. En su respuesta, GENSA informa:

“(…) 1. SOBRE EL DIAGRAMA UNIFILAR (…)

Por otro lado, se advirtió por parte de CREG que en el diagrama aportado por GENSA no se evidencian derivaciones de la línea de interconexión, lo cual es cierto, sin embargo, se aclara que tal situación tiene que ver con que GENSA se limita a entregar información con relación a la infraestructura que tiene a su cargo en virtud del Contrato Especial·GGC-209-2013 que ha suscrito con el Ministerio de Minas y Energía y, por tanto, dado que los dos (2) transformadores que se constituyen en derivaciones de la línea no hacen parte del inventario entregado a esta empresa, los mismos no se tenían incorporados en los diagramas entregados, ni deben incluirse en ellos, en tanto la empresa no ejerce control alguno en relación con los citados activos.

No obstante lo anterior, y con el propósito de coadyuvar en el proceso que viene adelantando la Comisión, entregamos, en documento anexo, un diagrama de la línea de interconexión que incorpora información técnica de los dos (2) transformadores en mención. Valga indicar que esta. información fue recogida mediante trabajo de campo de nuestro personal, y que la misma se recopiló con el único propósito de dar respuesta al Auto de Pruebas emitido por la CREG, sin perjuicio de que se insista en que tales transformadores no hacen parte del inventario de activos a cargo de GENSA, por lo que la información referida a ellos que se entrega, es simplemente la que puede evidenciarse tras una observación ocular de los activos. (…)

2. SOBRE EL COMUNICADO DE DUE CAPITAL AND SERVICES

2.1. CLARIDADES SOBRE EL ROL DE GENSA

Como elemento importante para conceptuar sobre el comunicado de la firma DUE CAPITAL AND SERVICES, GENSA informa que su rol en Mitú se circunscribe al cumplimiento del Contrato Especial GGC-209-2013 celebrado con el Ministerio de Minas y Energía mediante el cual se le otorgó a la sociedad el uso y goce de los activos de generación del municipio de Mitú, los cuales se constituyen por la PCH Mitú, la subestación Mitú, la línea de interconexión y la central térmica del mismo municipio. En consecuencia, GENSA exclusivamente presta el servicio de generación de energía eléctrica en el mencionado Municipio. (…)

Es importante evidenciar que, dentro de los elementos entregados a GENSA, no se relacionan los dos transformadores descritos por DUE CAPITAL AND SERVICES que hacen parte de las dos (2) derivaciones de la línea de interconexión que se reconoce existen. (…)

2.2. COMENTARIOS SOBRE LA LÍNEA DE INTERCONEXIÓN. (…)

Al respecto, queremos ser enfáticos en que esos activos, como se mencionó en el numeral anterior, fueron entregados por el Ministerio de Minas y Energía a GENSA como activos de generación del Municipio de Mitú. Adicional a ello, en nuestra consideración, dichos activos son de generación pues los mismos fueron construidos para interconectar un centro de generación, la PCH, con la barra de generación situada en la subestación ubicada en la central térmica del municipio de Mitú, sitio donde inicia el Sistema de Distribución de Mitú como tal, en la medida que también confluyen la frontera comercial y los equipos de telemedida del CNM operados por el IPSE.

Bajo ese entendido, GENSA, administra, opera y mantiene dichos activos como generador de energía eléctrica, y no como distribuidor y/o comercializador. (…)

En ese sentido, queremos aclarar que GENSA no se opone a la estructuración y desarrollo de ningún proyecto de generación en las Zonas No Interconectadas en que esta produce energía, sino que, dentro del desarrollo de sus actividades, no es de su competencia atender la solicitud que en el caso en concreto se ha presentado, máxime cuando nunca ha atendido una solicitud de este tipo, ni tiene experiencia previa para atender una aprobación como la solicitada. (…)

2.3. COMENTARIOS SOBRE LAS DERIVACIONES DE LA LÍNEA DE INTERCONEXIÓN

Para sustentar el argumento de que la línea de interconexión existente entre la PCH Mitú y la barra de generación existente en la central térmica, se constituye en un activo de distribución, la firma DUE CAPITAL AND SERVICES entrega un inventario de 20 puntos de los que, según sus conclusiones, son derivaciones de la mencionada línea, con las cuales se atienden usuarios finales.

Sobre este particular GENSA aclara que lo correspondiente a los puntos 1 y 2 esto es, el transformador de Santa Cruz y el transformador de 'Puente Lata' se alimentan directamente desde la línea a 34.5 kV, sin embargo ninguno de estos dos transformadores fue entregado a GENSA para su administración, operación y mantenimiento, pues como ya se indicó en el numeral 2.1., los elementos sobre los que se le otorgó a esta sociedad el uso y goce corresponden exclusivamente a aquellos activos necesarios para la interconexión de la PCH Mitú hasta la barra de generación ubicada en la central térmica del municipio.

De igual forma, se informa que en esas derivaciones no se encuentra ningún tipo de medición, frontera comercial y/o barra de generación. Se desconoce la forma en que se atienden usuarios finales con los activos de la derivación, así como las condiciones en que se realizó originalmente su conexión. (…)

3. MECANISMOS O ACUERDOS PARA LA AOM DE LAS DERIVACIONES

En este punto, ya debe estar claro que de los veinte (20) puntos descritos por DUE CAPITAL AND SERVICES, dos (2) corresponden a derivaciones de la línea a 34.5 K, y los dieciocho (18) puntos restantes, referenciados por DUE CAPITAL AND SERVICES como 'Derivaciones de la línea de interconexión', se reitera nuevamente, que todos hacen parte del circuito de distribución Yararaka, el cual sale desde la barra de generación ubicada en la central térmica del municipio de Mitú, barra que se constituye en la frontera comercial con el Distribuidor, y por tanto, es función de esta última entidad realizar el AOM de la infraestructura asociada a dichos 18 puntos.

En cuanto a los 2 puntos que son derivaciones, debemos reiterar que los activos asociados a estos no le fueron entregados a GENSA en el Contrato Especial GGC-209-2013, ni mediante ningún otro acuerdo posterior, y por tanto, no ha sido requerido por parte de la empresa celebrar ningún tipo de acuerdo con terceros para realizar el AOM de tales activos.

Finalmente, se indica que GENSA no tiene las competencias para asignar quien realizará el AOM de los activos asociados a los 2 puntos que son derivaciones, pues respecto de los mismos esta empresa no ejerce derechos reales, tales como su propiedad, su uso y/o su goce.

4. CONCLUSIONES

Se considera importante asentar con claridad la posición de GENSA con relación a la conexión del proyecto solar de 7.6 MWh promovido por la firma DUE CAPITAL AND SERVICES así:

 GENSA considera no ser competente ante la ley y la regulación para autorizar o no la conexión del proyecto. Como ya se ha dicho, la labor de GENSA se circunscribe al uso y goce de los activos de generación entregados por el Ministerio de Minas y Energía con el Contrato Especial GGC-209-2013. Según la normativa para ZNI, las únicas partes de un potencial contrato de conexión son el Distribuidor de la zona y el Generador Distribuido que requiere la conexión.

 GENSA no tiene nada que ver con las derivaciones de la línea de 34.5 kV pues los transformadores y estructuras de las mismas fueron entregadas a la empresa dentro del Contrato Especial GGC-209-2015 y, en consecuencia, el AOM de estos elementos no hacen parte de las responsabilidades de la empresa y en relación a las líneas de 13.8 kV que alimentan el circuito Yararaka, la empresa tampoco tiene relación con las mismas por tratarse de un circuito de distribución que parte directamente de la frontera comercial ubicada en la central térmica del municipio.

GENSA no tiene oposición al proyecto de 7.6 MWh promovido por la firma DUE CAPITAL AND SERVICES. Lo que ha hecho es no abrogarse competencias que no tiene (de aprobar la conexión de un proyecto de generación a los a los activos de conexión que ella opera) y en todos sus comunicados busca entregar información concreta del sistema de generación que pueda servir de elemento para la revisión de la solicitud realizada sobre la cual, se ratifica, se debe actuar conforme al principio de precaución, teniendo en cuenta la fragilidad del sistema con el cual se presta el servicio de energía eléctrica en Mitú. (…)”

Por su parte, aunque la Gobernación en su respuesta manifiesta que actualmente “(…) es la encargada de la comercialización y distribución de energía eléctrica en el municipio de Mitú y de las conexiones eléctricas sobre las redes de 13.200v del casco urbano y de las comunidades indígenas interconectadas sobre esta red (…)” y que hace “(…) llegar únicamente el diagrama unifilar y plano de las redes eléctricas del municipio de Mitú mas no de las redes de 34.500 v ya que no contamos con el (…)”, el diagrama unifilar que allega corresponde al de los activos entregados por el MME en operación a GENSA, describiendo principalmente la subestación y la central de generación diésel, e identificando solamente las salidas a Circuito 1 Inaya, Circuito 2 Centro y Circuito Yararaca, sin entregar información adicional.

Mediante comunicación con radicado CREG E-2020-003589, DUE solicitó se le informara si la Gobernación y GENSA habían dado respuesta al Auto con radicado CREG I-2020-001936.

Mediante Auto con radicado CREG I-2020-002184 del 5 de mayo de 2020, la CREG corrió traslado a las partes de la información recibida como respuesta al Auto con radicado CREG I-2020-001936.

Mediante comunicaciones con radicado CREG E-2020-004532 y E-2020-004588, DUE solicitó a esta Comisión un pronunciamiento de fondo y la terminación de la etapa probatoria de la actuación administrativa.

Como parte del desarrollo de la presente actuación administrativa, mediante Auto de pruebas I-2020-003085 del 05 de agosto de 2020, la CREG le requirió al MME informar lo siguiente:

“(…) 1. Indicarle a esta Comisión si la empresa GENSA S.A. E.S.P. emitió concepto de viabilidad técnica sobre el estudio de conexión presentado por la empresa DUE CAPITAL AND SERVICES S.A.S., de acuerdo con lo previsto en el oficio con radicado interno 2019091375 del 26 de diciembre de 2019 del MME y remitir la documentación.

2. En caso de que el concepto de viabilidad técnica sea negativo, sírvase remitir a esta Comisión la justificación en la que se especifique técnicamente por escrito la causa de la negación de la conexión, especificando el fundamento normativo o técnico que lo soporte, los parámetros verificables de indisponibilidad de red o de los requisitos incumplidos, indicando con precisión los requisitos o las obras requeridas para que el concepto de viabilidad técnica sea favorable.

3. Allegar a esta Comisión los análisis efectuados por parte de la Dirección de Energía y el Grupo de Gestión Contractual del Ministerio de Minas y Energía sobre la solicitud de la empresa DUE CAPITAL AND SERVICES S.A.S. de acuerdo con lo manifestado por parte del Ministerio en oficio con radicado interno 2019091375 del 26 de diciembre de 2019 del MME, información requerida para continuar con el trámite de la presente actuación administrativa e informar a esta Comisión. (…)”

Mediante radicados CREG E-2020-010341 y E-2020-010439 del 27 y 31 de agosto del 2020, el MME dio respuesta a lo solicitado en el precitado auto de decreto de pruebas informando lo siguiente:

“(…) 1. Sí, el pasado 26 de marzo de 2020, la empresa GENSA S.A. E.S.P remitió al Ministerio de Minas y Energía concepto técnico con la conexión del proyecto solar en cuestión, el cual se adjunta a la presente comunicación.

2. GENSA S.A. E.S.P, luego de realizar la revisión del contenido mínimo de un estudio de conexión, concluye que: En general se considera que hacen falta los siguientes entregables para entregar un concepto técnico, no compromisorio con relación al estudio de conexión:

Análisis de estabilidad

Estabilidad dinámica

Estabilidad transitoria

Ajustar proyección de demanda

3. Con relación a este punto, el MME manifestó a DUE CAPITAL AND SERVICES S.A.S como respuesta a el Derecho de Petición con número de radicado 1-2020-005235, en el oficio con radicado 2-2020-004284 del 28 de febrero de 2020 (adjunto), la solicitud de un plazo de 60 días para recopilar la documentación y hacer las averiguaciones y validaciones pertinentes.

4. Posteriormente, en el oficio con radicado 2-2020-01228 del 21 de julio de 2020 (adjunto), el Ministerio de Minas y Energía manifestó a DUE CAPITAL AND SERVICES S.A.S que, debido a la situación de emergencia en la que se encuentra el país, su personal no ha podido realizar las verificaciones y validaciones en campo, para las cuales se habían solicitado los 60 días en la comunicación anteriormente mencionada.

Así las cosas, el Ministerio de Minas y Energía se encuentra aún a la espera de poder realizar estas validaciones in situ, con el fin de poder determinar el estado de la línea de 34,5 kV y corroborar como propietario de la infraestructura la viabilidad de esta conexión, indistinto de que sea GENSA S.A. E.S.P el llamado a la revisión y respuesta del estudio de conexión.

No obstante, en el entender de esta dirección, al haberse entregado la infraestructura de generación a la empresa GENSA S.A. E.S.P para su uso y goce, y para su administración, operación y mantenimiento, recae sobre dicha empresa la responsabilidad de conceptuar técnicamente sobre el estudio de conexión presentado.

Consideramos que una vez se hayan superado las condiciones antes advertidas y que un equipo técnico del Ministerio de Minas y Energía pueda hacer una visita de campo para corroborar algunas características específicas de la infraestructura, se podrá dar con certeza dar aval a los conceptos que emita GENSA S.A. E.S.P sobre la materia. (…)”

Así mismo, mediante dicho Auto I-2020-003485, se corrió traslado a las partes con la información recibida en el marco de la práctica de pruebas.

Mediante comunicación con radicado CREG E-2020-011109, DUE se pronunció sobre la información trasladada indicando lo siguiente:

“(…) DUE confirma su disposición a cumplir con todos y cada uno de los reglamentos técnicos y a realizar los análisis adicionales que correspondan, para lo cual solicito que al imponer la servidumbre se indique tanto a GENSA como a Minenergía que están obligados a suministrar la información de base, que se les ha solicitado en repetidas ocasiones, como el modelo en DigSilent de la MCH Mitú y de los generadores Diésel para los análisis dinámicos, sin que a la fecha se haya obtenido respuesta positiva (…)”.

Con las comunicaciones remitidas a la Comisión por parte del Ministerio con radicados E2020010341 y E-2020-010439, se evidenciaron requerimientos adicionales señalados por parte de GENSA, a la documentación presentada por parte de la empresa, indicando la falta de los siguientes estudios: i) análisis de estabilidad, ii) estabilidad dinámica, iii) estabilidad transitoria y iv) ajustar proyección de demanda.

Mediante comunicación con radicado CREG E-2020-012657, DUE solicitó a esta Comisión la terminación de la etapa probatoria y resolver la solicitud de imposición de servidumbre eléctrica.

Teniendo en cuenta lo informado por las partes en las distintas pruebas aportadas, así como los comentarios de DUE a dichas pruebas, la CREG consideró procedente que se completara la información necesaria para emitir concepto técnico de la conexión y, mediante Auto de pruebas I-2020-005282 del 07 de enero de 2021, se resolvió:

“(…) PRIMERO. Solicitar a GENSA S.A. E.S.P. la entrega, a Due Capital & Services S.A.S. y a esta Comisión, de los modelos de la MCH Mitú y de los generadores diésel solicitados por Due Capital & Services S.A.S. para sus análisis de una operación segura y confiable luego de la incorporación del proyecto Matakavi, y toda aquella información que sea necesaria para adelantar el análisis de estabilidad, la estabilidad dinámica, la estabilidad transitoria y ajustar la proyección de demanda, dentro del término de diez (10) días hábiles siguientes a la

comunicación del presente auto.

SEGUNDO. Solicitar a la empresa Due Capital & Services S.A.S. allegar dentro del término de los veinte (20) días hábiles siguientes al recibo de la totalidad de la información de que trata el artículo primero del presente auto, a la Comisión y a GENSA S.A. E.S.P., los cuatro estudios requeridos por esta última a saber: i) análisis de estabilidad, ii) estabilidad dinámica, iii) estabilidad transitoria y iv) ajuste de la proyección de demanda.

TERCERO. Solicitar a GENSA S.A. E.S.P. que, dentro de los treinta (30) días hábiles siguientes al recibo de la información enviada por Due Capital & Services S.A.S. indicada en artículo segundo del presente auto, realice el análisis de los estudios y que emita concepto sobre la factibilidad técnica de la conexión, informándolo a esta Comisión y a Due Capital & Services S.A.S.

En caso de que la conexión no fuera factible, GENSA S.A. E.S.P., en su comunicación, deberá justificar técnicamente las causas, especificando el fundamento normativo o técnico que lo soporte, indicando con precisión los requisitos que deben ser cumplidos para que la conexión sea factible, o detallar las obras requeridas para hacerla posible.

CUARTO. Solicitar al Ministerio de Minas y Energía que dentro del término de los 10 días hábiles siguientes a la comunicación del presente auto le informe a esta Comisión:

1. El resultado de las verificaciones y validaciones en campo enunciadas en el oficio con radicado 2-2020-01228 del 21 de julio de 2020.

2. Si producto de las verificaciones y validaciones en campo se adoptó alguna decisión en materia de la conexión solicitada por Due Capital & Services S.A.S. a GENSA S.A. E.S.P. (…)”

Así las cosas, mediante comunicaciones con radicados CREG E-2021-000083, E-2021-000084 y E-2021-000085, se comunicó del Auto de pruebas a DUE, GENSA y al MME, respectivamente.

Mediante comunicación con radicado CREG E-2021-001266, GENSA dio respuesta al auto de pruebas indicando lo siguiente:

“(…) GENSA no posee la información solicitada por DUE CAPITAL AND SERVICES sobre los modelos DIgSILENT y por tanto no es posible su entrega.

Sobre la construcción de estos modelos se encuentra que de ser impuesta tal carga a GENSA, esta deberá incurrir en costos no previstos en su plan de contratación del 2021 y ajenos al desarrollo de las actividades que en procura de salvaguardar sus intereses y sus propias necesidades debe costear anualmente y, además, se requiere información con la que no se cuenta, por ser datos manejados directamente por los fabricantes.

Por lo anterior, GENSA ofrece su mejor disposición en apoyar, en la medida de sus posibilidades a DUE CAPITAL AND SERVICES para la obtención de la información requerida y por tanto estará atenta a la realización de jornadas técnicas para tal fin. (…)”.

Mediante radicado CREG E-2021-001977, DUE se pronunció sobre lo señalado por GENSA en la comunicación CREG E-2021-001266, mencionando:

“(…) De acuerdo con lo requerido en el Auto 1-2020-005282 GENSA SA ESP nos remitió copia de la carta enviada a la Comisión bajo el consecutivo 0001072021 de fecha 25/01/2021 en el cual afirma que 'GENSA no posee la información solicitada por DUE CAPITAL AND SERVICES sobre los modelo en DIgSILENT y por tanto no es posible su entrega.' (negrita y subrayado fuera del texto original).

Es, por tanto, que no podemos acusar recibo satisfactorio en los términos indicados en el numeral SEGUNDO del AUTO DE PRUEBAS I-2020-005282.

Por otro lado, GENSA nos ha hecho llegar en diferentes comunicaciones una serie de documentos, sin embargo, dichos archivos contienen parte, pero no la totalidad de la información requerida para realizar los estudios de análisis de estabilidad, estabilidad dinámica y estabilidad transitoria y por tanto para realizar los estudios solicitados tendríamos que utilizar datos estándar en lo que no nos haya entregado GENSA, específicamente lo siguiente:

· En la información de demandas del año 2020 se relacionan los valores de potencia activa (kW), pero faltan los de potencia reactiva (kVar).

· En el diagrama unifilar enviado falta ilustrar la PCH y el punto de conexión del parque solar.

· Confirmación del año de entrada en servicio del parque solar y su máxima capacidad.

· Los años que deben analizarse en todas las simulaciones del estudio.

· El punto de conexión proyectado para el estudio corresponde a la apertura de la línea PCH Mitú – Mitú 34.5 kV a 2 kilómetros de distancia de la subestación Mitú 34.5 kV. Confirmar si es posible emplear este punto y si existe alguna indicación adicional sobre las alternativas de conexión.

· Indicar los escenarios de demanda (mínima, media y máxima) que deben considerarse en el estudio. De igual forma la hora del día específico que corresponde a cada escenario de demanda.

· Indicar los escenarios de generación que deben considerarse teniendo en cuenta las tres centrales: Diesel, PCH y proyectos solar.

· Los análisis de flujo de carga contemplan simulaciones en condición operación normal y una única contingencia N-1 del transformador 2 Mitú 34.5/13.8 kV. Confirmar si este planteamiento es adecuado a los requerimientos de GENSA.

· Máxima capacidad para corrientes de falla que pueden soportar cada uno de los barrajes del área de influencia, ya sea por características constructivas de las mismas o por las especificaciones de CTs o interruptores asociados.

· Futuros proyectos de expansión de red y los parámetros técnicos asociados a los mismos.

· Medición de armónicos de tensión para las barras ubicadas dentro del área de influencia del proyecto.

· Nuevos proyectos de generación que deben ser considerados en los análisis, indicando máxima capacidad de generación, punto de conexión y año de puesta en servicio.

· Los análisis de pérdidas técnicas se plantean con un factor de panta del 100%, las mismas demandas que GENSA determine para el flujo de carga y considerando únicamente los tres circuitos de 13,8 kV existentes. Confirmar si existe algún requerimiento al respecto.

· El análisis de variaciones lentas de tensión se plantea para el año de entrada en servicio del proyecto y considerando que solamente genera el parque solar Mitú. Confirmar si existe algún requerimiento al respecto.

· Dado que la red de Mitú se ubica en una ZNI, y sus características distan mucho de la robustez de una zona interconectada, no es posible evaluar su estabilidad con los mismos criterios que establece el código de redes para el STN. Debido a ello se solicita a GENSA indicar qué criterios va a emplear para evaluar la estabilidad en el estudio de conexión y, de acuerdo a esto, suministrar los parámetros necesarios para tal efecto. En caso de no disponer de los mismos, favor confirmar si es posible emplear controladores genéricos necesarios para poder evaluar la estabilidad bajo los criterios determinados por GENSA. (…)

No obstante lo anterior, y en aras de avanzar se actualizará la demanda, la cual, como es esperado, es mayor a la del estudio presentado en el 2018, dando como resultado que el componente diésel sigue creciendo proporcionalmente y por consiguiente se sigue deteriorando el indicador de la meta de disminución de uso de combustibles fósiles como lo establece el Plan de Desarrollo Nacional Ley 1955 de 2018, por lo cual la planta solar se hace aún más urgente. (…)

Sin otro particular y en espera que la Comisión nos confirme la posibilidad de realizar los estudios con modelos estándar, en vez de los específicos de las unidades presentes en el sistema Mitú, nos sucribimos, no sin antes manifestarle que me permito solicitarle muy respetuosamente resolver la solicitud de imposición de servidumbre eléctrica iniciado por DUE CAPITAL AND SERVICES S.A.S. ante esta entidad para el Proyecto de Generación Fotovoltáica en el municipio de Mitú, Vaupés (en adelante, 'el Proyecto'), de conformidad con el artículo 39.4 de la Ley 142 de 1994. (…)”

Adicionalmente, DUE presenta en su comunicación una relación de las inversiones asociadas a la conexión de la planta y “(…) reitera su total disposición a acometer directamente y en su totalidad dichas inversiones de los activos de conexión del parque solar, así como asumir su administración, operación y mantenimiento y los riesgos asociados (…)”.

Mediante radicado CREG E-2021-003201 del 12 de marzo de 2021, el MME remitió a esta Comisión informe de visita técnica a Mitú, realizada del 17 al 20 de febrero del 2021, en el cual se indica:

“(…) En las instalaciones de la planta de generación Diésel, los días 18 al 19 de febrero de 2021, se efectuó el levantamiento de información necesaria del sistema eléctrico, para establecer el punto de conexión de un nuevo parque solar en la línea de 34.5 kV que conecta la PCH de Mitú y planta de generación Diésel. (…)

La planta de generación Diésel, está conformado por 5 generadores alimentando un tablero de 480 VAC. Este a su vez alimenta 2 transformadores de 1.6 y 2.5 MVA respectivamente que se conectan a un pórtico con un barraje de 13.8 kv y donde salen dos circuitos uno llamado alimentación CENTRO y el otro alimentación INAYA. (…)

La subestación de la pequeña central hidroeléctrica está conformada por 4 generadores de 500 Kw a 440 VAC, que alimentan 4 transformadores de 750 KVA con relación 440VAC / 36.000 VAC, alimentando un tablero de 34.5 Kv, y este tablero alimenta el circuito de 34.5 Kv, este circuito es de aproximadamente 36 Km y conformado por 130 torres llegando a un pórtico de 34.5 kv en la planta de generación diésel. Este pórtico de 34.5 Kv se conecta por medio de 2 transformadores de 1.5 MVA con relación de transformación de 34.5 Kv / 13.8 Kv, al barraje de 13.8 kv situado en la planta generadora diésel. (…)

Se realizó el recorrido a lo largo de la línea de 34.5 kV y entre la torre 117 y torre 118 se pretende construir el parque solar. En este tramo se observa que la estructura tiene el circuito de 34.5 kv que une la PCH con la planta generación Diésel y un circuito de 13.8 kV que alimenta la comunidad de yararaca. De la línea de 13.8 kV se realiza una derivación a un transformador que alimenta aproximadamente 5 usuarios. (…)

En la torre 52 se encuentra una derivación de 34.5 kV alimentado un trasformador de 25 KVA 34.5 kV / 208-120 VAC que les suministra energía aproximadamente a 10 viviendas en la zona de puentelata. (…)

En la TORRE 1 se realiza otra derivación alimentando un transformador de 75 KVA, 34.5 KV / 13.8 kV, que lleva la energía a la población de Santacruz. (…)

4. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

· En el área donde posiblemente van a construir el parque solar se puede realizar el punto de conexión con la línea de 34.5 kV o 13.8 kV, pero se debe presentar un diseño técnico detallado del parque solar de acuerdo al Reglamento Técnico de Instalaciones Electrices RETIE, así mismo se debe revisar la parte reglamentaria y jurídica, teniendo en cuenta que la generación es una ZONA NO INTERCONECTADA ZNI.

· No existen diagramas unifilares en la PCH y en la planta de generación Diésel.

· No existen diagramas unifilares en la planta de generación Diésel. (…)”

Con radicado CREG E-2021-004699, GENSA se pronunció sobre el contenido de las comunicaciones con radicados CREG E-2021-001977 y E-2021-003201, de DUE y del MME, respectivamente, en el siguiente sentido:

“(…) Como es bien sabido por la CREG y por DUE CAPITAL, la posición de GENSA, frente al procedimiento administrativo de la referencia, es que el mismo es improcedente en la medida Que ni la ley, ni la regulación, establecen el derecho de acceso a activos de generación, los cuales son el objeto de la solicitud de conexión DUE CAPITAL.

Siendo así, con anterioridad al presente procedimiento administrativo, y durante el trámite de este, GENSA ha manifestado que no es viable dar trámite a la solicitud de conexión de DUE CAPITAL, principalmente, porque dicha conexión no está prevista en la regulación, y porque GENSA no es un distribuidor y/o transmisor que esté obligado a ella. (…)

Informamos que con posterioridad a la comunicación CREG E-2021-000083 del 02 de septiembre de 2020 y a la respuesta entregada por GENSA con radicado CREG E-2021-001266 el 25 de enero de 2021, se realizó una reunión técnica con el equipo de DUE CAPITAL y su consultor GERS, con el fin de revisar la información requerida para la realización de los estudios complementarios y la información técnica disponible por GENSA. la cual fue enviada a DUE CAPITAL electrónicamente los días 20 y 21 de enero y 3 de febrero de 2021.

Adicionalmente, GENSA ha realizado gestiones con los fabricantes de las unidades de generación diésel y unidades hidráulicas, con el fin de contar con la totalidad de información requerida, sin embargo, por aspectos de confidencialidad, no es posible acceder a la totalidad de dicha información.

Sin perjuicio de lo anterior, a continuación· respondemos las consultas realizadas por DUE CAPITAL. en el mismo orden en que las mismas fueron efectuadas: (…)

1.9 Máxima capacidad para corrientes de falla que pueden soportar cada uno de los barrajes del área de influencia, ya sea por características constructivas de las mismas o por las especificaciones de CTs o interruptores asociados.

GENSA no cuenta con dicha información, posee únicamente los diagramas unifiliares de la central y las características de los equipos de baja, media tensión y barraje de sincronismo incluyendo una modernización realizada recientemente, información que se entregará a DUE CAPITAL, sin embargo, cualquier información adicional que se requiera debe ser buscada y analizada directamente por el promotor del proyecto solar, en este caso DUE CAPITAL. Por parte de GENSA se tiene toda la disposición de atender visitas técnicas en sus instalaciones, así como se ha hecho en otras oportunidades. (…)

1.11 Medición de armónicos de tensión para las barras ubicadas dentro del área de influencia del proyecto.

GENSA no cuenta con esta información, ni ha realizado mediciones con terceros, dado que no ha sido necesario para la ejecución de sus actividades de generación de energía eléctrica. En el caso de ser necesarias, el promotor del proyecto puede gestionar la realización de las mediciones y coordinar lo respectivo con GENSA. (…)

De otro lado confirmamos la posibilidad de realizar estudios con modelos estándar, en lugar de utilizar los específicos de las unidades presentes en el sistema de generación de Mitú, esto dada la dificultad en la consecución de la información. También se considera que los demás estudios y análisis operativos requeridos, se deberán desarrollar, definir y analizar en conjunto entre GENSA y el promotor del proyecto en la fase de ingeniería de detalle de los sistemas de control e hibridación del proyecto solar, de manera que todos los ajustes u obras complementarias se definan y ejecuten para garantizar la estabilidad del sistema hibrido a implementar. (…)”

Mediante Auto I-2021-000811 del 19 de abril de 2021, se vinculó de oficio a la presente actuación administrativa al MME, teniendo en cuenta que la decisión de imposición de servidumbre sobre activos que son de propiedad de dicho ministerio puede tener incidencia en la situación jurídica que se deriva del desarrollo del contrato GGC 209-2013, de conformidad con lo previsto en el numeral 2 del artículo 38 del Código de Procedimiento Administrativo y de lo Contencioso Administrativo⁽¹⁾.

Mediante radicado CREG E-2021-004726, DUE se pronunció sobre la documentación puesta en conocimiento mediante el Auto I-2021-000811 solicitando:

“(…) a) Dar por terminada la etapa probatoria de la presente actuación administrativa, o en subsidio acceder a la solución planteada por DUE en el derecho de petición del 11 de febrero de 2021 en el sentido de permitir la elaboración de los estudios usando un modelo estándar.

b) Emitir una decisión de fondo en la que se declare la imposición de servidumbre de conexión eléctrica a favor de la planta solar fotovoltáica con almacenamiento denominada Matakavi (activo dominante) y a cargo de la torre 117 de la línea que conecta la central hidroeléctrica de Mitú con la central diésel (activo sirviente).

c) En consecuencia, señalar que las condiciones técnicas en que se hará la conexión del generador Matakavi a dicha red, que son las que constan en el estudio de conexión que se acompañó con la solicitud de DUE.

d) Indicar de manera expresa que las inversiones relacionadas con la conexión, como construcción de líneas y adecuación de los activos estarán a cargo exclusivo de DUE, por lo cual no habrá lugar a pagos a cargo de DUE. (…)”

Mediante comunicación con radicado CREG E-2021-005439, DUE se pronunció sobre lo manifestado por GENSA en el radicado CREG E-2021-004699 indicando:

“(…) GENSA reconoce la dificultad en el levantamiento de la información requerida para elaborar los estudios solicitados por ésta a través de la CREG ya que parte de ella es inexistente. A modo de ejemplo, no se cuenta con la máxima capacidad para corrientes de falla que puedan soportar los barrajes de influencia (punto 1.9). Tampoco se cuenta con la medición de armónicos de tensión para las barras ubicadas dentro del área de mayor influencia (punto 1.11).

Precisamente, dada la dificultad en el levantamiento de gran parte de la información, GENSA coincide con nosotros en que deben realizarse los estudios con modelos estándar y no con los modelos específicos de las unidades presentes en el sistema de generación de Mitú, como lo hemos propuesto a la Comisión y ahora lo reiteramos. (…)

DUE acusa recibo del diagrama unifilar enviado por GENSA y toma nota de los parámetros técnicos señalados en los puntos 1.3, 1.4, 1.6, 1.7, 1.8 sobre los cuales dicha entidad considera que debe elaborarse el estudio. En relación con la información mencionada en el punto 1.1, DUE se encuentra a la espera de recibir la información anunciada a la mayor brevedad para proceder a revisar integralmente la información y poder determinar la posibilidad técnica de realizar el estudio y cual sería su intervalo de confianza. (…)”

Mediante Auto I-2021-001628 del 09 de junio de 2021, la CREG decretó la práctica de diferentes pruebas. En ese sentido, se citó a GENSA, DUE, MME y la Gobernación a una audiencia virtual a realizarse el 23 de junio de 2021.

Adicionalmente se le requirió a GENSA que, a más tardar el 18 de junio de 2021, remitiera información y documentación pendiente para la terminación del estudio de conexión en los términos solicitados por ella misma y, adicionalmente, que “(…) En relación con los puntos de conexión y de medición entre generador y distribuidor para el mercado relevante de comercialización de Mitú, allegue el o los contratos de conexión suscritos, según lo previsto en el parágrafo 2 del artículo 5, de la Resolución CREG 038 de 2018. (…)”.

Por su parte, a la Gobernación se le requirió que, a más tardar el 18 de junio de 2021, remitiera un informe en el que se debía contestar un cuestionario sobre actividades con la distribución y comercialización de energía eléctrica en el mercado relevante de Mitú.

Finalmente, al MME se le requirió que, a más tardar el 18 de junio de 2021, remitiera un informe relacionado con algunos aspectos del “Sistema de Generación Eléctrica de Mitú”, el contrato especial 209 de 2013, su comunicación de radicado CREG E-2021-003201 y las derivaciones de la “Línea de Transmisión de la MCH Mitú a la Subestación Eléctrica de Mitú” operada por GENSA.

Mediante comunicaciones con radicados CREG S-2021-002476, S-2021-002486, S-2021-002487 y S-2021-002488, se comunicó el precitado Auto de pruebas a la Gobernación, DUE, GENSA y MME, respectivamente.

Mediante comunicaciones con radicados CREG E-2021-006899 y E-2021-006900, DUE allegó las imágenes relacionadas en los radicados CREG E-2020-001041 y E-2020-001587 solicitadas mediante el Auto I-2021-001628.

Mediante comunicaciones con radicados CREG E-2021-007083 y E-2021-007084, el MME rindió el informe solicitado mediante Auto I-2021-001628 señalando entre otros aspectos lo siguiente:

“(…) Tal como lo indica el contrato en mención, en la consideración sexta tanto la MCH Mitú, como la subestación Mitú y su línea de transmisión, así como la central de generación térmica de Mitú, conforman el SISTEMA DE GENERACIÓN ELÉCTRICA DE MITÚ que son propiedad del Ministerio de Minas y Energía, como lo establece la cláusula cuarta numeral primero al indicar que el Ministerio conserva sobre los bienes objeto del contrato su disposición, pero no el uso y goce de los mismos. (…)

El Contrato Interadministrativo FAZNI GSA 090 de 2007, suscrito entre el Ministerio de Minas y Energía y GENSA S.A. ESP, tuvo por objeto la administración general y ejecución de los recursos del Fondo FAZNI asignados para varios proyectos de inversión, entre ellos el BFAZNI 118A sobre la ampliación de redes rurales de media y baja tensión en el municipio de Mitú (Vaupés) que se realizó mediante los siguientes contratos derivados: (…)

Contratar la ampliación de redes rurales de Media y Baja Tensión en la Comunidad de Timbo Betania y Santa Cruz del municipio de Mitú, departamento del Vaupés. (…)

El Otrosí No. 4 del contrato interadministrativo FAZNI GSA 090 de 2007 suscrito entre el Ministerio y GENSA S.A. ESP manifiesta en su consideración 4ta: 'que según lo informado por la Dirección de Energía, el proyecto incluido en el Convenio 90 de 2007 consideró el uso de la infraestructura de interconexión de la MCH de Mitú, con el fin de optimizar costos de construcción y disminuir el impacto ambientan de las líneas de interconexión, así como el costo de operación y mantenimiento de ambas infraestructuras. Lo anterior, hasta donde exista eficiencia económica y operativa en la propuesta'

En resumen, el Ministerio de Minas y Energía es el propietario de la red de distribución de baja tensión en los sectores comprendidos entre la Subestación Mitú y las poblaciones de: Caño Mituceño (carretera), Ceima Cachivera, Ceima San Pablo, La Sabana, Cucura, Pueblo Nuevo, Yararaca, Puente de Lata (Torre No. 52), Puerto Paloma, Puerto Esperanza, Tucandira, Muratinga, Timbo de Betania y Santa Cruz. (…)

Los proyectos arriba descritos, fueron entregados a la Gobernación del Vaupés para su Administración, Operación y Mantenimiento mediante acta del 23 de febrero de 2015, quien es el responsable de los mantenimientos, reparaciones o reposiciones a que haya lugar para garantizar la calidad y continuidad del servicio. (…)

(…) Para el caso objeto de la consulta, es de tener en cuenta que se debe contar con un diseño detallado que incluya los aspectos del numeral 10.1.1 que le apliquen, debido a que se trata de una instalación clasificada como especial. Es importante resaltar que el RETIE determina que la profundidad con que se traten los temas dependerá de la complejidad y el nivel de riesgo asociado al tipo de instalación.

Por otra parte, es preciso aclarar que el RETIE clasifica este tipo de sistemas como instalaciones especiales, de acuerdo a lo establecido en el numeral 28.3. Por lo tanto, una vez instalado el sistema solar fotovoltaico, y previo a su energización, debe contar con una certificación compuesta por una declaración del responsable de la instalación eléctrica según lo establecido en el numeral 34.2, y un dictamen de inspección emitido por un organismo de inspección acreditado por el ONAC, en concordancia con lo establecido en el numeral 34.4.1 del reglamento.

Es importante aclarar que los aspectos técnicos que debe cumplir la instalación eléctrica de los sistemas solares fotovoltaicos, se relacionan en la sección 690 de la norma técnica NTC 2050 primera actualización, dado que el RETIE hace obligatorio los primeros 7 capítulos de dicha norma, y además los numerales 20.22 y 20.3.10 relacionados con sistemas solares fotovoltaicos, que referencian los criterios técnicos de instalación de la sección 690 de la NTC 2050. (…)”

Mediante comunicación con radicado CREG E-2021-007149, suscrita por GENSA y DUE, se solicitó a la CREG aplazamiento de la audiencia programada mediante Auto I-2021-001628, por un término de dos (2) meses, argumentándose que “(…) actualmente, GENSA y el Ministerio de Minas y Energía están buscando una negociación directa con el promotor del proyecto, DUE Capital, la cual permita la inclusión del proyecto solar Matakavi al sistema de generación de Mitú (…)” y “(…) una salida concertada reduciría, tanto los tiempos, como los costos, que significa el mantener el conflicto ante la Comisión (…)”.

Mediante Auto I-2021-001765 del 22 de junio de 2021, se reprogramó la audiencia de pruebas señalada en el artículo primero del Auto I-2021-001628 para el día 13 julio de 2021, indicando adicionalmente lo siguiente:

“(…) dado que la empresa GENSA S.A. E.S.P. y la Gobernación del Vaupés no han dado cumplimiento a lo señalado en los numerales 1 (literales a-f) y 3 (a-i) del artículo primero del Auto I-2021-001628, encontrándose el término dispuesto para ello más que vencido, se hace necesario requerirlos para que, de manera inmediata, realicen sus pronunciamientos.

En consecuencia, se,

RESUELVE:

PRIMERO. Requerir a GENSA S.A. E.S.P. para que remita al correo electrónico creg@creg.gov.co a más tardar el día 06 de julio de 2021 la información solicitada en el numeral 1 del artículo primero del Auto I-2021-001628.

SEGUNDO. Requerir a GOBERNACIÓN DEL VAUPÉS para que remita al correo electrónico creg@creg.gov.co a más tardar el día 06 de julio de 2021 la información solicitada en el numeral 3 del artículo primero del Auto I-2021-001628. (…)”

Mediante comunicaciones con radicados S-2021-002681, S-2021-002682, S-2021-002683 y S-2021-002684 se informó a DUE, GENSA, la Gobernación y MME, del contenido del Auto I-2021-001765.

Mediante comunicación con radicado CREG E-2021-007731, GENSA dio respuesta al Auto I-2021-001628 indicando:

“(…) los unifilares suministrados a DUE CAPITAL AND SERVICES SAS, son los que GENSA tiene disponibles en la actualidad. Estos unifilares corresponden a las actualizaciones que le ha realizado GENSA al diagrama entregado por el Ministerio de Minas y Energía durante la entrega de la central para la operación de la misma, GENSA ha realizado las actualizaciones que ha requerido para su operación y mantenimiento, pero no ha llegado al nivel de detalle exigido en el citado Auto. (…)

Es de aclarar que según conversaciones sostenidas con el promotor del proyecto DUE CAPITAL AND SERVICES SAS, el unifilar suministrado es suficiente para avanzar en el estudio de conexión. (…)

Se solicita cordialmente a la CREG precisar la información puntual que requiere para el análisis de variaciones de tensión en la subestación y líneas de la zona de influencia del proyecto, a efectos de verificar si GENSA cuenta o no con ella. (…)

Tanto la Resolución CREG 070 de 1998 'Por la cual se establece el Reglamento de Distribución de Energía Eléctrica, como parte del Reglamento de Operación del Sistema Interconectado Nacional', como la Resolución CREG 025 de 1995 'Por la cual se establece el Código de Redes, como parte del Reglamento de Operación del Sistema Interconectado Nacional.', hacen parte del Reglamento de Operación del Sistema Interconectado Nacional. Comoquiera que el Municipio de Mitú se encuentra en una Zona No Interconectada, no resultan aplicables como aplican dichas resoluciones a la actividad de generación que realiza GENSA en dicho Municipio.

En este orden de ideas, se hace necesario que la CREG precise cual es el alcance del cumplimiento respecto a las Resoluciones CREG 025 de 1995 y 070 de 1998, al que refiere en el citado Auto.

f) En relación con los puntos de conexión y de medición entre generador y distribuidor para el mercado relevante de comercialización de Mitú, allegue el o los contratos de conexión suscritos, según lo previsto en el parágrafo 2 del artículo 5, de la Resolución CREG 038 de 2018.

El artículo 5 de la Resolución CREG 038 de 2018 establece las condiciones mínimas que debe contener el contrato de conexión entre el distribuidor y un autogenerador o generador distribuido. El artículo 4 de la misma resolución establece que un Generador distribuido en ZNI es la 'Persona jurídica constituida como empresa de servicios públicos, en los términos de la Ley 142 de 1994, que genera energía eléctrica cerca de los centros de consumo, y está conectado al Sistema de Distribución en las zonas no interconectadas.' (Subrayado fuera del texto original).

La Generación de energía eléctrica que realiza GENSA en el Municipio de Mitú no se encuentra cerca de los centros de consumo. GENSA tampoco realiza actividades de autogeneración. Por lo anterior, no se estima aplicable el mencionado artículo 5 de la Resolución CREG 038 de 2018, incluyendo su parágrafo 2° a GENSA.

Sin perjuicio de lo anterior, nos permitimos adjuntar copia del contrato de venta de energía suscrito entre GENSA y el comercializador de Mitú, en el cual se especifica el punto de conexión y medición entre el generador y el distribuidor. (…)

Finalmente, en virtud de lo dispuesto en el artículo 40 del Código de Procedimiento Administrativo y de lo Contencioso Administrativo, nos permitimos solicitarle cordialmente que se permita a GENSA aportar un estudio de validación del estudio técnico de conexión que ha presentado DUE CAPITAL, el cual sería entregado dentro de los 90 días siguientes a la aprobación de esta solicitud. (…)”

Mediante comunicación con radicado CREG E-2021-007742 del 7 de julio de 2021, DUE dio respuesta al Auto I-2020-005282 del 7 de enero de 2021, en el siguiente sentido:

“(…) De acuerdo con lo requerido en el Auto I-2020-005282 por medio del cual la Comisión ordena a mi representada a realizar un estudio de conexión que contenga un análisis de estabilidad, estabilidad dinámico y transitorio para la conexión del parque Matakavi en Mitú, Vaupés.

En vista que a la fecha de la presente, tanto la Comisión como el Ministerio de Minas y Energía como GENSA S.A. E.S.P. han concluido que la información necesaria para desarrollar los análisis solicitados no podrá ser entregada en su totalidad, y que aún más parte de esta debe ser construida de forma conjunta entre GENSA y DUE Capital, ejemplo: el estudio final de protecciones el cual sí fuere en el SIN se debería entregar a XM no antes de seis meses antes de la entrada en operación comercial del planta, DUE Capital basado en información relevante pero tipo realizó los análisis solicitados por GENSA en su ocasión, de los cuales hacemos entrega a la Comisión como anexo a la presente. (…)”

Mediante radicado CREG E-2021-007957, la Gobernación rindió el informe solicitado mediante Auto I-2021-001628. Entre otras cosas, informa:

“(…) e) De conformidad con lo previsto en el parágrafo 2 del artículo 5 la resolución 038 de 2018 ¿indique si tiene contratos de conexión suscritos con el generador? Allegue a esta comisión los respectivos soportes.

No se tiene ningún tipo de contrato de conexión eléctrica (…)”

El 13 de julio de 2021 se celebró la audiencia de instrucción y práctica de pruebas decretadas mediante Autos I-2021-001628 e I-2021-001765, cuya Acta se levantó en radicado CREG I-2021-001983. Al cierre de la audiencia se definió:

“(…) Traslados y conclusiones

Una vez oídas a las partes e intervinientes en esta audiencia y en virtud de lo señalado en los artículos 195, 275, 276 y 277 del Código General del Proceso (Ley 1564 de 2012) se informa que mediante los radicados CREG E-2021-007083, E-2021-007084 y E-2021-007957 el Ministerio de Minas y Energía y la Secretaría de Infraestructura de la Gobernación del Vaupés rindieron los informes solicitados mediante el Auto I-2021-001628 respectivamente.

En ese sentido, se corre traslado a las partes de los informes presentados por el término de 3 días hábiles contados a partir del día siguiente de la celebración de esta audiencia para que se pronuncien sobre su contenido.

Así mismo, se corre traslado a las partes de la información recibida en respuesta al auto de pruebas por parte de GENSA S.A. E.S.P. y DUE CAPITAL AND SERVICES S.A.S. mediante radicados CREG E-2021-007731, E-2021-006899 y E-2021-007742 respectivamente, por el término de 3 días hábiles contados a partir del día siguiente de la celebración de esta audiencia, para que se pronuncien sobre su contenido.

Se informa a las partes que de los documentos de los cuales se corren traslado en esta audiencia se dio acceso por parte de esta Comisión a través de vínculo compartido por correo electrónico a las direcciones de correo de los representantes legales e intervinientes.

Igualmente, se informa que las pruebas aquí practicadas serán incorporadas al expediente administrativo una vez culminada esta audiencia con el acta que sea aprobada.

En relación con la solicitud de GENSA S.A E.S.P. de que se otorgue un plazo de 90 días, contados a partir del día siguiente a la celebración de esta audiencia, para dar un concepto de viabilidad técnica de la conexión se informa que dicha solicitud será resuelta mediante auto.

Con base en lo que consta en la grabación, se le recuerda a los representantes de la empresa GENSA S.A E.S.P. remitir la información solicitada dentro del término de los tres (3) días hábiles otorgados siguientes a la realización de la audiencia.

Así mismo, se le solicita al Ministerio de Minas y Energía remitir los contratos relacionados en su intervención en el mismo término otorgado. (…)”

Mediante Auto I-2021-002009 del 29 de julio, esta Comisión consideró y resolvió:

“(…) en el marco de la audiencia adelantada se les informó a los intervinientes que la solicitud presentada por GENSA S.A. E.S.P en la comunicación con radicado CREG E-2021-007731se resolvería mediante auto. (…)

Con la comunicación de radicado CREG E-2021-007731 se evidencia que GENSA S.A E.S.P. recibió desde el 25 de junio del año en curso de parte de DUE CAPITAL AND SERVICES S.A.S. el estudio de conexión con los complementos recomendados como versión final.

Frente a la solicitud realizada, se reitera que mediante Auto I-2020-005282 se había otorgado un plazo de treinta (30) días hábiles siguientes al recibo de la información enviada por Due Capital & Services S.A.S. para realizar el análisis de los estudios y emitir concepto sobre la factibilidad técnica de la conexión, en virtud de lo previsto en el parágrafo 1 del artículo 5 de la Resolución CREG 038 de 2018. Así mismo, dentro del trámite de la actuación administrativa se evidencia que GENSA S.A. E.S.P., mediante Contrato Especial No. GGC 209-2013, se obligó a administrar, operar y mantener, entre otros, la 'Línea de Transmisión de la MCH Mitú a la Subestación Eléctrica de Mitú' y la 'Subestación Eléctrica de Mitú' y, aunque no se encuentre registrado ante el RUPS como distribuidor de ZNI, atiende infraestructura para el transporte de energía eléctrica. En ese sentido, se entiende que cuenta con el personal idóneo para emitir concepto de viabilidad técnica de la conexión y, por tanto, no es procedente la solicitud presentada por la empresa de que se otorgue un plazo de noventa (90) días. (…)

Con respecto al literal c), GENSA en su comunicación de radicado CREG E-2021- 007731 responde:

'Se solicita a la CREG precisar la información puntual que requiere para el análisis de variaciones de tensión en la subestación y líneas de la zona de influencia del proyecto, a efectos de verificar si GENSA cuenta o no con ella.

En cuanto al cumplimiento de los criterios establecidos en la Regulación, debemos indicar que GENSA presta la actividad de generación en el Municipio de Mitú conforme lo establecido en la Resolución CREG 091 de 2007, por ser este Municipio una Zona No Interconectada. En materia de Calidad del Servicio, GENSA se ajusta en particular a lo dispuesto en el artículo 33 de dicha Resolución.

Tanto la Resolución CREG 070 de 1998 'Por la cual se establece el Reglamento de Distribución de Energía Eléctrica, como parte del Reglamento de Operación del Sistema Interconectado Nacional', como la Resolución CREG 025 de 1995 'Por la cual se establece el Código de Redes, como parte del Reglamento de Operación del Sistema Interconectado Nacional.', hacen parte del Reglamento de Operación del Sistema Interconectado Nacional. Comoquiera que el Municipio de Mitú se encuentra en una Zona No Interconectada no resultan aplicables como aplican dichas resoluciones a la actividad resoluciones a la actividad de generación que realiza GENSA en dicho Municipio.

En ese orden de ideas, se hace necesario que la CREG precise cual es el alcance del cumplimiento respecto a las Resoluciones CREG 025 de 1995 y 070 de 1998, al que refiere el citado Auto. (…)'

Al respecto, debe resaltarse que en el Auto I-2021-001628, pie de página 1, esta Comisión indicó lo contenido en el parágrafo del artículo 5 de la Resolución CREG 038 de 2018 de la siguiente manera:

'(…) Artículo 5. Contrato de conexión. El contrato de conexión entre el distribuidor y un autogenerador o generador distribuido contendrá las siguientes condiciones mínimas: (…)

PARÁGRAFO 1. Las condiciones técnicas de la conexión deberán sujetarse a los Códigos y Reglamentos vigentes, en particular a lo previsto en:

- Código Eléctrico Colombiano, NTC 2050.

- Reglamento Técnico de Instalaciones Eléctricas, RETIE, expedido por el Ministerio de Minas y Energía.

 Resoluciones CREG 025 de 1995, 070 de 1998 y 038 de 2014 o aquellas que las modifiquen o sustituyan, en cuanto sea aplicable. (…)' (Subrayado fuera de texto)

Esta disposición de la Resolución CREG 038 de 2018, extendió a las Zonas No interconectadas la aplicación de lo previsto en los Códigos y Reglamentos vigentes, en lo relativo a las condiciones técnicas de las conexiones. (…)

Con respecto al literal e), GENSA en su comunicación de radicado CREG E-2021-007731 responde:

'(…) Por solicitud de DUE CAPITAL se permitió la realización de visita técnica al sistema de generación de Mitú, para la recopilación de información requerida en este estudio. Con relación a los criterios que se puedan emplear para evaluar la estabilidad se recomienda seguir los criterios y límites de los parámetros establecidos por la regulación colombiana.

Conforme se indicó en el oficio con número consecutivo 107 de 2021 radicado el 25 de enero de 2021, GENSA no cuenta con la información específica de los controladores, ya que es información confidencial de los fabricantes y no está disponible. Como respuesta a esto, DUE CAPITAL solicitó una alternativa de información, que fue atendida oportunamente por GENSA mediante el mismo oficio y el comunicado con radicado GENSA PRE-756 de 2021 del 26 de abril de 2021.

De igual manera, es importante aclarar que con posterior a la comunicación CREG E-2021-000083 de 02 de septiembre de 2020 y a la respuesta entregada por GENSA con radicado CREG E-2021-001266 el 25 de enero de 2021, se realizó una reunión técnica con el equipo de DUE CAPITAL y su consultor GERS, con el fin de revisar la información requerida para la realización de los estudios complementarios y la información técnica disponible por GENSA, la cual fue enviada a DUE CAPITAL electrónicamente los días 20 y 21 de enero y 3 de febrero de 2021. (…)'

Sobre lo manifestado por GENSA S.A. E.S.P, en el desarrollo de la actuación la Comisión conoce que esta empresa no cuenta con la información específica de los controladores, razón por la cual se le solicita que indique 'las referencias de controladores genéricos' (resaltado y subrayado fuera de texto) y, de manera general, con relación a la utilización de modelos estándar para evaluar la estabilidad que indique: 'los valores de entrada del modelo, las referencias de controladores genéricos y, en general, los criterios que se pueden emplear para evaluar la estabilidad'. (…)

Con respecto al literal f) GENSA S.A. E.S.P, en su comunicación de radicado CREG E-2021-007731, responde:

'(…) El artículo 5 de la Resolución CREG 038 de 2018 establece las condiciones mínimas que debe contener el contrato de conexión entre el distribuidor y un autogenerador o generador distribuido. El artículo 4 de la misma resolución establece que un Generador distribuido en ZNI es la 'Persona jurídica constituida como empresa de servicios públicos, en los términos de la Ley 142 de 1994, que genera energía eléctrica cerca de los centros de consumo, u está conectado al Sistema de Distribución en las zonas no interconectadas.' (Subrayado fuera del texto original).

La Generación de energía eléctrica que realiza GENSA en el Municipio de Mitú no se encuentra cerca de los centros de consumo, GENSA tampoco realiza actividades de autogeneración. Por lo anterior, no se estima aplicable el mencionado artículo 5 de la Resolución CREG 038 de 2018, incluyendo su parágrafo 2º a GENSA.

Sin perjuicio de lo anterior, nos permitimos adjuntar copia del contrato de venta de energía suscrito entre GENSA y el comercializador de Mitú, en el cual se especifica el punto de conexión y medición entre el generador y el distribuidor. (…)'

Sobre lo mencionado por GENSA S.A. E.S.P. en su respuesta, en el caso particular de la generación de energía eléctrica con la que se atiende el mercado relevante de Mitú, y tal como se encuentra documentado en el expediente de esta actuación administrativa, además de encontrarse conectada al respectivo sistema de distribución, se cuenta con generación diésel y generación de MCH, la primera ubicada dentro del perímetro urbano de la cabecera municipal de Mitú y la segunda en la rivera contraria del río Vaupés, a la rivera en donde se encuentra ubicada la comunidad de Santa Cruz.

En ese sentido, la generación de energía eléctrica con la que se atiende el mercado relevante de Mitú se encuentra ubicada cerca de los centros de consumo. En contraposición a lo que sucede en el Sistema Interconectado Nacional, SIN, en donde la energía generada debe ser transportada hasta los centros de consumo mediante el Sistema de Transmisión Nacional, STN, los Sistemas de Transmisión Regional, STR, y, posteriormente, los Sistemas de Distribución Local, SDL.

No obstante, debe tenerse en cuenta que la CREG se pronunció respecto de la generación de energía eléctrica en las ZNI, indicando que toda la generación en ZNI se entiendo como generación distribuida. En la parte considerativa de la Resolución CREG 038 de 2018, se señaló:

'(…) Teniendo en cuenta que la generación es una actividad complementaria del servicio público domiciliario de energía eléctrica y que en las zonas no interconectadas, ZNI, la producción de energía eléctrica se realiza cerca de los centros de consumo, encuentra esta Comisión que la regulación vigente, establecida en la Resolución CREG 091 de 2007 o aquella que la modifique o sustituya, contempla el mecanismo de remuneración para la actividad de generación distribuida mediante la definición de un cargo máximo que resulta aplicable a los generadores distribuidos, nuevos o existentes, que se conecten a dichos sistemas de distribución.

Así mismo, respecto a la venta de energía por parte de generadores distribuidos, la precitada Ley establece que 'la energía generada por generadores distribuidos se remunerará teniendo en cuenta los beneficios que esta trae al sistema de distribución donde se conecta, entre los que se pueden mencionar las pérdidas evitadas, la vida útil de los activos de distribución, el soporte de energía reactiva, etc., según la regulación que expida la CREG para tal fin, conforme a los principios establecidos en las leyes 142 y 143 de 1994 y los lineamientos de política energética expedidos por el Ministerio de Minas y Energía para el mismo'.

Toda vez que en las ZNI la actividad de generación se lleva a cabo en los mismos términos descritos en la definición de generación distribuida contenida en la Ley 1715 de 2014, no se evidencia que la conexión de nuevos generadores a los sistemas de distribución tenga como consecuencia los beneficios a los que se hace referencia en el literal c) del artículo 8 de la precitada ley. Por consiguiente, no se hace necesario modificar la metodología vigente para remunerar la actividad de generación en las ZNI. (…)' Resaltado y subrayado fuera de texto

Y en el artículo 19 de la precitada resolución, la Comisión señaló:

'(…) Artículo 19. Generación distribuida en ZNI. La regulación de la actividad de generación distribuida en las zonas no interconectadas se encuentra contenida en la Resolución CREG 091 de 2007 o aquellas que la modifiquen, adicionen o sustituyan. (…)'

Adicionalmente, en el Documento CREG 034 de 2018, que acompaña la Resolución CREG 038 de 2018, en el numeral 4, y en respuesta a comentario presentado por ASOCODIS, se señaló:

'(…) A continuación, se presentan los aspectos principales contenidos en la resolución, una vez surtido el trámite de consulta pública: (…)

 La regulación de la actividad de generación distribuida se encuentra contenida en la Resolución CREG 091 de 2007 o aquellas que la modifiquen, adicionen o sustituyan. (…)'

1.1 ASOCODIS

Comentario 1.

'(…) Sugerimos aclarar cómo se relaciona lo propuesto en la Resolución CREG 01/18 sobre Generador Distribuido y Autogenerador a Pequeña y Gran Escala, respecto al mecanismo vigente de remuneración de la actividad de generación en ZNI (Resolución GREG 091/07), teniendo en cuenta que la regulación aplicable en ZNI prevé la conexión de '..un generador, o un usuario, a un Sistema de Distribución'. Sugerimos aclarar si no se considera este mecanismo previsto en la Resolución CREG 091/07, aplicable en las ZNI, un esquema de generación distribuida. En este sentido, es apropiado que se precise cuál es el objetivo que se persigue con la propuesta regulatoria planteada para comentarios. (…)'

Respuesta 1.

El objetivo de la propuesta presentada, tal y como se menciona en el numeral 3 del documento soporte CREG D-001-2018, es 'incrementar la oferta energética en las zonas no interconectadas del país a partir de la integración a las redes de distribución de generadores distribuidos y autogeneradores', en este sentido, para el cumplimiento de este objetivo y los objetivos específicos planteados, esta Comisión presentó el análisis de las alternativas planteadas junto con los impactos de la propuesta.

En la Resolución CREG 091 de 2007 no se prevé ningún mecanismo para la remuneración de los excedentes entregados por un autogenerador en ZNI a un sistema de distribución. No obstante lo anterior, de acuerdo con los lineamientos dados en el Decreto 348 de 2017 se hace necesario establecer un trámite simplificado para la conexión y entrega de excedentes de los autogeneradores a pequeña escala al sistema de distribución, y definir el mecanismo de remuneración de los excedentes de autogeneración a pequeña escala y el responsable de su liquidación y medición.

Por su parte, la Resolución CREG 091 de 2007 contempla el mecanismo de remuneración para la actividad de generación en ZNI mediante la definición de un cargo máximo que resulta aplicable a los generadores distribuidos, sin establecer condiciones y procedimientos para la conexión de dichos generadores al sistema de distribución.

Por lo anterior, en aras de garantizar la calidad y continuidad de la prestación del servicio de generación en las ZNI, se requiere definir las condiciones y procedimientos para la conexión. (…)'

Adicionalmente, se identifica que sobre la propuesta regulatoria que precedió la Resolución CREG 038 de 2018, GENSA S.A. E.S.P. no remitió comentarios. Así mismo, en el parágrafo 2 del artículo 5 de la Resolución CREG 038 de 2018, se fijó el plazo para que generadores distribuidos y distribuidores celebraran los respectivos contratos de conexión según los lineamientos previstos en ese mismo artículo:

'(…) Parágrafo 2: Para el caso de las conexiones existentes en las que no se haya suscrito previamente un contrato de conexión con el distribuidor, se deberá aplicar lo previsto en el presente artículo en un plazo no mayor a seis (6) meses después de la entrada en vigencia de la presente resolución. (…)'

Considerando lo anteriormente expuesto, que GENSA S.A. E.S.P. en su calidad de generador de energía eléctrica en las ZNI debía dar cumplimiento a lo previsto en el parágrafo 2 del artículo 5 de la Resolución CREG 038 de 2018, y que la información que relaciona en su respuesta de radicado CREG E-2021-007731 corresponde a contrato con el comercializador de la zona y no a los contratos de conexión solicitados en el Auto I-2021-001628, se evidencia que no se ha atendido el respectivo requerimiento. (…)

Mediante Auto I-2021-001628 la Comisión resolvió oficiar a la Gobernación del Vaupés para que rindiera un informe en el que se le pedía que respondiera, entre otras, las siguientes inquietudes:

'(…) f) ¿Cómo se atiende a las poblaciones o comunidades de: Santa cruz, puente lata, finca bambague, comunidad yararaka, comunidad de timbo, comunidad de pueblo nuevo, finca caqueteña, comunidad cucura, finca yeny quiñones, finca la esperanza, comunidad de macayuca, comunidad de ceima san pablo, granja departamental, finca Gaudencio braga, finca Aníbal, finca Jesús Hica, finc a del mono nieto, finca de Jesús chica, comunidad de villa pinzón, finca de los curas, finca de don Luis, comunidad yararaka? (…)'

Con respecto al literal f) anteriormente citado, La Gobernación del Vaupés, por intermedio de la Secretaría de Infraestructura Departamental, en comunicación de radicado CREG E-2021-007957, informó:

'(…) La administración departamental de Vaupés atiende todos los daños que se presenten sobre la red de 13.200 v sobre el circuito yararaka incluyendo comunidades y daños sobre la red donde se encuentren conectadas las fincas del circuito yararaka, también se hacen remplazos de equipos en las comunidades cuando sea necesario. (…)'

La Comisión en este literal no indagaba sobre el responsable de atender los daños que se presentaran sobre la red de 13.200v. Se indagó sobre la forma en la que se le llevaba el servicio de energía eléctrica a una serie de poblaciones o comunidades allí listadas. En ese sentido, se hace necesario solicitar nuevamente la información requerida. (…)

En mérito de lo expuesto, y de conformidad con lo previsto en el artículo 40 del Código de Procedimiento Administrativo y de lo Contencioso Administrativo,

RESUELVE:

PRIMERO. Rechazar la solicitud presentada por la empresa GENSA S.A E.S.P. mediante radicado CREG E-2021-007731.

SEGUNDO. Requerir a la empresa GENSA S.A. E.S.P. para que, dentro del término de tres (3) días hábiles siguientes al recibo de la comunicación de este auto, remita a esta Comisión, con copia a DUE CAPITAL AND SERVICES S.A.S., la siguiente información:

a) En relación con las condiciones técnicas de las conexiones, según lo previsto en parágrafo 1 del artículo 5 de la Resolución CREG 038 de 2018, el caso particular del mercado relevante de comercialización de Mitú y el parque de generación conectado a su respectivo sistema de distribución y tomando como referencia lo publicado por el Consejo Nacional de Operación, CNO, en el documento 'LINEAMIENTOS Y CONTENIDO ESTUDIO DE CONEXIÓN SIMPLIFICADO PARA AGPE EN EL RANGO DE CAPACIDAD ENTRE 0.1 y 1, y AGGE MENOR A 5 MW':

i) Para conexiones al nivel de tensión N3 en sistema enmallado:

- Equivalentes de todas las subestaciones aledañas del punto de conexión (sin incluir conexiones en T) del proyecto del interesado, para todos los posibles caminos hasta configurarse el 'enmallamiento' (ver figura).

- Conexiones en T que impacten la zona de influencia del proyecto del interesado en conectarse.

- Demanda equivalente de las subestaciones aledañas y parámetros de las redes asociadas.

- Características de los generadores conectados en las subestaciones aledañas y/o que impacten a la zona de influencia de la conexión del interesado.

- Principales condiciones operativas y despachos típicos.

ii) Para conexión al nivel de tensión N3 en sistemas radiales:

- Equivalente de la subestación.

- Demanda equivalente de la subestación y del circuito a modelar.

- Parámetros de la red troncal principal.

- Demandas agregadas que se conectan a la red troncal principal.

- Características de los generadores conectados en el mismo circuito y/o que impacten a la subestación.

- Principales condiciones operativas

- Equivalente de la subestación de respaldo, cuando aplique.

b) La información requerida para la realización del Estudio de Coordinación de Protecciones (corrientes máximas que circulan en caso de falla en cada elemento del sistema).

c) En relación con la utilización de modelos estándar para evaluar la estabilidad, indíquele a esta Comisión ¿cuáles son los valores de entrada del modelo? ¿cuáles son las referencias de controladores genéricos que deben usarse? y, en general, ¿cuáles son los criterios que se pueden emplear para evaluar la estabilidad?

d) En relación con los puntos de conexión y de medición entre generador y distribuidor para el mercado relevante de comercialización de Mitú, allegue a esta Comisión el o los contratos de conexión suscritos con el distribuidor de la zona, según lo previsto en el parágrafo 2 del artículo 5, de la Resolución CREG 038 de 2018, y en caso de no tenerlos manifestar por escrito dicha situación.

e) Copia del comunicado GENSA-PRE12712021.

TERCERO. Dar a Due Capital & Services S.A.S. un término de cinco (5) días hábiles siguientes al recibo de la información de que trata el artículo segundo de este auto para que se pronuncie sobre su contenido y si a bien tiene, complemente o ajuste el estudio de conexión remitido a GENSA S.A. E.S.P. el 25 de junio del año en curso referenciado en la comunicación de radicado CREG E-2021-007731. Se solicita que la respuesta sea remitida a esta Comisión y a GENSA S.A. E.S.P.

CUARTO. Teniendo en cuenta que GENSA S.A. E.S.P. tiene conocimiento del estudio de conexión 'versión final', remitido mediante correo electrónico por Due Capital & Services S.A.S., desde el 25 de junio del año en curso, dar a GENSA S.A E.S.P un plazo de diez (10) días hábiles siguientes a la respuesta de la que trata el artículo tercero del presente auto para que realice el análisis de los estudios y emita concepto sobre la factibilidad técnica de la conexión, informándolo a esta Comisión y a Due Capital & Services S.A.S.

En caso de que la conexión no fuera factible, GENSA S.A. E.S.P., en su comunicación, deberá justificar técnicamente las causas, especificando el fundamento normativo o técnico que lo soporte, indicando con precisión los requisitos que deben ser cumplidos para que la conexión sea factible, o detallar las obras requeridas para hacerla posible.

QUINTO. Solicitar a la Gobernación del Vaupés, Secretaría de Infraestructura Departamental, para que dentro del término de cinco (5) días hábiles siguientes al recibo de la comunicación de este auto, le informe a esta Comisión:

a) ¿Cómo se atiende a las poblaciones o comunidades de: Santa cruz, puente lata, finca bambague, comunidad yararaka, comunidad de timbo, comunidad de pueblo nuevo, finca caqueteña, comunidad cucura, finca yeny quiñones, finca la esperanza, comunidad de macayuca, comunidad de ceima san pablo, granja departamental, finca Gaudencio braga, finca Aníbal, finca Jesús Hica, finc a del mono nieto, finca de Jesús chica, comunidad de villa pinzón, finca de los curas, finca de don Luis, comunidad yararaka?.

En el informe requerido se debe indicar para cada población: i. ¿Cuáles son los activos de distribución, incluyendo su nivel de tensión, con los que se atiende dicha población o comunidad y son administrados, operados y mantenidos por la Gobernación del Vaupés? ii. ¿Cuál es el nivel de tensión de la infraestructura a la que se conectan y de donde toman la energía los activos de distribución que administra, opera y mantiene la Gobernación del Vaupés para atender dicha población o comunidad?; iii. ¿Cuál es el punto de conexión entre los activos de distribución que administra, opera y mantiene la Gobernación del Vaupés para atender dicha población o comunidad y la infraestructura a la que se conectan para tomar la energía? (…)”

Mediante comunicaciones con radicados S-2021-003293, S-2021-003294, S-2021-003295 y S-2021-003296 se informó a DUE, GENSA, la Gobernación y MME, del contenido del Auto I-2021-002009.

Mediante comunicación con radicado CREG E-2021-008120 DUE se pronunció sobre el contenido de los documentos con radicado CREG E-2021-007083 y E-2021-007731 presentados por MME y GENSA respectivamente, resaltando algunos aspectos de dichas comunicaciones y concluyendo:

“(…) 1. Está probado que la línea de transmisión de 34.5 kV de la MCH de Mitú es una línea de uso que hace parte del Sistema que atiende a usuarios finales.

2. Está probado que la conexión es técnicamente viable y que los estudios de conexión presentados demuestran que en las condiciones más críticas la planta Matakavi genera confiabilidad, operatividad, calidad de servicio y estabilidad a la red eléctrica de la cabecera municipal de Mitú.

3. Los certificados RETIE sólo se deben obtener una vez la planta se haya construido y con antelación a la energización de la misma.

4. DUE como promotor del Proyecto Matakavi hará todas las inversiones en activos de conexión y se encargará de su administración, operación y mantenimiento por lo cual no hay lugar a reconocer cargos de conexión a GENSA. De todas formas, respecto de las conexiones existentes, GENSA no recibe remuneración ni por la inversión, ni por el AOM de los activos de conexión utilizados. (…)”

Mediante comunicación de radicado CREG E-2021-008133, GENSA presentó aclaraciones sobre las declaraciones efectuadas en el marco de la audiencia del 13 de julio de 2021 e información solicitada dentro de la diligencia. Al respecto, entre otras cosas, informó:

“(…) una vez realizada revisión documental al interior de la compañía, se ha podido determinar que existe un Contrato lnteradministrativo denominado GSA-090-2007, suscrito entre MINISTERIO DE MINAS Y ENERGÍA y GESTIÓN ENERGETICA S.A. E.S.P., para la administración general y asistencia técnica de la ejecución de los recursos FAZNI asignados a un proyecto denominado BFAZN-11 8A, cuyo objeto es 'AMPLIACIÓN DE REDES RURALES DE MEDIA Y BAJA TENSIÓN EN EL MUNICIPIO DE MITÚ DEPARTAMENTO DE VAUPES', y en el cual se contempla la comunidad de Santa Cruz bajo la denominación de 'Sector 6'. (…)

ratifico lo manifestado de mi parte en la audiencia, en el sentido que por haber sido construido, con recursos públicos del fondo FAZNI, infiero que la propiedad estos activos de energización de la comunidad de Santa Cruz es del Ministerio de Minas y Energía, dado que el ARTICULO 2.2.3.3.2.2.2.6 del Decreto 1073 de 2015 indica que '... Ejecución de los recursos y propiedad de los activos. Los recursos del Fondo de Apoyo Financiero para la energización de las Zonas No Interconectadas -FAZNI-, se ejecutarán por parte del Ministerio de Minas y Energía, conforme a la política de energización a que se refiere el artículo 4 del presente decreto. En todo caso, las inversiones con recursos del Fondo de Apoyo Financiero para la energización de las Zonas No Interconectadas -FAZNI- en los planes, programas y proyectos tendrán como titular a la Nación - Ministerio de Minas y Energía en proporción a su aporte...' (negrilla y subraya fuera de texto original) (…)”

Mediante comunicación de radicado CREG E-2021-008888, GENSA remite respuesta al Auto I-2021-002009 en el siguiente sentido:

“Con relación al Artículo Segundo Literal a):

Lo primero es indicar que el parágrafo indicado por la CREG en su solicitud aplica para la formalización de un contrato de conexión '... entre el distribuidor y un autogenerador o generador distribuido...' (cursiva propia) y para el caso que ocupa a GENSA, como ya se ha indicado en repetidas oportunidades, se entiende que la empresa no posee la calidad de ninguno de estos tres agentes en lo que respecta a la ejecución del Contrato Especial GGC-209-2013 el cual regula, desde lo contractual, la activad que GENSA S.A. ESP desempeña en lo relacionado al sistema de generación de energía de Mitú Vaupés. (…)

Con base lo descrito, la empresa no posee la información solicitada por la CREG (…)

Con relación al Artículo Segundo Literal b):

Se entrega en Anexo 1 el estudio de coordinación de protecciones completo elaborado en el año 2018. El estudio de protecciones fue remitido a DUE CAPITAL el 25 de junio de 2021, de acuerdo a conclusiones de mesas de trabajo conjuntas realizadas en este mes. Se aclara que esta información ya fue entregada a CREG mediante documento PRE12712021.

Con relación al Artículo Segundo Literal c): (…)

es importante aclarar que con posterioridad a la comunicación CREG E-2021-000083 del 02 de septiembre de 2020 y a la respuesta entregada por GENSA con radicado CREG E-2021-001266 el 25 de enero de 2021, se realizó una reunión técnica con el equipo de DUE CAPITAL y su consultor GERS, con el fin de revisar la información requerida para la realización de los estudios complementarios y la información técnica disponible por GENSA, la cual fue enviada a DUE CAPITAL electrónicamente los días 20 y 21 de enero y 3 de febrero de 2021.

Con relación al Artículo Segundo Literal d):

GENSA S.A. ESP informa que no tiene firmado ningún contrato de conexión con el Distribuidor, en los términos de lo indicado en el parágrafo 2 del Artículo 5 de la Resolución CREG 038-2018. Valga indicar que los activos que la empresa opera corresponden a un sistema de generación de energía que no se encuentra cerca a los centros de consumo como podría pasar con paneles solar, u otros elementos de generación de energía eléctrica que, por su capacidad y tecnología, pueden instalarse directamente en las viviendas de los consumidores. Desde este punto de vista, GENSA considera que no le resultan aplicables las normas de generación distribuida previstas en la Resolución CREG 038 de 2018.

Con relación al Artículo Segundo Literal e):

Se adjunta copia de comunicado PRE-12712021.

(…)”

Mediante comunicación con radicado CREG E-2021-009084 del 9 de agosto de 2021, en relación con el Auto de pruebas I-2021-002009, DUE informa que “(…) De acuerdo con lo dispuesto en el Auto de la referencia por medio de la presente informar a la Comisión qué a la fecha, seis (6) días hábiles posteriores al Auto, DUE Capital and Services no ha recibido la información relacionada en el artículo segundo los literales a) al e) (…)”.

Mediante Auto I-2021-0022233, en atención a la solicitud presentada por GENSA sobre el término para entregar concepto de viabilidad técnica de la conexión, esta Comisión consideró y resolvió:

“(…) Mediante comunicación con radicado CREG E-2021-008888 la empresa GENSA S.A E.S.P. presentó la siguiente solicitud:

'nótese, que el Ministerio de Minas y Energía consideró tres (3) meses como un plazo prudencial para la realización del concepto solicitado a GENSA, a partir de la entrega del

estudio de conexión. (…)

Dado lo anterior, GENSA insiste en solicitar cordialmente a la CREG que le otorgue un termino de noventa (90) días para realizar el estudio de validación de la conexión, término que, adicionalmente, se solicita que se empiece a contar desde que se acepte la solicitud por parte de la CREG.'

A continuación, se transcribe el aparte de la comunicación con radicado del MME 2019091375 del 26 de diciembre de 2019, radicado CREG E-2020-001301, mencionado por la empresa:

'Este Ministerio como propietario no tendrá oposición para la conexión del proyecto, sin embargo, siendo GENSA quien dispone del uso y goce de la infraestructura, asumiendo obligaciones en materia de administración, operación y mantenimiento y además quien conoce plenamente el sistema, deberá analizar el Estudio de Conexión presentado por DUE CAPITAL y emitir concepto técnico de conexión bajo criterios de calidad, confiabilidad, seguridad, estabilidad y eficiencia. (…)

Por todo lo anterior, recomendamos, procedan a presentar a GENSA el estudio de conexión, para lo cual solicitamos a la empresa que en un término máximo de tres meses, a partir del recibo del estudio de conexión, presente un concepto sobre la viabilidad técnica de conectar el proyecto al punto de conexión solicitado y paralelamente esta Dirección, evaluará junto al Grupo de Gestión Contractual, si de ser técnicamente viable, con quien se suscribiría el contrato de conexión'. (Subrayado fuera de texto)

Revisado el contenido de la precitada comunicación, se observa que el Ministerio de Minas y Energía le otorgó a GENSA S.A E.S.P. un término máximo de tres meses contados a partir del recibo del estudio de conexión, los cuales, de acuerdo con la información que reposa en el expediente administrativo, se cuentan a partir del 25 de junio del año en curso, fecha en la que GENSA S.A E.S.P. manifiesta el recibo del estudio de conexión.

Así las cosas, se considera que el término inicial otorgado por el Ministerio de Minas y Energía resulta adecuado, pero, dadas las circunstancias expuestas, se fijará una fecha definitiva para que lo allegue a la presente actuación.

En mérito de lo expuesto, y de conformidad con lo previsto en el artículo 40 del Código de Procedimiento Administrativo y de lo Contencioso Administrativo,

RESUELVE:

PRIMERO. Otorgarle a la empresa GENSA S.A. E.S.P. un nuevo plazo, hasta el 15 de octubre de 2021, para que realice el análisis de los estudios y emita concepto sobre la factibilidad técnica de la conexión del estudio de conexión 'versión final' remitido mediante correo electrónico el 25 de junio del año en curso por Due Capital & Services S.A.S.

El precitado concepto deberá ser remitido a esta Comisión dentro del menor tiempo posible y adelantarse con la mayor diligencia. En caso de que la conexión no fuera factible, GENSA S.A. E.S.P., en su comunicación, además, deberá justificar técnicamente las causas, especificando el fundamento normativo o técnico que lo soporte, indicando con precisión los requisitos que deben ser cumplidos para que la conexión sea factible, o detallar las obras requeridas para hacerla posible.

Así mismo, se informa que el plazo otorgado para la remisión del concepto es improrrogable.

SEGUNDO. Informarle a GENSA S.A. E.S.P. que la Dirección Ejecutiva programará a través de la plataforma Microsoft Teams semanalmente una reunión, de asistencia obligatoria, con el fin de hacer seguimiento a los avances en la elaboración del concepto sobre la factibilidad técnica de la conexión del estudio presentado por DUE CAPITAL& Services S.A.S. (…)”

Mediante comunicación con radicado CREG E-2021-009812, DUE solicitó que “(…) una vez se cumpla el plazo para que GENSA realice el análisis de los estudios y GENSA emita el concepto de factibilidad de la conexión, o no haga pronunciamiento alguno, solicitamos que se cierre el periodo probatorio y la Comisión imponga la servidumbre para la conexión del proyecto Matakavi (…)”.

Atendiendo lo resuelto mediante Auto I-2021-0022233, en su artículo segundo, se efectuaron diversas reuniones de seguimiento los días 03, 10, 17 y 24 de septiembre, y los días 01, 08 y 15 de octubre del 2021, entre DUE, GENSA e Ingeniería y Diseño de Occidente, las cuales fueron acompañadas por la CREG.

Mediante comunicación con radicado CREG E-2021-012146, GENSA presentó concepto técnico del estudio de conexión indicando:

“(…) 4. CONCEPTO TECNICO DE GENSA SA ESP.

SOBRE LA VIABILIDAD DE LA CONEXIÓN A LA TORRE 117 DE LA LÍNEA A 34.5 kV.

Con base en el estudio de GERS presentado por DUE CAPITAL AND SERVICES el 25 de Junio de 2021 y el informe elaborado por INGENIERIA Y DISEÑO DE OCCIDENTE, GENSA S.A. E.S.P. se permite pronunciarse acerca de la viabilidad de la conexión solicitada por DUE CAPITAL AND SERVICES respecto de la línea a 34.5 kV en la torre 117, en los siguientes términos: (…)

De acuerdo con lo anterior, con base en i) el concepto técnico inicial de GENSA emitido el 26 de marzo de 2020 mediante comunicado PRE 0007652020, ii) el estudio de conexión elaborado por GERS para la alternativa de conexión a la torre 117 de la línea a 34.5 kV de la PCH Mitú, iii) el informe del Consultor INGENIERIA Y DISEÑO DE OCCIDENTE donde se revisa el estudio de conexión mencionado y las mesas técnicas internas celebradas en GENSA S.A. ESP se encuentra viable técnicamente la conexión del proyecto solar Matakavi a la torre 117. (…)”

Mediante radicado CREG E-2021-012247, DUE solicitó:

“(…) en atención (i) al estado de la etapa probatoria de la presente actuación administrativa; (ii) en especial, a la respuesta brindada por Gestión Energética S.A. E.S.P. (en adelante 'GENSA') al auto de pruebas Auto I-2021-002233 con radicado E-2021-012046 del 12 de octubre de 2021, respetuosamente solicitamos a la CREG cerrar la etapa probatoria y proceder con la imposición de la servidumbre solicitada (…)”

Mediante comunicaciones de radicado CREG E-2022-000807, E-2022-002152, E-2022-002786, E-2022-002787, E-2022-002829, E-2022-002830, E-2022-002832 y E-2022-002833, DUE reiteró la solicitud de resolver la imposición de servidumbre.

7. ANÁLISIS DE LA SOLICITUD

7.1. ANÁLISIS JURÍDICO

De conformidad con lo dispuesto en el artículo 117 de la ley 142 de 1994, la empresa que tenga interés en beneficiarse de una servidumbre podrá solicitar su imposición mediante acto administrativo, o promover el proceso de imposición de servidumbres contemplado en la ley 56 de 1981.

El concepto de servidumbre se encuentra plasmado en el derecho civil en el artículo 879 del Código Civil, el cual señala:

“(…) Servidumbre predial o simple servidumbre, es un gravamen impuesto sobre un predio, en utilidad de otro predio de distinto dueño (…)”

Respecto de la Servidumbre de conexión, la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, SSPD, mediante Concepto Unificado 19 de la Oficina Asesora Jurídica señaló:

“(…) Ahora bien, aunque la regulación del Código Civil sobre servidumbres está asociada en su totalidad a predios, dentro del concepto de bienes raíces o inmuebles, en materia de servicios públicos la Ley 142 de 1994, estableció unas servidumbres especiales que afectan otro tipo de bienes esenciales para la prestación de los servicios públicos. Así, por ejemplo, el artículo 28 de la ley 142 de 1994, señala que las comisiones de regulación pueden exigir que haya posibilidad de interconectar redes cuando sea necesario para proteger a los usuarios, para garantizar la calidad del servicio o para promover la competencia.

Así las cosas, en materia de servicios públicos existe la posibilidad de afectar el ejercicio del derecho de propiedad mediante la imposición de servidumbres, no solo sobre predios o bienes raíces, sino sobre la infraestructura esencial de los operadores de servicios públicos, tales como redes, ductos, etc., de conformidad con los artículos 28 y 57 de la ley 142 de 1994.

Para la Corte Constitucional, estos gravámenes que se imponen mediante la institución de la servidumbre no son un recorte a la garantía reconocida en la Constitución al derecho de dominio, sino que constituyen restricciones al derecho de la propiedad que se ajustan a la Constitución en el Estado de Derecho. Así lo manifestó ese Alto Tribunal al referirse a un asunto sobre el servicio de alcantarillado, de la siguiente manera:

(...) Está probado que, en el caso sometido a revisión, la existencia de un predio de propiedad particular y la oposición de sus dueños a la ejecución de las obras necesarias para extender el servicio de alcantarillado, en los términos que lo requiere la eficaz protección de los derechos fundamentales afectados, se constituyen en el principal obstáculo para que la administración cumpla los cometidos de interés social que le corresponde. (...)

La misma providencia destacó que la función social inherente a la propiedad, se orienta a realizar el interés de la comunidad y por ello busca atraer al sujeto, de manera que, sin dejar de perseguir la satisfacción de sus propios móviles, realice intereses que trascienden la esfera meramente individual, bajo la amenaza en caso de carencia de cooperación del titular de dar por extinguido el derecho, al decaer el presupuesto social de la atribución.

La función social -ha sostenido la Corte no es un dato externo a la propiedad. Se integra, por el contrario, a su estructura. 'Las obligaciones, deberes y limitaciones de todo orden, derivados de la función social de la propiedad, se introducen e incorporan en su propio ámbito. La naturaleza social de la atribución del derecho determina que la misma esté condicionada a la realización de funciones y de fines que traza la ley, los cuales señalan los comportamientos posibles, dentro de los cuales puede moverse el propietario, siempre que al lado de su beneficio personal se utilice el bien según el más alto patrón de sociabilidad, concebido en términos de bienestar colectivo y relaciones sociales más equitativas e igualitarias' (Cfr. Sentencia C-006 del 18 de enero de 1993, ya citada).

En el punto concreto de la introducción de servidumbres cuyas razones sean la utilidad pública y el interés social, el fallo últimamente mencionado destacó que mediante ellas no se suprime ni se recorta la garantía reconocida en la Constitución al derecho de dominio, sino que, atendiendo a la prevalencia del interés general (artículo 1o de la Carta) y al sustrato mismo de la función social (artículo 58 eiusdem), se consagran por la ley restricciones al ejercicio de la propiedad que son perfectamente ajustadas a la Constitución en el Estado de Derecho.

No podría entenderse, entonces, que el capricho de un propietario que se niega a la ejecución de obras públicas en un inmueble bajo su dominio pudiera oponerse legítimamente al interés de la colectividad, menos todavía si la única forma de efectuarlas implica la utilización de sus predios. La aceptación de este criterio, completamente contrario a la esencia misma del Estado Social de Derecho y opuesto al principio constitucional de prevalencia del interés general sobre el particular (artículo 1 de la C.P.), implicaría un retroceso de más de un siglo en la evolución del Derecho Público colombiano, pues ya en el artículo 30 de la Constitución de 1886 se expresaba con claridad que en caso de conflicto entre una ley dictada por motivos de utilidad pública y el bien particular o individual, éste debía ceder irremisiblemente ante aquél'.

(…)

De otra parte, el artículo 118 de la Ley 142 de 1994 también confiere competencia a las comisiones de regulación para imponer servidumbres mediante acto administrativo.

Si bien la norma no precisa en que (sic) casos las comisiones de regulación tienen competencia para imponer servidumbres, de la lectura de los artículos 28, 39.4, y 73.8 de la ley 142, se puede deducir que la facultad de las comisiones en este asunto se limita a la interconexión de redes con el propósito de aumentar la cobertura de prestación de los servicios, proteger a los usuarios, garantizar la calidad y continuidad de la prestación de los servicios, y para promover la competencia y uso eficiente de la infraestructura esencial para la prestación de los mismos. (…)”

Durante el desarrollo de la actuación, GENSA solicitó reconocimiento como parte interesada mediante comunicación con radicado CREG E-2019-014169. En esa misma comunicación, también solicitó el rechazo de la imposición de servidumbre, fundamentando esta solicitud en lo siguiente:

“(…) me permito solicitarle cordialmente (…) (ii) que se rechace la solicitud de imposición de servidumbre interpuesta por la Empresa Due Capital and Services S.A.S. (…)

Rechazo de la solicitud de imposición de servidumbre de Due Capital and Services S.A.S.

Al margen de que a la fecha desconocemos el contenido íntegro de la solicitud de imposición de servidumbre de Due Capital and Services S.A.S., entendemos que la misma debe referir a las solicitudes que previamente se han planteado a GENSA.

En ese sentido, tendremos en cuenta dichas solicitudes para exponer dos argumentos por los cuales consideramos que se debe negar la petición de imposición de servidumbre de Due Capital and Services S.A.S. El primer argumento consiste en que el bien respecto del cual se solicita acceso no es un bien sobre el que se aplique el derecho de libre acceso, y el segundo, que los procedimientos de conexión establecidos en la regulación imponen la obligación de permitir el acceso a Distribuidores y no a Generadores, como lo es GENSA. (…)” Resaltado y subrayado fuera de texto

En relación con el primer argumento (el bien en el cual se solicita la imposición de servidumbre no está sujeto a libre acceso), GENSA, en la citada comunicación (radicado CREG E-2019-014169) manifiesta lo siguiente:

“(…) La Ley 143 de 1994, así como la Regulación de la CREG, establecen que el libre acceso en materia de energía eléctrica se predica respecto de los activos destinados a la distribución y transmisión, más no respecto de aquellos que se destinan a la actividad de generación.

Por un lado, la Ley 143 de 1994 señala en su artículo 30 la obligación, únicamente para las empresas propietarias de redes de interconexión, transmisión y distribución, de permitir la conexión y acceso de las empresas eléctricas, de otras empresas generadoras y de los usuarios que lo soliciten.

Por otro lado, la noción de Servidumbre de Acceso que establece la Resolución CREG 001 de 2004 refiere al límite de propiedad que impone la Comisión solamente a los transportadores o distribuidores locales. (…)”

Al respecto, vale la pena citar lo que establece el artículo 30 de la Ley 143 de 1994:

“(…) Artículo 30. Las empresas propietarias de redes de interconexión, transmisión y distribución permitirán la conexión y acceso de las empresas eléctricas, de otros agentes generadores y de los usuarios que lo soliciten, previo el cumplimiento de las normas que rijan el servicio y el pago de las retribuciones que correspondan.

Estas empresas podrán prestar el servicio de servidumbre para telecomunicaciones. (…)” Resaltado y subrayado fuera de texto

Como indica GENSA, en el artículo 30 de la Ley 143 se hace referencia de forma particular a la obligación impuesta a propietarios de redes de permitir la conexión y acceso a dicha infraestructura y, como queda probado en desarrollo de la actuación, GENSA no es propietaria de la infraestructura, y el activo al que se pretende la conexión se encuentra relacionado como activo de generación en el contrato GGC 209 – 2013.

Sin perjuicio de lo anterior, en el Título IX, Normas Especiales Para Algunos Servicios, Capítulo II, Energía Eléctrica y Gas Combustible, Artículo 170, de la Ley 142 de 1994, se tiene prevista la misma obligación:

“(…) Artículo 170. Deber de facilitar la interconexión. Sin perjuicio de lo dispuesto en otras partes de esta Ley, las empresas propietarias de redes de interconexión, transmisión y distribución permitirán la conexión y acceso de las empresas eléctricas, de otras empresas generadoras y de los usuarios que lo soliciten, previo el cumplimiento de las normas que rijan el servicio y el pago de las retribuciones que correspondan. (…)”

En este artículo de la Ley 142 de 1994 se establecen las obligaciones de permitir la conexión y acceso, indicando adicionalmente que las mismas se definen sin perjuicio de otras disposiciones de esa misma Ley.

Al respecto, aunque los artículos transcritos anteriormente hacen referencia de forma particular a empresas propietarias y a redes de interconexión, transmisión y distribución, el artículo 11 de la Ley 142 de 1994 hace referencia a la obligación de facilitar el acceso e interconexión de forma general:

“(…) ARTÍCULO 11. FUNCIÓN SOCIAL DE LA PROPIEDAD EN LAS ENTIDADES PRESTADORAS DE SERVICIOS PÚBLICOS. Para cumplir con la función social de la propiedad, pública o privada, las entidades que presten servicios públicos tienen las siguientes obligaciones: (…)

11.6. Facilitar el acceso e interconexión de otras empresas o entidades que prestan servicios públicos, o que sean grandes usuarios de ellos, a los bienes empleados para la organización y prestación de los servicios.”

En ese sentido, en el artículo 11 de la Ley 142 de 1994, no se hace referencia solamente a propietarios, sino que se establece la obligación a entidades que presten servicios públicos, dentro de las cuales se encuentra GENSA, como generador de energía eléctrica, según lo reportado por ella misma a la SSPD.

Así mismo, la infraestructura a la que se refiere, cuando se habla de facilitar el acceso, no es solamente la de redes de interconexión, transmisión y distribución.

En el citado artículo 11 se habla de bienes empleados para la organización y prestación de los servicios, haciendo referencia a todos los bienes vinculados a la prestación del servicio público, independientemente de que, en el caso particular de esta actuación, pudieran ser activos de generación.

En relación con el segundo argumento, (los procedimientos de conexión imponen la obligación de permitir el acceso a distribuidores y no a generadores) GENSA, en la citada comunicación (radicado CREG E-2019-014169) manifiesta lo siguiente:

“(…) Los procedimientos de conexión establecidos en la regulación imponen la obligación de permitir el acceso a Distribuidores y no a Generadores.

El proyecto de resolución 'Por la cual se regulan las actividades de generación distribuida y autogeneración a pequeña y gran escala en las zonas no interconectadas' fue publicado en la Resolución CREG 001 de 2018. Dicha resolución establecía las condiciones de integración de generadores distribuidos en las Zonas No Interconectadas.

No obstante lo anterior, la Resolución CREG 038 de 2018 no estableció dichas condiciones en razón a que, en los términos de la propia resolución, dicha actividad ya se encuentra regulada en la Resolución CREG 091 de 2007.

La Resolución CREG 091 de 2007 no establece las condiciones de conexión de los generadores distribuidos, por lo cual podría pensarse que dichos generadores no pueden conectarse a los sistemas eléctricos de distribución existentes en las Zonas No Interconectadas. No obstante lo anterior, también podría considerarse que es posible la conexión de los mencionados generadores llevando a cabo un procedimiento de conexión análogo.

En este último caso se considera que aplicaría alguno de los procedimientos de conexión existentes en la regulación por analogía, que podrían ser, o bien el procedimiento de conexión de autogeneradores en Zonas No Interconectadas (Resolución CREG 038 de 2018), o bien el procedimiento general para asignación de puntos de generación de generadores a los Sistemas de Distribución Local (Resolución CREG 106 de 2006).

En cualquier caso, los procedimientos existentes establecen obligaciones a transportadores (distribuidores y/o transmisores) de permitir el acceso a las redes a su caso, obligaciones que no se repiten hacía los generadores.

Bajo este punto de vista, no existiría un procedimiento análogo aplicable al caso en concreto donde se pretende la conexión a un bien que se encuentra bajo la operación de un Generador de energía eléctrica, como lo es GENSA, quien, en el Municipio de Mitú, no desarrolla ninguna actividad de transporte de energía eléctrica. (…)”.

Sobre el segundo fundamento planteado por GENSA para rechazar la solicitud de imposición de servidumbre, como se mostró anteriormente, la obligación de facilitar la conexión no proviene de la CREG. La obligación proviene de la misma Ley 142 de 1994, artículo 11 y 170; y de la Ley 143 de 1994, artículo 30.

Como lo indica GENSA, mediante Resolución CREG 038 de 2018 se reguló la actividad de autogeneración en las Zonas No Interconectadas, y se dictaron algunas disposiciones sobre la generación distribuida en las Zonas No Interconectadas.

Aunque en el proceso de consulta de las anteriores disposiciones la CREG planteó dentro de las alternativas analizadas la determinación de los procedimientos para la conexión de generadores distribuidos, tal como se evidencia en el Documento CREG 001 de 2018, que acompaña la Resolución CREG 001 de 2018, “Por la cual se ordena hacer público el proyecto de resolución 'Por la cual se regulan las actividades de generación distribuida y autogeneración a pequeña y gran escala en las zonas no interconectadas'”:

“(…) 4.2.3. Aspectos relacionados con la posición de los agentes prestadores del servicio en ZNI (…)

Considerando que, en el caso de las ZNI, el OR usualmente es el mismo generador, pueden presentarse conflictos de interés que deriven en abusos de posición dominante de estos agentes, reflejados en la limitación a la entrada de generadores distribuidos o autogeneradores, toda vez que el aumento en la oferta de suministro de parte de estos agentes se constituye en competencia directa para el generador existente y significa una potencial disminución de la demanda atendida con su generación.

En ese sentido, se hace necesario implementar, a lo largo de esta alternativa, mecanismos que prevengan conductas de los actuales prestadores, principalmente de los OR, a través de las cuales se niegue o restrinja el acceso a los sistemas de distribución y, por consiguiente, a la comercialización de esta potencial oferta energética. En esta alternativa se prevé incluir:

- Procedimientos para la conexión de generadores distribuidos y autogeneradores que permitan acceso a la red y que les garanticen el debido proceso dentro del trámite de solicitud de acceso y posterior conexión. (…)” Resaltado y subrayado fuera de texto

Los procedimientos para la conexión que fueron regulados en su momento se limitaron solamente al caso de autogeneradores. Sobre lo anterior esta comisión, en Documento CREG 034 de 2018, manifestó:

“(…) Finalmente, la CREG está trabajando en una nueva propuesta regulatoria para remunerar las actividades de generación, distribución y comercialización de energía eléctrica en las zonas no interconectada, la cual reemplazará la normatividad que se encuentra vigente. (…) En ese sentido, la regulación alusiva a los generadores distribuidos en ZNI será abordada en la nueva propuesta de metodología tarifaria que dará inicio a un nuevo periodo tarifario (…)” Resaltado y subrayado fuera de texto

Ahora, la ausencia de regulación, particularmente de los procedimientos para el proceso de conexión de generadores distribuidos en ZNI que es objeto de este análisis, no limita la posibilidad de que los mismos prestadores del servicio pudieran establecer procedimientos propios, sin desconocer los lineamientos y obligaciones dados en la misma ley 142 de 1994, entre otros:

“(…) Artículo 11. Función social de la propiedad en las entidades prestadoras de servicios públicos. Para cumplir con la función social de la propiedad, pública o privada, las entidades que presten servicios públicos tienen las siguientes obligaciones: (…)

11.2. Abstenerse de prácticas monopolísticas o restrictivas de la competencia, cuando exista, de hecho, la posibilidad de la competencia.

11.6. Facilitar el acceso e interconexión de otras empresas o entidades que prestan servicios públicos, o que sean grandes usuarios de ellos, a los bienes empleados para la organización y prestación de los servicios. (…)

Artículo 34. Prohibición de prácticas discriminatorias, abusivas o restrictivas. Las empresas de servicios públicos, en todos sus actos y contratos, deben evitar privilegios y discriminaciones injustificados, y abstenerse de toda práctica que tenga la capacidad, el propósito o el efecto de generar competencia desleal o de restringir en forma indebida la competencia.

Se consideran restricciones indebidas a la competencia, entre otras, las siguientes: (…)

34.6. El abuso de la posición dominante al que se refiere el artículo 133 de esta Ley, cualquiera que sea la otra parte contratante y en cualquier clase de contratos. (…)” Resaltado y subrayado fuera de texto

Adicionalmente, en el artículo 39 de la Ley 142 de 1994, se establece el mecanismo contractual mediante el cual se puede convenir el acceso compartido o de interconexión a bienes indispensables para la prestación de servicios públicos:

“(…) Artículo 39. Contratos especiales. Para los efectos de la gestión de los servicios públicos se autoriza la celebración, entre otros, de los siguientes contratos especiales: (…)

39.4. Contratos en virtud de los cuales dos o mas entidades prestadoras de servicios públicos o éstas con grandes proveedores o usuarios, regulan el acceso compartido o de interconexión de bienes indispensables para la prestación de servicios públicos, mediante el pago de remuneración o peaje razonable.

Este contrato puede celebrarse también entre una empresa de servicios públicos y cualquiera de sus grandes proveedores o usuarios.

Si las partes no se convienen, en virtud de esta Ley la comisión de regulación podrá imponer una servidumbre de acceso o de interconexión a quien tenga el uso del bien.”

Adicionalmente, y de acuerdo con el numeral 39.4 transcrito, en caso de que las partes no lleguen a un acuerdo, la respectiva comisión de regulación podrá imponer una servidumbre a quien tenga el uso del bien. En ese sentido, la imposición de servidumbre no se predica solamente sobre agentes que tengan la calidad de distribuidores de energía eléctrica. Se refiere a las empresas de servicios públicos que tengan el uso del bien.

Al respecto, el MME ha manifestado en varias oportunidades que GENSA es quien posee el uso y goce de la infraestructura sobre la que se solicita la imposición de servidumbre. Mediante comunicación con radicado MME No. 2019091375 del 26 de diciembre del 2019, en la que la Dirección de Energía Eléctrica del MME responde a derecho de petición presentado por DUE, se indicó lo siguiente:

“(…) 2. El uso y goce de dicha infraestructura, fue entregado a la empresa GENSA S.A. E,S,P. por medio del contrato GGC 209 - 2013, en el cual también se le asignaron a la mencionada empresa obligaciones en materia de administración, operación y mantenimiento.

3. Este Ministerio como propietario no tendría aposición para la conexión del proyecto, sin embargo, siendo GENSA quien dispone del uso y goce de la infraestructura, asumiendo obligaciones en materia de administración, operación y mantenimiento y además quien conoce plenamente el sistema, deberá analizar el estudio de conexión presentado por DUE Capital y emitir concepto técnico de conexión bajo criterios de calidad, confiabilidad, seguridad, estabilidad y eficiencia. (…)” Resaltado y subrayado fuera de texto

Mediante comunicación con radicado CREG E-2020-010341 del 27 de agosto de 2020, el MME, en respuesta al Auto de pruebas I-2020-003085 del 05 de agosto de 2020, señaló lo siguiente:

“(…) No obstante, en el entender de esta dirección, al haberse entregado la infraestructura de generación a la empresa GENSA S.A. E.S.P para su uso y goce, y para su administración, operación y mantenimiento, recae sobre dicha empresa la responsabilidad de conceptuar técnicamente sobre el estudio de conexión presentado.” Resaltado y subrayado fuera de texto

Mediante comunicación con radicado CREG E-2021-007083, el MME rindió el informe solicitado mediante Auto con radicado CREG I-2021-021958 del 09 de junio de 2021, señalando lo siguiente:

“(…) Tal como lo indica el contrato en mención, en la consideración sexta tanto la MCH Mitú, como la subestación Mitú y su línea de transmisión, así como la central de generación térmica de Mitú, conforman el SISTEMA DE GENERACIÓN ELÉCTRICA DE MITÚ que son propiedad del Ministerio de Minas y Energía, como lo establece la cláusula cuarta numeral primero al indicar que el Ministerio conserva sobre los bienes objeto del contrato su disposición, pero no el uso y goce de los mismos. (…)” Resaltado y subrayado fuera de texto

Así mismo, el contrato especial GGC-209 de 2013, celebrado entre la Nación - MME y GENSA, establece expresamente como parte del objeto, lo siguiente:

“OBJETO: Transferir por parte de la Nación - Ministerio de Minas y Energía a Gestión Energética S.A. ESP, el uso y goce de los bienes constitutivos del Sistema de Generación Eléctrica de Mitú (Vaupés), para la prestación del servicio público de energía eléctrica en dicha zona del País.” Resaltado y subrayado fuera de texto

De acuerdo con los apartes transcritos, queda probado que GENSA tiene el uso y goce de la infraestructura sobre la que se solicita la imposición de servidumbre, así como el hecho de la imposibilidad para llegar a un acuerdo mediante el que se regulara el acceso compartido o de interconexión a dicha infraestructura, entre DUE y GENSA. De esta manera, sería procedente que la imposición de servidumbre, de conformidad con el numeral 39.4 de la Ley 142 de 1994, se impusiera a quien tiene el uso del bien, en este caso GENSA.

De acuerdo con lo expuesto, no se encuentra que la negativa de GENSA en imponer la servidumbre tenga sustento en las obligaciones de Ley citadas en esta resolución. En este sentido, se adelanta el análisis técnico para establecer la procedencia de la imposición de servidumbre, en los términos solicitados por DUE y en cumplimiento de las competencias de esta Comisión.

7.2. ANÁLISIS TÉCNICO

Teniendo en cuenta lo indicado en el título 7.1. Análisis Jurídico, sobre la ausencia de procedimientos de solicitud de conexión regulados para generadores en ZNI, desde el punto de vista técnico y para analizar la procedencia de la imposición de servidumbre y la conexión del proyecto, se reiteran los objetivos específicos sobre los cuales se desarrolló la Resolución CREG 038 de 2018 y que fueron expuestos por esta Comisión en Documento CREG 001 de 2018:

“(…) 3.2. Específicos (…)

- Establecer los lineamientos para que las conexiones de generadores distribuidos y autogeneradores presentes en las zonas no interconectadas, cumplan con lo previsto en los códigos y reglamentos técnicos vigentes.

- Preservar la integridad de los sistemas de distribución, prevenir incidentes durante la operación de dichos sistemas y minimizar la probabilidad de reversión de flujos en un circuito determinado. (…)” Resaltado y subrayado fuera de texto

Atendiendo entre otros a los anteriores objetivos, dentro de los procesos de conexión que fueron reglamentados mediante la Resolución CREG 038 de 2018 para la conexión de potencias instaladas superiores a 100 kW, se definió como requisito para quien presenta la solicitud de conexión la elaboración de un estudio de conexión en los siguientes términos:

“(…) El solicitante deberá elaborar un estudio de conexión que cumpla con el contenido mínimo publicado por la CREG. Mientras el contenido mínimo del estudio de conexión no sea definido por la CREG, el distribuidor determinará cuál deberá ser el contenido de dicho estudio de conexión, sin que en ningún caso se excedan los requisitos previstos en el procedimiento para la conexión de generación del que trata la Resolución CREG 070 de 1998 y demás normas que la modifiquen o sustituyan.

El estudio podrá ser elaborado por el interesado o por el distribuidor a solicitud de aquél. En el caso de que el interesado haya realizado por su cuenta el estudio de conexión, el distribuidor revisará dicho estudio indicando si el mismo cumple con los criterios establecidos en la normatividad aplicable o en caso contrario indicando de forma expresa los aspectos que deben ajustarse. De cualquier forma, los estudios de conexión y la coordinación de protecciones eléctricas son responsabilidad del autogenerador que se conecta. (…)” Resaltado y subrayado fuera de texto

Así mismo, la CREG estableció como hito de la aprobación de la solicitud de conexión el concepto sobre factibilidad técnica que debe emitir la empresa a la que se le hace la respectiva solicitud, en los siguientes términos:

“(…) El distribuidor tendrá treinta (30) días hábiles contados a partir del día siguiente al de recibo de la solicitud de conexión para dar respuesta y emitir concepto sobre la factibilidad técnica de la conexión.

En caso de que la solicitud sea rechazada, el distribuidor deberá justificar técnicamente por escrito la causa de la negación de la conexión, especificando el fundamento normativo o técnico que lo soporte, los parámetros verificables de indisponibilidad de red o de los requisitos incumplidos, indicando con precisión los requisitos que deben ser cumplidos para poder aprobar la conexión o detallar las obras requeridas para hacer posible la conexión. (…)” Resaltado

Partiendo de los mismos principios, en lo ya regulado por la CREG, en desarrollo de la actuación se avanzó en terminar el estudio de conexión inicialmente presentado por DUE, de tal forma que cumpliera con los criterios establecidos en la normatividad aplicable y sobre el cual, el operador de la infraestructura objeto de conexión, pudiera emitir el concepto sobre la factibilidad técnica de la conexión, también en los mismos términos de lo ya previsto.

El análisis que se presenta a continuación está orientado a determinar la procedencia y condiciones de la imposición de la servidumbre de conexión solicitada por DUE, haciendo una revisión sobre los siguientes aspectos: i) viabilidad técnica de la conexión; ii) calidad del activo al que se pretende la conexión; iii) cargo o remuneración aplicable para el derecho de servidumbre e inversiones que sean requeridas.

En ese sentido, de un lado se consideró el concepto técnico emitido por quien tiene a cargo la operación del activo al que se pretende la conexión y, de otro, se adelantó la revisión de la configuración del sistema energético del mercado relevante de comercialización de Mitú.

7.2.1. CONCEPTO DEL ESTUDIO DE CONEXIÓN

En desarrollo de la actuación, la CREG, mediante Auto de prueba I-2020-005282, solicitó a GENSA emitir concepto sobre la factibilidad técnica de la conexión, en los siguientes términos:

“(…) Solicitar a GENSA S.A. E.S.P. que, dentro de los treinta (30) días hábiles siguientes al recibo de la información enviada por Due Capital & Services S.A.S. indicada en artículo segundo del presente auto, realice el análisis de los estudios y que emita concepto sobre la factibilidad técnica de la conexión, informándolo a esta Comisión y a Due Capital & Services S.A.S.

En caso de que la conexión no fuera factible, GENSA S.A. E.S.P., en su comunicación, deberá justificar técnicamente las causas, especificando el fundamento normativo o técnico que lo soporte, indicando con precisión los requisitos que deben ser cumplidos para que la conexión sea factible, o detallar las obras requeridas para hacerla posible. (…)” Resaltado y subrayado fuera de texto

Posteriormente, mediante Auto de prueba I-2021-002009, la CREG reitera su solicitud a GENSA en los siguientes términos:

“(…) Teniendo en cuenta que GENSA S.A. E.S.P. tiene conocimiento del estudio de conexión 'versión final', remitido mediante correo electrónico por Due Capital & Services S.A.S., desde el 25 de junio del año en curso, dar a GENSA S.A E.S.P un plazo de diez (10) días hábiles siguientes a la respuesta de la que trata el artículo tercero del presente auto para que realice el análisis de los estudios y emita concepto sobre la factibilidad técnica de la conexión, informándolo a esta Comisión y a Due Capital & Services S.A.S.

En caso de que la conexión no fuera factible, GENSA S.A. E.S.P., en su comunicación, deberá justificar técnicamente las causas, especificando el fundamento normativo o técnico que lo soporte, indicando con precisión los requisitos que deben ser cumplidos para que la conexión sea factible, o detallar las obras requeridas para hacerla posible. (…)”

Finalmente, mediante Auto de prueba I-2021-002233, la CREG reitera su solicitud a GENSA y establece un plazo perentorio en los siguientes términos:

“(…) Otorgarle a la empresa GENSA S.A. E.S.P. un nuevo plazo, hasta el 15 de octubre de 2021, para que realice el análisis de los estudios y emita concepto sobre la factibilidad técnica de la conexión del estudio de conexión 'versión final' remitido mediante correo electrónico el 25 de junio del año en curso por Due Capital & Services S.A.S.

El precitado concepto deberá ser remitido a esta Comisión dentro del menor tiempo posible y adelantarse con la mayor diligencia. En caso de que la conexión no fuera factible, GENSA S.A. E.S.P., en su comunicación, además, deberá justificar técnicamente las causas, especificando el fundamento normativo o técnico que lo soporte, indicando con precisión los requisitos que deben ser cumplidos para que la conexión sea factible, o detallar las obras requeridas para hacerla posible.

Así mismo, se informa que el plazo otorgado para la remisión del concepto es improrrogable. (…)”

Mediante comunicación con radicado CREG E-2021-0012146, GENSA emite concepto sobre la factibilidad técnica de la conexión, en el siguiente sentido:

“(…) 4. CONCEPTO TECNICO DE GENSA SA ESP.

SOBRE LA VIABILIDAD DE LA CONEXIÓN A LA TORRE 117 DE LA LÍNEA A 34.5 kV.

Con base en el estudio de GERS presentado por DUE CAPITAL AND SERVICES el 25 de Junio de 2021 y el informe elaborado por INGENIERIA Y DISEÑO DE OCCIDENTE, GENSA S.A. E.S.P. se permite pronunciarse acerca de la viabilidad de la conexión solicitada por DUE CAPITAL AND SERVICES respecto de la línea a 34.5 kV en la torre 117, en los siguientes términos:

Esta alternativa de conexión fue consultada por DUE CAPITAL AND SERVICES a GENSA S.A. ESP en su comunicado E-2021-001977 con referencia 'solicitud de imposición de Servidumbre Eléctrica' del día 11 de febrero de 2021 donde consulta '1.5 El punto de conexión proyectado para el estudio corresponde a la apertura de la línea PCH Mitú - Subestación Mitú 34.5kV a 2 km de distancia de la subestación Mitú a 34,5kV. Confirmar si es posible emplear este punto y si existe alguna indicación adicional sobre las alternativas de conexión' y sobre la misma GENSA le respondió en su comunicado PRE 007562021 con radicado CREG E-2021-004699 que 'Por el momento, GENSA, estima posible el uso de la sección propuesta en la solicitud de conexión que presentó el promotor del proyecto a CREG. El requisito principal de GENSA para el desarrollo del proyecto sería que, con la conexión del proyecto solar al sistema de generación de Mitú (línea eléctrica), se garantice la continuidad y confiabilidad del servicio de energía eléctrica en la zona'. Así las cosas, según mandato de la CREG y el Ministerio de Minas y Energía, GENSA procede adelante a conceptuar sobre esta alternativa.

De acuerdo con lo anterior, con base en i) el concepto técnico inicial de GENSA emitido el 26 de marzo de 2020 mediante comunicado PRE 0007652020, ii) el estudio de conexión elaborado por GERS para la alternativa de conexión a la torre 117 de la línea a 34.5kV de la PCH Mitú, iii) el informe del Consultor INGENIERÍA Y DISEÑO DE OCCIDENTE donde se revisa el estudio de conexión mencionado y las mesas técnicas internas celebradas en GENSA S.A. ESP se encuentra viable técnicamente la conexión del proyecto solar Matakavi a la torre 117.

No obstante lo anterior, dentro de la validación de criterios técnicos, se encuentran asuntos relacionados al proyecto Matakavi, que deberán ser considerados y validados en las etapas subsecuentes del proyecto. Estos aspectos son:

- Se debe repotenciar la subestación Mitú, dada la sobre carga presentada en el transformador 1 ante la falla del transformador 2. Este es un asunto a revisar entre el propietario de la infraestructura esto es, el Ministerio de Minas, el operador del sistema de generación quien actualmente es GENSA S.A. ESP y el Promotor del Proyecto DUE CAPITAL AND SERVICES. Sobre este aspecto se debe considerar el comunicado E-2021-001977 en el cual DUE CAPITAL AND SERVICES manifiesta estar en disposición de acometer estas inversiones, sin embargo el asunto deberá ser debidamente revisado desde lo contractual en la etapa de contratación del proyecto.

- Se deben ejecutar las obras de conexión a la torre 117 de la línea de interconexión y sobre esto DUE CAPITAL AND SERVICES ha dado claridad en que dichas labores estarán dentro de su alcance contractual una vez se dé inicio a la construcción del proyecto. Se estima que este aspecto debe quedar suficientemente formalizado en la etapa de imposición de servidumbre.

- Como debida diligencia, durante la etapa de construcción del proyecto Matakavi, previo a la conexión del proyecto a la red, se deberá adelantar un estudio de coordinación de protecciones que permita la operación armónica de las 4 fuentes de generación de las que se compondría el sistema energético de Mitú. Esto es necesario para evitar la potencial sobrecarga de generadores en la PCH Mitú ante situaciones contingentes de la planta solar.

Por lo tanto, se estima que la conexión del proyecto resulta técnicamente viable, si y solo si, las anteriores observaciones son atendidas de manera plena en las etapas subsiguientes del proyecto, máxime si se toma en cuenta que estas se dirigen a precisar y regular de manera clara las condiciones en que se establecería la conexión.

SOBRE OTRAS ALTERNATIVAS DE CONEXIÓN

Es importante anotar que DUE CAPITAL AND SERVICES no presentó un Estudio de Conexión con varias alternativas, si no que se evalúo únicamente la opción de conectar el proyecto solar Matakavi en la torre 117 de la línea de 34.5 kV a 200 metros de distancia; el concepto de GENSA S.A. ESP y su consultor se ha centrado exclusivamente en esta alternativa.

En estos términos, damos cumplimiento pleno a lo requerido por la CREG en el Auto I-2021-002233, solicitando a la CREG que, dentro de la valoración del informe anexo, tenga en cuenta las observaciones planteadas por GENSA S.A. E.S.P. con relación a la necesidad de precisar en forma clara las condiciones que deben regir la conexión, en caso de que esta se imponga.

Sin perjuicio de lo anterior, GENSA S.A. E.S.P. pide a la CREG tomar en cuenta que el concepto emitido por la empresa se allega en cumplimiento de la orden dada por la CREG como autoridad administrativa, pero en ningún caso puede homologarse al pronunciamiento que normalmente dan los operadores de red del Sistema Interconectado Nacional - SIN, ante estudios de conexión de nuevos proyectos de generación de energía. (…)”. Resaltado y subrayado fuera de texto

GENSA emite concepto sobre la factibilidad técnica de la conexión, en donde manifiesta que “se estima que la conexión del proyecto resulta técnicamente viable, si y solo si, las anteriores observaciones son atendidas de manera plena en las etapas subsiguientes del proyecto”.

Las observaciones planteadas por GENSA en su concepto, hacen referencia a: i) la necesidad de repotenciar la Subestación Mitú; ii) la ejecución de las obras de conexión a la torre 117 de la línea de interconexión por parte de DUE; iii) la necesidad de adelantar un estudio de coordinación de protecciones previo a la conexión del proyecto Matakavi.

Sobre el primero de los comentarios, se identifica que el mismo se enmarca en los términos en que se solicitó el concepto, en particular en hacer referencia y detallar las obras que fueran requeridas para hacer posible la conexión:

“(…) realice el análisis de los estudios y emita concepto sobre la factibilidad técnica de la conexión, (…)

En caso de que la conexión no fuera factible, GENSA S.A. E.S.P. deberá justificar técnicamente las causas, especificando el fundamento normativo o técnico que lo soporte, indicando con precisión los requisitos que deben ser cumplidos para que la conexión sea factible, o detallar las obras requeridas para hacerla posible. (…)”

De esta forma, y atendiendo las obligaciones dadas a las entidades que prestan servicios públicos en la ley 142 de 1994, artículos 11 y 34, citados anteriormente, se entiende la disposición de GENSA a facilitar el desarrollo de las obras que ella misma impone como requisito para hacer viable la conexión, en el caso en que sean desarrolladas por un tercero. Esto también es aplicable a la ejecución de las obras mencionadas en el segundo de los numerales, entendiéndose adicionalmente que será del interés de quien tiene un proyecto de generación acometerlas.

En ese mismo sentido, en Resolución CREG 080 de 2019, “Por la cual se establecen reglas generales de comportamiento de mercado para los agentes que desarrollen las actividades de los servicios públicos domiciliarios de energía eléctrica y gas combustible”, se dispuso:

“(…) ARTÍCULO 3. Definiciones. Para interpretar y aplicar esta regulación se tendrán en cuenta las siguientes definiciones

3.1. Bienes esenciales empleados para la organización y prestación de los servicios. En los términos de esta resolución, son los bienes tangibles e intangibles que: (i) se usan en la organización y prestación de los servicios públicos domiciliarios de energía eléctrica o gas combustible; (ii) no son susceptibles de ser replicados ni sustituidos de manera rentable debido a restricciones técnicas, geográficas, físicas o legales; y (iii) son necesarios para atender a los usuarios o para permitir que los agentes desarrollen una o más actividades de las cadenas de valor de las que trata esta resolución. (…)

ARTÍCULO 16. Libre acceso a bienes esenciales empleados para la organización y prestación de los servicios. Los agentes mencionados en el artículo 2 de esta resolución deben permitir el acceso y la movilidad dentro de los bienes esenciales empleados para la organización y prestación de los servicios a quienes lo soliciten, en condiciones razonables para los involucrados y en concordancia con los requisitos previstos en la regulación.

Para esto, los agentes deben:

16.1. Abstenerse de utilizar mecanismos, estrategias o cualquier otro instrumento que tenga la capacidad, el propósito o el efecto restringir el acceso o la movilidad dentro del bien esencial empleado para la organización y prestación del servicio al solicitante. (…)

16.3. Cuando el prestador no esté en capacidad técnica o financiera de asumir los costos asociados a la solicitud de acceso o de movilidad en el bien esencial empleado para la organización y prestación del servicio en la oportunidad y plazos establecidos en la regulación o en el procedimiento particular, dicho prestador deberá permitir que el solicitante los asuma por cuenta propia. (…)” Resaltado y subrayado fuera de texto

Sobre el último de los comentarios hechos por GENSA, y teniendo en cuenta que regulatoriamente no se tiene definido un procedimiento para la conexión de generadores en ZNI, se reiteran los lineamientos sobre los cuales se expide la Resolución CREG 038 de 2018 para los casos en que la CREG no haya definido contenido mínimo del estudio de conexión:

“(…) Mientras el contenido mínimo del estudio de conexión no sea definido por la CREG, el distribuidor determinará cuál deberá ser el contenido de dicho estudio de conexión, sin que en ningún caso se excedan los requisitos previstos en el procedimiento para la conexión de generación del que trata la Resolución CREG 070 de 1998 y demás normas que la modifiquen o sustituyan. (…)”

En ese sentido y de forma análoga, las pruebas que se adelanten antes de la entrada en operación de la conexión y del proyecto Matakavi, podrán ser las que defina el operador del activo al que se efectuaría la conexión, sin que este exceda los requisitos que hoy en día se tienen establecidos, precisamente en esa misma resolución, CREG 038 de 2018, en el parágrafo 1 de su artículo 5:

“(…) Parágrafo 1. Las condiciones técnicas de la conexión deberán sujetarse a los Códigos y Reglamentos vigentes, en particular a lo previsto en:

- Código Eléctrico Colombiano, NTC 2050.

- Reglamento Técnico de Instalaciones Eléctricas, RETIE, expedido por el Ministerio de Minas y Energía.

- Resoluciones CREG 025 de 1995, 070 de 1998 y 038 de 2014 o aquellas que las modifiquen o sustituyan, en cuanto sea aplicable. (…)” Resaltado y subrayado fuera de texto

7.2.2. SISTEMA ENERGÉTICO DE MITÚ

Como primer paso para la identificación del sistema energético de Mitú, la CREG le solicitó a la SSPD que le informara sobre los agentes que en su momento se encontraban reportados como prestadores en el mercado relevante de comercialización de Mitú, y la o las actividades que se encontraban desarrollando. Al respecto, se recibió comunicación de la SSPD, con radicado CREG E-2019-008936 del 15 de agosto de 2019, en la que indica:

“(…) me permito informarle que a continuación se relacionan los prestadores que registran prestación en el SUI de las poblaciones indicadas en la comunicación del asunto (…)

EMPRESA (actividades)	COD DANE	DEPARTAMENTO	MUNICIPIO	NOMBRE LOCALIDAD
DEPARTAMENTO DEL VAUPES (Distribución y Comercialización)	97001000	VAUPES	MITU	MITU-CABECERAMU NICIPAL
GESTION ENERGETICA S.A. ESP (Generación)	97001000	VAUPES	MITU	MITU-CABECERA MU-NICIPAL

(…)”

En la citada comunicación se indica que en el SUI está registrado GENSA, desarrollando la actividad de generación de energía eléctrica, y el Departamento del Vaupés, desarrollando las actividades de distribución y comercialización de energía eléctrica.

De otro lado, con el fin de lograr un entendimiento y descripción de los activos que componen, tanto el parque de generación como el sistema de distribución del mercado relevante de Mitú, se buscó validar cuáles eran los puntos de conexión existentes entre estos, considerando las obligaciones que deben atender los generadores y distribuidores en ZNI, y el contenido mínimo de los contratos de conexión que deben suscribir:

“(…) Artículo 5. Contrato de conexión. El contrato de conexión entre el distribuidor y un autogenerador o generador distribuido contendrá las siguientes condiciones mínimas: (…)

6. Ubicación georreferenciada o cartográfica del circuito o transformador al que pertenezca el generador distribuido o autogenerador que se conecta. (…)” Resaltado y subrayado fuera de texto.

Mediante autos de pruebas I-2021-001628 e I-2021-002009, se solicitó a GENSA y a la Gobernación que remitieran copia de los contratos de conexión de los que trata el artículo 5 de la Resolución CREG 038 de 2018.

“(…) GENSA S.A. E.S.P. deberá además suministrar, a más tardar el día 18 de junio de 2021 del presente año, la información y documentación que a continuación se relaciona por medio de correo electrónico a la dirección creg@creg.gov.co: (…)

f) En relación con los puntos de conexión y de medición entre generador y distribuidor para el mercado relevante de comercialización de Mitú, allegue el o los contratos de conexión suscritos, según lo previsto en el parágrafo 2 del artículo 5, de la Resolución CREG 038 de 2018. (…)

Oficiar a la GOBERNACIÓN DEL VAUPÉS para que rinda un informe, a más tardar el día 18 de junio de 2021 del presente año, en el que se responda las inquietudes citadas a continuación, y se alleguen los documentos solicitados por medio de correo electrónico a la dirección creg@creg.gov.co: (…)

e) De conformidad con lo previsto en el parágrafo 2 del artículo 5 la Resolución 038 de 2018 ¿indique si tiene contratos de conexión suscritos con el generador? Allegue a esta Comisión los respectivos soportes. (…)”.

Sobre la anterior solicitud, la Gobernación manifestó no contar con los contratos. De su parte GENSA, en una primera comunicación, argumentando que las citadas obligaciones no le eran aplicables, remitió a cambio un contrato de venta de energía y, en una segunda comunicación, informó que no tiene firmado ningún contrato de conexión con el Distribuidor, en los términos de lo indicado en el parágrafo 2 del Artículo 5 de la Resolución CREG 038 de 2018, insistiendo en que no le corresponde la suscripción de contratos de conexión, a pesar de que la CREG, en la segunda oportunidad en que se le requiere aportar los contratos de conexión, le informa sobre la obligación que tiene como generador de energía eléctrica en ZNI de tener suscritos los respectivos contratos de conexión:

“(…) Sobre lo mencionado por GENSA S.A. E.S.P. en su respuesta, en el caso particular de la generación de energía eléctrica con la que se atiende el mercado relevante de Mitú, y tal como se encuentra documentado en el expediente de esta actuación administrativa, además de encontrarse conectada al respectivo sistema de distribución, se cuenta con generación diésel y generación de MCH, la primera ubicada dentro del perímetro urbano de la cabecera municipal de Mitú y la segunda en la rivera contraria del río Vaupés, a la rivera en donde se encuentra ubicada la comunidad de Santa Cruz.

En ese sentido, la generación de energía eléctrica con la que se atiende el mercado relevante de Mitú se encuentra ubicada cerca de los centros de consumo. En contraposición a lo que sucede en el Sistema Interconectado Nacional, SIN, en donde la energía generada debe ser transportada hasta los centros de consumo mediante el Sistema de Transmisión Nacional, STN, los Sistemas de Transmisión Regional, STR, y, posteriormente, los Sistemas de Distribución Local, SDL.

No obstante, debe tenerse en cuenta que la CREG se pronunció respecto de la generación de energía eléctrica en las ZNI, indicando que toda la generación en ZNI se entiendo como generación distribuida. En la parte considerativa de la Resolución CREG 038 de 2018, se señaló:

'(…) Teniendo en cuenta que la generación es una actividad complementaria del servicio público domiciliario de energía eléctrica y que en las zonas no interconectadas, ZNI, la producción de energía eléctrica se realiza cerca de los centros de consumo, encuentra esta Comisión que la regulación vigente, establecida en la Resolución CREG 091 de 2007 o aquella que la modifique o sustituya, contempla el mecanismo de remuneración para la actividad de generación distribuida mediante la definición de un cargo máximo que resulta aplicable a los generadores distribuidos, nuevos o existentes, que se conecten a dichos sistemas de distribución.

Así mismo, respecto a la venta de energía por parte de generadores distribuidos, la precitada Ley establece que 'la energía generada por generadores distribuidos se remunerará teniendo en cuenta los beneficios que esta trae al sistema de distribución donde se conecta, entre los que se pueden mencionar las pérdidas evitadas, la vida útil de los activos de distribución, el soporte de energía reactiva, etc., según la regulación que expida la CREG para tal fin, conforme a los principios establecidos en las leyes 142 y 143 de 1994 y los lineamientos de política energética expedidos por el Ministerio de Minas y Energía para el mismo'.

Toda vez que en las ZNI la actividad de generación se lleva a cabo en los mismos términos descritos en la definición de generación distribuida contenida en la Ley 1715 de 2014, no se evidencia que la conexión de nuevos generadores a los sistemas de distribución tenga como consecuencia los beneficios a los que se hace referencia en el literal c) del artículo 8 de la precitada ley. Por consiguiente, no se hace necesario modificar la metodología vigente para remunerar la actividad de generación en las ZNI. (…)' Resaltado y subrayado fuera de texto

Y en el artículo 19 de la precitada resolución, la Comisión señaló:

'(…) Artículo 19. Generación distribuida en ZNI. La regulación de la actividad de generación distribuida en las zonas no interconectadas se encuentra contenida en la Resolución CREG 091 de 2007 o aquellas que la modifiquen, adicionen o sustituyan. (…)'

(…)

Considerando lo anteriormente expuesto, que GENSA S.A. E.S.P. en su calidad de generador de energía eléctrica en las ZNI debía dar cumplimiento a lo previsto en el parágrafo 2 del artículo 5 de la Resolución CREG 038 de 2018, y que la información que relaciona en su respuesta de radicado CREG E-2021-007731 corresponde a contrato con el comercializador de la zona y no a los contratos de conexión solicitados en el Auto I-2021-001628, se evidencia que no se ha atendido el respectivo requerimiento. (…)” Resaltado y subrayado fuera de texto

Encontrándose esta situación, no fue posible tener confirmación de los puntos de conexión entre el parque de generación y el sistema de distribución del mercado relevante de comercialización de Mitú.

El análisis e identificación del sistema eléctrico de Mitú adelantado por la CREG continuó con la revisión de la regulación vigente, análisis que combinó dos elementos: i) las definiciones y metodología de remuneración de cada una de las actividades, generación y distribución de energía eléctrica; ii) la revisión de los diagramas eléctricos que se aportaron como prueba dentro del trámite adelantado.

A GENSA, mediante Auto de pruebas con radicado CREG I-2020-000792, se le requirió diagrama unifilar en los siguientes términos:

“(…) 1. Diagrama unifilar, en el que se muestre la operación actual con todas sus conexiones y derivaciones, así como el nivel de tensión en el que opera, del activo denominado 'Línea de Transmisión de la MCH Mitú a la Subestación Eléctrica Mitú' (…)”

Por su parte, a la Gobernación se le hace el requerimiento en los siguientes términos

“(…) Diagrama unifilar de la(s) red(es) de distribución que opere la Gobernación del Vaupés en el Municipio de Mitú y se alimenten de la línea de 34,5 kV que conecta la MCH Mitú y la Subestación Eléctrica Mitú, en el que se muestre: la operación actual de este(os) activo(s), los niveles de tensión en los que opera, el punto de la línea de 34,5 kV del que se deriva y los usuarios servidos. (…)”

De otro lado, en resolución CREG 091 de 2007, “Por la cual 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.”, la CREG hizo las siguientes definiciones:

“(…) 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: (…)

Distribución de Energía Eléctrica con Red Física en ZNI: Es el transporte de energía eléctrica a través de redes físicas, desde la barra de entrega de energía del Generador al Sistema de Distribución, hasta la conexión de un usuario, de conformidad con la definición del numeral 14.25 de la Ley 142 de 1994.

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.

Sistema de Distribución: Es el conjunto de redes físicas de uso público que transportan energía eléctrica desde la barra de un generador hasta el punto de derivación de las acometidas de los inmuebles, sin incluir su conexión y medición. No se incluyen los transformadores elevadores ni servicios auxiliares del generador. (…)” Resaltado y subrayado fuera de texto.

Adicionalmente, sobre la remuneración de la actividad de generación de energía eléctrica se indica:

“(…) 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. (…)”. Resaltado y subrayado fuera de texto.

Sobre la disposición anterior se resalta que la remuneración de la componente de inversión de generación hace referencia a los costos necesarios para la puesta en operación de la central de generación, pero no hace referencia a costos de conexión.

Así mismo, sobre la remuneración de la actividad de distribución de energía eléctrica se indica:

“(…) CARGOS POR USO DEL SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN

Artículo 28. Principios Generales. La aplicación de los cargos por uso de los Sistemas de Distribución tendrá en cuenta los siguientes principios generales: (…)

b) Los cargos por uso del Sistema de Distribución remunerarán al Distribuidor la infraestructura necesaria para llevar el suministro desde el Punto de Salida del Generador, hasta el punto de entrega al usuario. Incluyen los costos de conexión del Sistema de Distribución al Generador, pero no incluyen los costos de conexión del usuario al respectivo Sistema de Distribución ni los costos de los equipos auxiliares y transformadores elevadores que requiera el generador para conectarse al Sistema de Distribución. (…)” Resaltado y subrayado fuera de texto.

Partiendo de las definiciones anteriores y la forma en que se determinó la remuneración de las actividades de generación y distribución de energía eléctrica para las ZNI, para determinar el inicio del sistema de distribución debe identificarse “la barra de entrega de energía del Generador”.

Ahora, sobre la configuración del sistema eléctrico de Mitú, en el informe del MME, comunicación con radicado CREG E-2021-003201, se informa:

“(…) La planta de generación Diésel, está conformado por 5 generadores alimentando un tablero de 480 VAC. Este a su vez alimenta 2 transformadores de 1.6 y 2.5 MVA respectivamente que se conectan a un pórtico con un barraje de 13.8 kv y donde salen dos circuitos uno llamado alimentación CENTRO y el otro alimentación INAYA.

La subestación de la pequeña central hidroeléctrica está conformada por 4 generadores de 500 Kw a 440 VAC, que alimentan 4 transformadores de 750 KVA con relación 440VAC / 36.000 VAC, alimentando un tablero de 34.5 Kv, y este tablero alimenta el circuito de 34.5 Kv, este circuito es de aproximadamente 36 Km y conformado por 130 torres llegando a un pórtico de 34.5 kv en la planta de generación diésel. Este pórtico de 34.5 Kv se conecta por medio de 2 transformadores de 1.5 MVA con relación de transformación de 34.5 Kv / 13.8 Kv, al barraje de 13.8 kv situado en la planta generadora diésel. (…) Resaltado y subrayado fuera de texto.

Al respecto, al revisar el diagrama unifilar aportado por GENSA, mediante comunicación con radicado CREG E-2020-001520, la CREG puede determinar que, tanto el “pórtico con un barraje de 13.8 kv” como el “pórtico de 34.5 kv”, sobre los que el MME indica que, uno está llegando a “la planta de generación diésel”, y que el otro se encuentra “situado en la planta generadora diésel”, respectivamente, hacen parte del activo denominado como “Subestación Mitú” en el contrato especial GGC 209-2013.

De lo descrito anteriormente, se identifican dos posibles escenarios sobre la barra de entrega de energía del generador, siendo este el punto de conexión entre el parque de generación y el sistema de distribución. El caso uno, con un punto de conexión correspondiente al barraje de 13.8 kV ubicado en la Subestación Mitú, en el que se recogería la generación diésel e hídrica. Un caso dos, con dos puntos de conexión, uno en el tablero de 480V que recoge la generación diésel, y dos en el tablero de 34.5 kV que recoge la generación hídrica.

Se entiende que antes de la barra de entrega del generador todavía no se ha dado el transporte de energía que tiene como destino a usuarios, toda vez que el transporte de energía a usuarios está contemplado en las definiciones de la actividad de distribución de energía eléctrica, de sistema de distribución y de los principios generales para la aplicación de los cargos por uso de los sistemas de distribución, citados anteriormente.

Respecto de las condiciones en que opera el activo sobre el que se solicita la imposición de servidumbre, y según lo informado mediante comunicación con radicado CREG E-2020-001587, relacionada en el título 6, DUE manifestó:

“(…) GENSA E.S.P S.A. (en adelante 'GENSA') en sus pronunciamientos, no solo en este procedimiento administrativo sino también en el Expediente 2019-00031, ha sostenido que la línea de interconexión a 34.5 kV entre la PCH Mitú a la Subestación Eléctrica de la generación diésel de Mitú no hace parte de una sistema de distribución, sino que es una línea de 'transmisión'. Como se ha dejando en evidencia la misma línea tiene un número plural de derivaciones a usuarios regulados (20 en total), lo que tal y como lo estipula el Artículo 2 CRE091 de 20071, complementada por la definición de Sistema de Distribución en ZNI del Articulo 4 de la CREG038/2018 la cual es '.. el conjunto de redes físicas de uso público que transporta energía eléctrica desde la barra de un generador hasta el punto de derivación de las acometidas de los inmuebles, sin incluir su conexión y medición. No se incluyen los transformadores elevadores ni servicios auxiliares del generador' (negrilla y subrayado fuera del texto original); por tanto, la misma ya es de hecho una red de distribución. (…)

Se adjunta para mayor claridad de la Comisión evidencia fotográfica de las derivaciones que presenta la mencionada línea y se hace notar que dichas derivaciones fueron realizadas profesionalmente y conllevan poste de cemento de 12 mts, transformador, cruceta, aisladores, cañuela y cables de alta, lo que las hace por lo menos si no consentidas muy difíciles de desconocer. (…)” Resaltado y subrayado fuera de texto

Sobre la información y pruebas aportadas por DUE, GENSA, mediante comunicación con radicado CREG E-2020-003389, indicó:

“(…) Sobre este particular GENSA aclara que lo correspondiente a los puntos 1 y 2 esto es, el transformador de Santa Cruz y el transformador de 'Puente Lata' se alimentan directamente desde la línea a 34.5 kV, sin embargo ninguno de estos dos transformadores fue entregado a GENSA para su administración, operación y mantenimiento, pues como ya se indicó en el numeral 2.1., los elementos sobre los que se le otorgó a esta sociedad el uso y goce corresponden exclusivamente a aquellos activos necesarios para la interconexión de la PCH Mitú hasta la barra de generación ubicada en la central térmica del municipio.

De igual forma, se informa que en esas derivaciones no se encuentra ningún tipo de medición, frontera comercial y/o barra de generación. Se desconoce la forma en que se atienden usuarios finales con los activos de la derivación, así como las condiciones en que se realizó originalmente su conexión. (…)” Resaltado y subrayado fuera de texto.

Aunque GENSA manifiesta desconocer “las condiciones en que se realizó originalmente su conexión”, al referirse a las derivaciones que van al “transformador de Santa Cruz y el transformador de 'Puente Lata'”, que “se alimentan directamente desde la línea a 34.5 kV”, el mismo GENSA, mediante comunicación con radicado CREG E-2021-008133, informó:

“(…) una vez realizada revisión documental al interior de la compañía, se ha podido determinar que existe un Contrato lnteradministrativo denominado GSA-090-2007, suscrito entre MINISTERIO DE MINAS Y ENERGÍA y GESTIÓN ENERGETICA S.A. E.S.P., para la administración general y asistencia técnica de la ejecución de los recursos FAZNI asignados a un proyecto denominado BFAZN-118A, cuyo objeto es 'AMPLIACIÓN DE REDES RURALES DE MEDIA Y BAJA TENSIÓN EN EL MUNICIPIO DE MITÚ DEPARTAMENTO DE VAUPES', y en el cual se contempla la comunidad de Santa Cruz bajo la denominación de 'Sector 6'. (…)”. Resaltado y subrayado fuera de texto

Adicionalmente, mediante radicado CREG E-2021-008133, en atención a solicitud efectuada en desarrollo de la audiencia de pruebas adelanta dentro de la actuación, GENSA aporta actas de entrega y energización de los contratos 108, 117, 118 y 121 correspondientes al referido Proyecto BFAZNI 118 A. En el “ACTA DE ENERGIZACIÓN Y ENTREGA DE INFRAESTRUCTURA” de la infraestructura construida bajo los recursos asignados al Proyecto BFAZNI-118A, suscrita el 23 de febrero de 2015, se indicó:

“(…) La Gobernación del Vaupés a través de la Secretaria de Obras Públicas Departamental, ha realizado las verificaciones directas para establecer que las redes en Media y Baja tensión en los sectores comprendidos entre la Subestación Mitú y las poblaciones de Caño Mituceño (carretera), Ceima Cachivera, Ceirna San Pablo, La Sabana, Cucura, Pueblo Nuevo, Yararaca, Puente de Lata (Torre No. 52), Puerto Paloma, Puerto Esperanza, Tucandira, Muratinqa, Timbo de Betania y Santa Cruz cumplen con la normatividad eléctrica y las normas del IPSE. (…)

PRIMERO-. Entregar por parte de GENSA S.A. ESP y recibir por parte de La Gobernación del Vaupés a través de la Secretaria de Obras Públicas Departamental, las redes en Media y Baja tensión en los sectores comprendidos entre la Subestación Mitú y las poblaciones de: Caño Mituceño (carretera), Ceima Cachivera, Ceima San Pablo, La Sabana, Cucura, Pueblo Nuevo, Yararaca, Puente de Lata (Torre No. 52), Puerto Paloma, Puerto Esperanza, Tucandira, Muratinga, Timbo de Betania y Santa Cruz, la cual se entrega en perfectas condiciones de funcionamiento y conforme a las cantidades relacionadas y que son entregadas igualmente en el documento denominado 'Anexo 01', en el que se señalan, las cantidades de obra construidas y las unidades constructivas correspondientes de conformidad a la resolución 097-2008 de la CREG. (…)” Resaltado y subrayado fuera de texto

Por su parte, sobre la existencia de las derivaciones de la línea de 34.5kV, el MME en su informe técnico de visita a Mitú, con número de radicado CREG E-2021-003201, indicó:

“(…) En la torre 52 se encuentra una derivación de 34.5 kV alimentado un trasformador de 25 KVA 34.5 kV / 208-120 VAC que les suministra energía aproximadamente a 10 viviendas en la zona de puentelata. (…)

En la TORRE 1 se realiza otra derivación alimentando un transformador de 75 KVA, 34.5 KV / 13.8 kV, que lleva la energía a la población de Santacruz. (…)” Resaltado y subrayado fuera de texto

Y sobre la construcción de las derivaciones, mediante comunicaciones con radicado CREG E-2021-007083 y E-2021-007084, el MME informó:

“(…) El Contrato Interadministrativo FAZNI GSA 090 de 2007, suscrito entre el Ministerio de Minas y Energía y GENSA S.A. ESP, tuvo por objeto la administración general y ejecución de los recursos del Fondo FAZNI asignados para varios proyectos de inversión, entre ellos el BFAZNI 118A sobre la ampliación de redes rurales de media y baja tensión en el municipio de Mitú (Vaupés) que se realizó mediante los siguientes contratos derivados: (…)

Contratar la ampliación de redes rurales de Media y Baja Tensión en la Comunidad de Timbo Betania y Santa Cruz del municipio de Mitú, departamento del Vaupés. (…)

El Otrosí No. 4 del contrato interadministrativo FAZNI GSA 090 de 2007 suscrito entre el Ministerio y GENSA S.A. ESP manifiesta en su consideración 4ta: 'que según lo informado por la Dirección de Energía, el proyecto incluido en el Convenio 90 de 2007 consideró el uso de la infraestructura de interconexión de la MCH de Mitú, con el fin de optimizar costos de construcción y disminuir el impacto ambientan de las líneas de interconexión, así como el costo de operación y mantenimiento de ambas infraestructuras. Lo anterior, hasta donde exista eficiencia económica y operativa en la propuesta'

En resumen, el Ministerio de Minas y Energía es el propietario de la red de distribución de baja tensión en los sectores comprendidos entre la Subestación Mitú y las poblaciones de: Caño Mituceño (carretera), Ceima Cachivera, Ceima San Pablo, La Sabana, Cucura, Pueblo Nuevo, Yararaca, Puente de Lata (Torre No. 52), Puerto Paloma, Puerto Esperanza, Tucandira, Muratinga, Timbo de Betania y Santa Cruz. (…)

Los proyectos arriba descritos, fueron entregados a la Gobernación del Vaupés para su Administración, Operación y Mantenimiento mediante acta del 23 de febrero de 2015, quien es el responsable de los mantenimientos, reparaciones o reposiciones a que haya lugar para garantizar la calidad y continuidad del servicio. (…) Resaltado y subrayado fuera de texto.

A partir de las pruebas aportadas a la actuación, se puede establecer que GENSA conocía de la situación de las derivaciones en la torre 1 y torre 52 que se desprenden de la línea de 34.5kV, las condiciones en que fueron conectadas y el objeto de las mismas, siendo este último el de la “AMPLIACIÓN DE REDES RURALES DE MEDIA Y BAJA TENSIÓN” conectando, entre otros, a los usuarios de las poblaciones de Puente Lata y Santa Cruz. Inclusive, debe resaltarse el hecho de que GENSA ya era operador de la infraestructura entregada por el MME mediante contrato especial GGC 209-2013 en el momento de la entrega de las mencionadas derivaciones, toda vez que el contrato especial fue suscrito el 27 de diciembre de 2013, y la entrega de las derivaciones se llevó a cabo el 23 de febrero de 2015.

Ahora, el sistema energético puede operar atendiendo la demanda del mercado relevante de Mitú soportándose solamente en la generación diésel o con el despacho simultáneo de los dos recursos. En el primero de los casos, para atender la población de Santa Cruz la energía es transportada por la línea de 34.5 kV, alimentada desde la Subestación Mitú. En el segundo caso, el sentido de la energía en el nivel de tensión de 34.5 kV tiene como inicio la MCH Mitú y desde allí a la torre 1, desde donde se hace el transporte de energía hacia usuarios.

De lo anterior se tiene que el escenario en el que se cumple el supuesto de que antes de la barra de entrega del generador no puede darse el transporte de energía que se destine a usuarios, es el escenario dos descrito anteriormente, en el que se tienen dos puntos de conexión, uno en el tablero de 480V que recoge la generación diésel y otro en el tablero de 34.5 kV que recoge la generación hídrica.

De lo anterior, se concluye que el sistema energético del mercado relevante de comercialización de Mitú tiene un parque de generación conformado por una central diésel, que tiene la barra de entrega del generador en el tablero de 480V, y una microcentral hidroeléctrica, que tiene la barra de entrega del generador en el tablero de 34.5 kV.

Respecto del sistema de distribución, se encuentra que este está conformado en el nivel de tensión tres (NT3) por la línea de 34.5 kV y la Subestación Mitú, teniendo como uno de los puntos de conexión e inicio el tablero de 34.5 kV, y otro punto después de los transformadores elevadores de 1.6 y 2.5 MVA que se conectan al pórtico con barraje de 13.8 kV de la Subestación Mitú, activos operados actualmente por GENSA; el nivel de tensión dos (NT2) está conformado por Circuito 1 Inaya, Circuito 2 Centro y Circuito Yararaca, y las derivaciones de la línea de 34.5kV que operen en el respectivo nivel de tensión; sobre el nivel de tensión uno (NT1) no se aportó información en desarrollo de la actuación, pero se entiende que dichos activos, así como los del NT2, se encuentran operados por la Gobernación.

7.2.3. SOLICITUD DE DUE CAPITAL AND SERVICES S.A.S.

Según lo relacionado en el título 3, DUE hace su solicitud en dos partes. Una solicitud principal que se compone de tres elementos:

a) Imponer servidumbre de conexión eléctrica a favor de la planta denominada Matakavi y a cargo de la torre 117 de la línea que conecta la central hidroeléctrica de Mitú con la central diésel.

b) Establecer las condiciones técnicas en que se hará la conexión del generador Matakavi a la red, que son las que constan en el estudio de conexión acompaño con la solicitud de DUE.

c) Indicar que las inversiones relacionadas con la conexión, como construcción de líneas y adecuación de los activos estarán a cargo de DUE, por lo cual no habrá lugar a pagos a cargo de DUE.

Y una solicitud subsidiaria, en la que plantea imponer servidumbre de conexión a cargo de la barra de conexión de la central diésel con la red de distribución de 13.2 kV del municipio de Mitú.

Sobre la solicitud de imposición de servidumbre, GENSA se pronuncia favorablemente sobre la conexión del proyecto Matakavi, supeditada a la ejecución de una serie de obras en la Subestación Mitú, relacionadas en el respectivo concepto, y el informe técnico que acompaña dicho concepto.

Respecto de la solicitud a la CREG sobre establecer las condiciones técnicas en que se hará la conexión del generador Matakavi a la red, como fue indicado anteriormente, las condiciones técnicas que deben observarse, no solo para este caso, si no de forma general para la conexión de generadores en ZNI, fueron definidas mediante Resolución CREG 038 de 2018. En el parágrafo 1 de su artículo 5 se definió:

“(…) Parágrafo 1. Las condiciones técnicas de la conexión deberán sujetarse a los Códigos y Reglamentos vigentes, en particular a lo previsto en:

- Código Eléctrico Colombiano, NTC 2050.

- Reglamento Técnico de Instalaciones Eléctricas, RETIE, expedido por el Ministerio de Minas y Energía.

- Resoluciones CREG 025 de 1995, 070 de 1998 y 038 de 2014 o aquellas que las modifiquen o sustituyan, en cuanto sea aplicable. (…)” Resaltado y subrayado fuera de texto

Sobre la solicitud de indicar que no habrá lugar a pagos a cargo de DUE, toda vez que las inversiones relacionadas con la conexión estarán a cargo de ellos mismos, como se indicó anteriormente, en el artículo 39 de la Ley 142 de 1994 se dispuso:

“(…) Artículo 39. Contratos especiales. Para los efectos de la gestión de los servicios públicos se autoriza la celebración, entre otros, de los siguientes contratos especiales: (…)

39.4. Contratos en virtud de los cuales dos o mas entidades prestadoras de servicios públicos o éstas con grandes proveedores o usuarios, regulan el acceso compartido o de interconexión de bienes indispensables para la prestación de servicios públicos, mediante el pago de remuneración o peaje razonable. (…)” Resaltado y subrayado fuera de texto

En el caso particular de lo aquí analizado, se encuentra que el activo al que se solicita la conexión es destinado a la distribución de energía eléctrica en ZNI, y el mecanismo para remunerar este tipo de activos se encuentra incorporada en la metodología tarifaria definida mediante Resolución CREG 091 de 2007. Inclusive, se tiene previsto que el cargo por uso del sistema de distribución remunere los costos de conexión:

“(…) Artículo 28. Principios Generales. La aplicación de los cargos por uso de los Sistemas de Distribución tendrá en cuenta los siguientes principios generales: (…)

b) Los cargos por uso del Sistema de Distribución remunerarán al Distribuidor la infraestructura necesaria para llevar el suministro desde el Punto de Salida del Generador, hasta el punto de entrega al usuario. Incluyen los costos de conexión del Sistema de Distribución al Generador, pero no incluyen los costos de conexión del usuario al respectivo Sistema de Distribución ni los costos de los equipos auxiliares y transformadores elevadores que requiera el generador para conectarse al Sistema de Distribución. (…)” Resaltado y subrayado fuera de texto.

En ese sentido, aunque deba suscribirse un contrato de conexión, tal como se tiene previsto en Resolución CREG 038 de 2018, en el evento en que el proyecto Matakavi se conecte, no procedería el reconocimiento de pago o peaje razonable, del que trata la Ley 142.

Sin perjuicio de lo anterior, en la misma Resolución CREG 091 de 2007 se dejó previsto que, en aplicación de los cargos por uso, los usuarios pagarán un único cargo por el uso del sistema de distribución, independientemente del número de propietarios:

“(…) Artículo 28. Principios Generales. La aplicación de los cargos por uso de los Sistemas de Distribución tendrá en cuenta los siguientes principios generales:

a) Los cargos por uso de los Sistemas de Distribución aprobados por la CREG se aplicarán de forma tal que los usuarios de las redes paguen un único cargo por el uso de cada sistema, independientemente del número de propietarios del mismo. (…)” Resaltado y subrayado fuera de texto

Lo anterior fue complementado en esa misma resolución, al definirse el procedimiento para la asignación de la remuneración por uso del sistema de distribución cuando el mismo es de propiedad múltiple:

“(…) Artículo 31. Sistemas de Distribución de Propiedad Múltiple. Si en un Sistema de Distribución existen dos o más propietarios, o cuando un Distribuidor utiliza activos de terceros para uso general, el procedimiento que se aplicará para la asignación de la remuneración y para la administración, operación y mantenimiento (AOM) del respectivo sistema tendrá en cuenta las siguientes reglas generales:

a) La asignación de los ingresos que remuneran la Inversión, se efectuará con el porcentaje de participación de cada propietario en la inversión, el cual será definido entre ellos, entre otros criterios, con base en la longitud de red y/o de la capacidad de transformación de cada uno.

b) La Administración, Operación y Mantenimiento de dichos activos será realizada por el Distribuidor y a éste le corresponderá el Cargo de AOM establecido por la CREG.

PARÁGRAFO 1. Cuando sea necesario realizar la reposición de redes de terceros que sean de uso general, la obligación de reposición corresponde en primer lugar al propietario del activo. Si éste no hace la reposición oportunamente, el Distribuidor que está utilizando dicho activo podrá realizarla. En este caso, el Distribuidor ajustará la remuneración al tercero de conformidad con el esquema regulatorio que esté vigente y con la reposición efectuada.

PARÁGRAFO 2. La enajenación, de las obras de infraestructura construidas por un suscriptor o usuario dentro de un Sistema de Distribución se determinará de común acuerdo entre las partes y en ningún caso podrá ser a título gratuito. (…)” Resaltado y subrayado fuera de texto

De esta manera, la regulación ya tiene previsto el mecanismo para la remuneración de las obras de conexión a las que hace referencia DUE, y adicionalmente a las obras que GENSA indica como necesarias en la Subestación Mitú, toda vez que la remuneración de estos activos estaría recogida en el cargo de distribución del respectivo nivel de tensión.

Ahora, como parte del análisis del sistema energético de Mitú, se identificó que el mismo cuenta con NT3. Sobre esta situación, en Resolución CREG 091 de 2007, modificada mediante Resolución CREG 057 de 2009, se definieron los cargos máximos de distribución aplicables para NT1 y NT2. En relación con los cargos máximos para niveles de tensión superior, la CREG dejó previsto:

“(…) Artículo 29. Remuneración de la Actividad de Distribución de Energía Eléctrica. La actividad de Distribución de Energía Eléctrica se remunerará utilizando los siguientes Cargos Máximos para los niveles de tensión 1 y 2 ($ de diciembre de 2006): (…)

PARÁGRAFO 1. En caso de requerirse Sistemas de Distribución con niveles de voltaje superiores a los establecidos en el presente artículo, la Comisión establecerá los cargos máximos correspondientes en Resolución particular. (…)”

Para el caso particular del mercado relevante de comercialización de Mitú, hasta la fecha de la presente resolución, la CREG no había recibido solicitud para definir un cargo máximo de distribución de NT3. Sin perjuicio de lo anterior, y habiéndose identificado la situación en Mitú, en resolución aparte la CREG adelantará la respectiva actuación.

Finalmente, sobre la solicitud subsidiaria presentada por DUE, al no contarse dentro del estudio de conexión presentado para análisis de GENSA el escenario en que la conexión se efectuara en “la barra de conexión de la central diésel con la red de distribución de 13.2kV”, no se cuenta con un pronunciamiento sobre la factibilidad técnica de este caso. No obstante, la respuesta de GENSA, en los términos indicados anteriormente, sobre la solicitud principal es favorable.

El documento CREG 501 004 de 2022, soporte de la presente resolución, detalla el análisis realizado para resolver la solicitud de DUE.

En sesión No.1156 del 16 de marzo de 2022, la Comisión de Regulación de Energía y Gas analizó la presente actuación administrativa y

Por lo anteriormente expuesto, se

RESUELVE:

ARTÍCULO 1. IMPOSICIÓN DE SERVIDUMBRE. <Consultar resoluciones que modifican este artículo en Notas de Vigencia. El texto original es el siguiente:> Imponer servidumbre de conexión eléctrica en la línea de 34.5 kV, activo identificado como “Línea de Transmisión de la MCH Mitú a la Subestación Eléctrica de Mitú” en el contrato especial No. GGC 209-2013 suscrito entre GENSA S.A. E.S.P. y el Ministerio de Minas y Energía, en la torre 117, para conectar generación solar fotovoltaica con capacidad pico de hasta 7,6 MWp y hasta 8,8 MWh de acumulación; a cargo de GENSA S.A. E.S.P. o del operador que a futuro cuente con la administración, operación, uso y goce de la línea de 34.5 kV; a favor de DUE CAPITAL AND SERVICES S.A.S. o de quien actúe como generador.

ARTÍCULO 2. PLAZO Y EXTINCIÓN DE LA SERVIDUMBRE. La extinción de la servidumbre se dará por las causas previstas en la Ley 142 de 1994 y el artículo 942 de Código Civil. Adicionalmente, en concordancia con el numeral segundo del citado artículo del Código Civil, se entiende extinguida la servidumbre si, pasada la fecha de conexión que se establezca en el respectivo contrato de conexión, esta no ha entrado en operación.

Para efectos de lo anterior, entre GENSA S.A. E.S.P. y DUE CAPITAL AND SERVICES S.A.S., se deberá suscribir el respectivo contrato de conexión, en los términos previstos en el artículo 5 de la Resolución CREG 038 de 2018, en un plazo máximo de quince (15) días hábiles, contados a partir del día hábil siguiente a la entrada en vigencia de la presente resolución. En dicho contrato se deberá incluir como fecha máxima de entrada en operación de la conexión la que sea igual a dos (2) años contados a partir de la entrada en vigencia de la presente resolución. Será DUE CAPITAL AND SERVICES S.A.S. quién defina esta fecha.

PARÁGRAFO. En caso de que terceros distintos a GENSA S.A. E.S.P. o DUE CAPITAL AND SERVICES lleguen a ser operadores de la línea de 34.5kV o de la generación de la que trata este artículo, la respectiva empresa deberá hacer la cesión del contrato de conexión a dicho tercero.

ARTÍCULO 3. NOTIFICACIONES. Notificar a los representantes legales de las empresas DUE CAPITAL AND SERVICES S.A.S., identificada con NIT 900410830-0, GENSA S.A. E.S.P. identificada con NIT 800194208-9 y del Ministerio de Minas y Energía, el contenido de esta resolución.

ARTÍCULO 4. COMUNICACIONES. Comunicar a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios y a la Gobernación de Vaupés el contenido de la presente resolución para lo de su competencia.

ARTÍCULO 5. RECURSO DE REPOSICIÓN. En contra de 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, conforme con lo establecido en el artículo 113 de la Ley 142 de 1994.

NOTIFÍQUESE, COMUNIQUESE, PUBLÍQUESE Y CÚMPLASE

Dada en Bogotá. D. C., 16 MAR. 2022

DIEGO MESA PUYO

Ministro de Minas y Energía

Presidente

JORGE ALBERTO VALENCIA MARÍN

Director Ejecutivo

<NOTA DE PIE DE PÁGINA>

1. Art 38 “Intervención de Terceros” Los terceros podrán intervenir en las actuaciones administrativas con los mismos derechos, deberes y responsabilidades de quienes son parte interesada, en los siguientes casos: (…)

2. Cuando sus derechos o su situación jurídica puedan resultar afectados con la actuación administrativa adelantada en interés particular, o cuando la decisión que sobre ella recaiga pueda ocasionarles perjuicios”.