RESOLUCIÓN 501 061 DE 2024
(septiembre 5)
<Fuente: Archivo interno entidad emisora>
Diario Oficial No. 52.952 de 26 de noviembre de 2024
COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS - CREG
Por la cual se resuelve el recurso de reposición interpuesto por CENTRALES ELÉCTRICAS DEL NORTE DE SANTANDER S.A. E.S.P. contra la Resolución CREG 501 023 de 2023
LA COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS
En ejercicio de sus atribuciones constitucionales y legales, en especial las conferidas por las Leyes 142 y 143 de 1994, y en desarrollo de los Decretos 1524, 2253 de 1994, 2696 de 2004 y 1260 de 2013.
CONSIDERANDO QUE:
De acuerdo con lo previsto en el literal d) del artículo 23, y el artículo 41, ambos de la Ley 143 de 1994, es función de la COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS, CREG, fijar las tarifas por el acceso y uso de las redes eléctricas.
Mediante la Resolución CREG 015 de 2018, publicada en el Diario Oficial del 3 de febrero de 2018, se expidió la metodología para la remuneración de la actividad de distribución de energía eléctrica en el Sistema Interconectado Nacional, SIN, la cual fue aclarada, modificada y complementada por las Resoluciones CREG 085 de 2018, 036 y 199 de 2019, 167 y 195 de 2020, 222 de 2021, 101 009, 101 012, 101 022, 101 027 de 2022, 101 032 de 2022 y 101 019 de 2023.
Mediante la Resolución CREG 104 de 2019 se aprobaron las variables necesarias para calcular los ingresos y cargos asociados con la actividad de distribución de energía eléctrica para el mercado de comercialización atendido por CENTRALES ELÉCTRICAS DEL NORTE DE SANTANDER S.A. E.S.P. El plan de inversiones inicialmente aprobado fue modificado para el periodo 2023-2027 mediante la Resolución CREG 501 023 de 2023.
En el documento CREG 901 041 de 2023 se encuentra el soporte de la Resolución CREG 501 023 de 2023, donde se incluyen los criterios de revisión de la información, las bases de datos utilizadas y los cálculos realizados por la Comisión para definir las variables aprobadas.
CENTRALES ELÉCTRICAS DEL NORTE DE SANTANDER S.A. E.S.P., mediante comunicación con radicado CREG E2024002253 del 13 de febrero de 2024, presentó recurso de reposición contra la Resolución CREG 501 023 de 2023. Allí se presentan las razones de inconformidad y las peticiones del recurso de reposición.
En la comunicación citada se indica lo siguiente:
(…)
ADRIANA LORENA SALCEDO DIAZ, identificada con cédula de ciudadanía N° 1093767435 de Los Patios, abogada en ejercicio y portadora de la Tarjeta Profesional N° 280.539 del Consejo Superior de la Judicatura, obrando en calidad de apoderada de CENTRALES ELÉCTRCIAS DEL NORTE DE SANTANDER S.A. E.S.P., con NIT 890.500.514-9, en adelante CENS, lo cual acredito mediante el Certificado de Existencia y Representación Legal expedido por la Cámara de Comercio de Cúcuta, por medio del presente documento interpongo recurso de reposición contra la Resolución CREG N° 501 023 de 2023 del 01 de diciembre de 2023, expedida por la CREG, con fundamento en las siguientes consideraciones
(…)
Así pues, se observa que la CREG en los documentos anexos a la Resolución que hoy se controvierte no reconoció unidades constructivas debido a observaciones relacionadas con la reposición de los activos y la obtención de conceptos UPME, por tanto, mediante el numeral 2.1 del documento denominado “Informe Aclaración de diferencias encontradas Plan de Inversión Regulatorio 2023 – 2027” (adjunto que hace parte integral del presente recurso), se da respuesta a cada uno de los comentarios a fin de que se reconsidere la postura de su despacho y se incluya el valor de las inversiones realizadas por esta electrificadora.
Así mismo, se evidencia que respecto a las unidades constructivas especiales no se reconocieron inversiones señalando que no se encontraba acompañadas de las consideraciones técnicas que justifican el cumplimiento del capítulo 14 de la Resolución CREG 015 de 2018, no obstante, contrario a lo manifestado por la CREG en el numeral 2.2 del documento denominado “Informe Aclaración de diferencias encontradas Plan de Inversión Regulatorio 2023 – 2027” (adjunto que hace parte integral del presente recurso), se soporta el cumplimiento de cada uno de los criterios definidos en la regulación para proceder con la creación de las UC especiales.
(…)
III. PETICIÓN:
Con fundamento en los argumentos expuestos anteriormente, respetuosamente se elevan la siguiente solicitud:
1. Se MODIFIQUE el artículo Primero de la Resolución CREG N° 501 023 de 2023 del 01 de diciembre de 2023, con el fin de incluir en el plan de inversiones de CENS el valor de las inversiones requeridas por CENS en la solicitud de ajuste al plan de inversiones regulatorio.
(…)
En el adjunto “Informe Aclaración de diferencias encontradas Plan de Inversión Regulatorio 2023 – 2027” se presentan las siguientes solicitudes, para lo cual, la Comisión realiza los análisis y ajustes a los que haya lugar.
Solicitud No. 1
(…)
2.1 CLARIDADES PRINCIPALES AJUSTES CREG AL INVENTARIO
2.1.1 información de UC reportadas en los formatos
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Análisis de la Comisión
Respecto a la respuesta relacionada con los proyectos que no tienen concepto UPME, el literal q del numeral 6.1 del anexo general de la Resolución CREG 015 de 2018 establece que las inversiones tipo I y II que se realicen en el Sistema de Transmisión Regional, STR, debe tener la aprobación de la Unidad de Planeación Minero Energética, UPME. Para el caso de los proyectos mencionados, estos corresponden a inversiones de tipo IV, adicionalmente, los activos solicitados en todos los proyectos corresponden únicamente a la unidad constructiva N4L93 (Cable de fibra óptica All-Dielectric Self-Supporting (ADSS) monomodo).
Por otro lado, los proyectos relacionados con el Sistema de Gestión de Activos (SGA) corresponden a inversiones de tipo IV, por lo que la Comisión acepta el cambio del código de los proyectos incluyendo los activos que los conforman y acepta la aclaración de los proyectos del SGA, así como la eliminación del proyecto NEG1176TYD445400123.
(…)
(…)
Análisis de la Comisión
Respecto al Identificador Único de Activo, IUA, reemplazado que CENTRALES ELÉCTRICAS DEL NORTE DE SANTANDER S.A. E.S.P. reporta en la observación, se aclara que dicho IUA se encuentra reportado en la columna IUA y no en IUA ajustado que corresponde al campo donde se debe reportar originalmente dicho valor. La Comisión procede con el reconocimiento de este activo con IUA reemplazado 100310000000.
(…)
(…)
Análisis de la Comisión
El literal f del numeral 14.1 del Anexo General de la Resolución CREG 015 de 2018 dice que el módulo común el conjunto de equipos y obras comunes que sirven a la subestación en el nivel de tensión que corresponda, incluyendo los servicios auxiliares, malla de puesta a tierra y obras civiles.
Para la subestación San Mateo (IUS 0001) se identifica en la base de activos tres bahías en nivel de tensión 3 (2 bahías de transformador y una bahía de línea). Por lo que la Comisión procede a realizar el respectivo ajuste en los inventarios solicitados.
Respecto a la subestación Sevilla (IUS 0002) se identifican dos bahías de transformador de nivel de tensión 4 en la base de activos, adicionalmente, en concordancia con el literal f del numeral 14.1 del Anexo General de la Resolución CREG 015 de 2018, las reposiciones completas de módulos comunes, independientemente del nivel de tensión, solo son aceptadas en los casos en los que un operador de red reporte un cambio en la ubicación geográfica o la reconstrucción completa de una subestación. Por lo que la Comisión procede a rechazar el ajuste propuesto. Para las bahías adicionales el Operador de Red, OR, puede solicitar el reconocimiento del nuevo tipo de módulo común de acuerdo con la cantidad total de bahías tanto instaladas como solicitadas en el plan de inversión.
Por último, para la subestación ínsula (IUS 0033) la Comisión acepta el retiro de la Unidad Constructiva, UC.
(…)
(…)
Análisis de la Comisión
El literal q del numeral 14.1 del anexo general de la Resolución CREG 015 de 2018 establece que “El costo de la casa de control de la subestación se define en función del área resultante de la cantidad de bahías y celdas existentes en la subestación más las áreas generales…”
Respecto a la subestación San Mateo (IUS 0001) se identifica que la UC ya había sido reconocida inicialmente por lo que la Comisión mantiene el reconocimiento del activo.
Para la subestación Tibú (IUS 0006), se aclara que el valor reconocido de la casa de control se calcula a partir de las bahías y celdas instaladas en el mismo año de entrada en operación. Con base en la respuesta suministrada por CENTRALES ELÉCTRICAS DEL NORTE DE SANTANDER S.A. E.S.P., la Comisión decide reconocer el activo y ajustar los códigos y años de entrada en operación de los proyectos.
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(…)
Análisis de la Comisión
Se verifica que el nuevo IUA reemplazado no corresponde con la UC a reponer. Por lo que la Comisión decide mantener el no reconocimiento del activo.
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Análisis de la Comisión
Respecto a la subestación Alto del pozo (IUS 0078) esta corresponde a una nueva subestación y en el inventario de activos solicitados se evidencian 4 bahías de línea reducida en nivel de tensión 2. El literal j del numeral 14.1 del Anexo General de la Resolución CREG establece que “El costo de la UC de módulo común se define por bahía y, por tanto, para calcular el valor del módulo común, primero se debe ubicar el tipo de módulo común por nivel de tensión al que pertenece una subestación y luego, multiplicar el número de bahías existentes en la subestación, en dicho nivel de tensión, por el valor de la UC correspondiente…”, de manera que, se debe considerar que la subestación al ser construida con bahías reducidas, el tipo de módulo común no es correcto. Con base en esto, la Comisión rechaza el ajuste propuesto.
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(…)
Análisis de la Comisión
Respecto a la subestación Convención (IUS 0007), se detecta en los inventarios solicitados que para el mismo año de entrada en operación se solicitan dos UC de casas de control (N0P13). Es importante resaltar que lo mencionado en el literal q y r del numeral 14.1 del Anexo General de la Resolución CREG 015 de 2018 ya que un operador de red (OR) debe reportar por cada subestación el área total obtenida para el cálculo del costo de la casa de control, por lo que para una subestación no es posible solicitar más de una UC de casa de control independientemente del tipo de inversión para un mismo año de entrada en operación. Por lo que la Comisión decide rechazar la solicitud.
(…)
(…)
Análisis de la Comisión
Con relación con esta solicitud, el numeral 6 presenta los cuatro tipos de proyectos que un OR puede presentar en los planes de inversión, donde se destacan los tipos I y tipo III que corresponden a reemplazos de activos ya sea por incremento de demanda o por vida útil, respectivamente. Frente a esto se destaca que todos los OR presentaron su base inicial de activos y es con esta información que se comparan las reposiciones que el OR solicite en sus planes de inversión. Por lo tanto, la Comisión decide rechazar la solicitud.
En caso de que las UC sean nuevas y no estén reponiendo otro activo, deben clasificarse como tipo II o IV.
(…)
Solicitud No. 2
(…)
“2.2 UNIDADES CONSTRUCTIVAS ESPECIALES
Referente a las Unidades constructivas especiales, en el documento CREG 901 041 la comisión manifiesta que las Unidades constructivas no son aprobadas por no estar acompañadas de las consideraciones técnicas que las justifican en cumplimiento a la Resolución CREG 015 de 2018. Con respecto a ello, nos permitimos dar las siguientes observaciones:
Proyecto de Repotenciación de la Línea Convención - Tibú 115kV y Repotenciación Línea Tibú – Planta Zulia 115kV
La ejecución de los proyectos de repotenciación de las líneas Convención - Tibú 115kV y Línea Tibú – Planta Zulia 115kV por parte de CENS S.A E.S.P. presenta desafíos únicos, principalmente por la topografía montañosa y las condiciones del terreno específicas de la región del Catatumbo. Estas condiciones no solo agregan complejidad técnica, sino que también imponen requisitos especiales en términos de diseño y construcción, los cuales no están contemplados en las Unidades Constructivas definidas en el capítulo 14 del anexo general de la resolución CREG 015 de 2018.
La particularidad del terreno montañoso y las características especiales del suelo exigen el uso de tecnologías y metodologías constructivas adaptadas, como cimentaciones especiales tanto superficiales como profundas, sistemas de puesta a tierra diseñados para adaptarse a las variaciones del PH del suelo, y estrategias de montaje y tendido de conductores que consideren las dificultades de acceso y la distancia considerable de las vías principales. Esta adaptación es fundamental para asegurar la estabilidad estructural y la eficiencia operativa de las líneas en un entorno tan exigente. inventarios CREG 029 - 2019 – Plan de inversión Regulatorio 20 - 25
Dado este contexto, se evidencia que las UC's listadas en el capítulo 14 de la resolución CREG 015 de 2018 no reflejan las necesidades específicas de estos proyectos. Por tanto, consideramos que se reconozca las unidades constructivas especiales en el plan de inversiones regulatorio 2023-2027 de CENS, asegurando así que se contemplen las particularidades técnicas y los desafíos que impone la geografía del área en la ejecución del proyecto…"
(…)
Análisis de la Comisión
Con base en lo señalado por CENTRALES ELÉCTRICAS DEL NORTE DE SANTANDER S.A. E.S.P. para el reconocimiento de los activos relacionados a las líneas 115 kV de Convención – Tibú y Tibú – Planta Zulia se tiene en consideración lo siguiente:
El capítulo 14 del Anexo General de la Resolución CREG 015 de 2018 establece:
“Cuando existan activos con características técnicas distintas a las de las UC establecidas, los OR podrán solicitar a la Comisión la creación de UC especiales. La solicitud debe estar acompañada de las consideraciones técnicas que justifican la creación de la UC especial, el costo detallado de cada equipo que la compone y los costos de instalación asociados. Para adquisiciones directas se debe adjuntar tres cotizaciones de suministro e instalación de los equipos que la conforman y para adquisiciones a través de concursos abiertos o licitaciones se deben enviar los documentos que acreditan su realización incluyendo los pliegos de solicitudes, términos de referencia, etc.
Las UC establecidas por la Comisión contienen los equipos y accesorios necesarios para la prestación del servicio con los niveles de calidad exigidos por la CREG, cumpliendo con la normatividad vigente en materia de seguridad.”
El OR manifiesta que la particularidad del terreno montañoso y las características especiales del suelo implican el uso de cimentaciones especiales para las torres, así como sistemas de puesta a tierra diseñados según la variación del pH (potencial de hidrógeno) del suelo y particularidades en el montaje y tendido de los activos involucrados en las líneas ya mencionadas.
En los anexos que acompañan el radicado CREG E2023014833 del 8 de noviembre de 2023 se encuentra la documentación relacionada con la solicitud de varias UC especiales para las líneas 115 kV de Convención – Tibú y Tibú – Planta Zulia que comprenden torres, sistemas de puesta a tierra, conductores y cables de guarda con características especiales. En dicha documentación se encuentran las consideraciones técnicas y económicas que muestran unas desviaciones en las cantidades, materiales y costos unitarios en comparación con las UC definidas en el capítulo 14 del Anexo General de la Resolución CREG 015 de 2018.
Las torres solicitadas como UC especiales tanto para la línea de Convención – Tibú como para la línea Tibú – Planta Zulia presentan en la documentación una comparación de los costos unitarios de las UC del capítulo 14 del anexo general de la Resolución CREG 015 de 2018 con los costos de las UC especiales solicitadas donde toman como referencia las UC N4L68, N4L69, N4L70, N4L71, N4L83, N4L89, N4L93 Y N4L91 y otras UC propuestas de la circular CREG 038 de 2014. Frente a estas UC se comparan los componentes Delivery Duty Paid (DDP), obra civil y montaje.
Frente a estas consideraciones, la Comisión establece lo siguiente:
En lo que respecta al DDP y el montaje, la Comisión no encuentra válida la comparación realizada dado que no se encuentra fundamentada en lo expuesto en el capítulo 14 del Anexo General de la Resolución CREG 015 de 2018 en materia de UC especiales, ya que de forma general las características técnicas de las UC especiales solicitadas representan solo variaciones en precio y cantidades en comparación al estándar de las UC definidas por la Comisión.
Además, según la documentación otorgada por el OR, por las características técnicas de las torres solicitadas como UC especiales se considera que se pueden asimilar a las UC definidas en el capítulo 14 del Anexo General de la Resolución CREG 015 de 2018, puntualmente, con las UC N4L68, N4L69, N4L70 y N4L71. Es de resaltar que la metodología de remuneración de la actividad de distribución de energía eléctrica definida por la Comisión en la Resolución CREG 015 de 2018, es de carácter integral por lo que su correcta y eficiente aplicación depende directamente del OR.
En lo que respecta a la obra civil, la Comisión identifica que las obras relacionadas con las cimentaciones profundas tipo pila y micropilote no son asimilables a los componentes estándar utilizados para la definición de las UC de la Resolución CREG 105 de 2018, así como las vigas de amarre solicitadas para la línea 115 kV Convención – Tibú, por lo que la Comisión procede a reconocer como UC especiales las torres señaladas por CENTRALES ELÉCTRICAS DEL NORTE DE SANTANDER S.A. E.S.P. considerando en su valoración las UC de torres estándar mencionadas anteriormente ajustando en las obras civiles el valor de las cimentaciones especiales e indexación correspondiente.
Los sistemas de puesta a tierra (SPT – acero galvanizado y SPT – copper clad) son reconocidos como UC especiales ya que no son asimilables las UC estándar de la Resolución CREG 015 de 2018. Para la valoración de estas UC especiales, se utiliza el menor valor calculado por el OR tanto para el SPT – acero galvanizado como para el SPT – copper clad.
Por último, tanto el conductor ACSR 477 kcmil como el cable de guarda OPGW solicitados como UC especiales son asimilados las UC estándar de la Resolución CREG 015 de 2018 ya que la Comisión no encuentra válida la justificación técnica presentada. El código N4L83 (km de conductor (3 fases) desnudo ACSR 477 kcmil) es asimilado para el conductor y los códigos N4L93 (Cable de fibra óptica All-Dielectric Self-Supporting (ADSS) monomodo) y N4L89 (Cable de guarda) son asimilados para el cable de guarda OPGW.
Solicitud No. 3
(…)
(…)
Proyecto Gestión de Activos
Conforme a lo indicado por la CREG, no se han aprobado las siguientes Unidades Constructivas Especiales para el proyecto de Gestión de Activos, debido a que “ya existe una unidad constructiva especial de sistemas de gestión de activos ya aprobada para este OR”:
Teniendo en cuenta lo anterior, no se presenta observaciones respecto del no reconocimiento de las UC, no obstante, se solicita mantener la Unidad Constructiva Especial previamente aprobada denominada UC N0P36 para la certificación de Gestión de Activos según la Resolución 069 de 2021 y adicionalmente, ajustarla reconociendo las fracciones de costo de inversión que se muestran a continuación:
(…) Análisis de la Comisión
El literal p del numeral 6.1 del Anexo General de la Resolución CREG 015 de 2018 establece que “El OR debe incluir en el plan de inversión los activos necesarios para la implementación y certificación de un sistema de gestión de activos acorde con la norma ISO 55001 en un plazo de cinco (5) años contados a partir de la entrada en vigencia de la presente resolución.” CENTRALES ELÉCTRICAS DEL NORTE DE SANTANDER S.A. E.S.P. solicitó la remuneración de activos relacionados al SGA mediante cuatro códigos de UC (N0P37, N0P38, N0P39 Y N0P40) distribuidos entre el 2023 y el 2027.
A pesar de que en el cuadro 2.1.1 de observaciones se indica que se utilizara la UC N0P36 distribuido en diferentes fracciones costo a través de todos los años del plan de inversión y que en resoluciones anteriores aprobaron también con fracciones costo distinto de 100 es importante resaltar lo siguiente:
Tal como lo establece el literal p del numeral 6.1 y el numeral 6.3.3.4 del Anexo General de la Resolución CREG 015 de 2018, la Comisión solo reconoce los activos relacionados únicamente con la implementación y certificación del SGA del OR. Tal como se puede observar en los anexos del radicado CREG E2023014833 del 8 de noviembre de 2023, puntualmente en el anexo 18 se evidencia que CENTRALES ELÉCTRICAS DEL NORTE DE SANTANDER S.A. E.S.P. está solicitando activos relacionados principalmente con el mantenimiento y recertificación de su SGA, además, solicita componentes que ya fueron incluidos en la UC N0P36 que está aprobada. Por lo que la Comisión decide rechazar la solicitud.
Solicitud No. 4
(…)
Radioenlaces
La unidad constructiva de radioenlace se distingue por sus características técnicas únicas, diseñadas específicamente para mejorar la supervisión, gestión y operación de los activos del Sistema de Distribución Local (SDL), aspectos que no están contemplados en el listado del capítulo 14 de la resolución CREG 015 de 2018. Este sistema de comunicación por radiofrecuencia, instalados en equipos de corte y maniobra tele gestionados, ofrece una solución robusta y fiable, crucial para cumplir con las exigencias regulatorias en términos de calidad de servicio, como se detalla en el Capítulo 5 de la misma resolución. A través de la comunicación cifrada y los protocolos de seguridad, los radioenlaces permiten la transmisión eficiente de señales de medición, registro y control, superando a otras tecnologías por su estabilidad, menor dependencia de condiciones externas, y capacidad para gestionar eventos de la red de manera eficaz. Además, su diseño especializado minimiza las fallas en hardware, prolonga la vida útil de los equipos y facilita su mantenimiento, lo que asegura una operación continua y eficiente. Estas ventajas, junto con su capacidad para adaptarse a diferentes entornos geográficos sin afectar la calidad de la comunicación, hacen que el radioenlace sea una herramienta indispensable para el SDL…
(…)
Análisis de la Comisión
Respecto a esta solicitud de UC especiales, se aclara que la Comisión en la definición de las UC del capítulo 14 del Anexo General de la Resolución CREG 015 de 2018 incluyó en la constitución de los activos de subestaciones, líneas y equipos los componentes necesarios para la supervisión, gestión y operación de los mismos en los niveles de tensión 4, 3, y 2. Por lo que, en contraste a lo indicado por CENTRALES ELÉCTRICAS DEL NORTE DE SANTANDER S.A. E.S.P. respecto a que las UC del capítulo 14 no contemplan dichas características no es correcto. Frente a esto, la Comisión decide rechazar la solicitud.
Por lo anterior, la decisión administrativa expuesta en la parte motiva de la presente resolución, da respuesta efectiva a todas las cuestiones que fueron planteadas a la administración, de forma que no queda ninguna sin resolverse. Lo anterior, en consonancia con lo previsto en los artículos 42 y 80 del CPACA.
Con la aplicación de este principio se busca prevenir arbitrariedad de la administración en la toma de sus decisiones y evitar la vulneración del derecho de defensa de quien presentó la correspondiente reclamación.
La Comisión de Regulación de Energía y Gas, en su sesión 1335 del 05 de septiembre de 2024, acordó expedir esta resolución.
RESUELVE:
ARTÍCULO 1. MODIFICAR EL ARTÍCULO 3 DE LA RESOLUCIÓN CREG 104 DE 2019 MODIFICADO POR EL ARTÍCULO 1 DE LA RESOLUCIÓN CREG 501 023 DE 2023. El artículo 3 de la Resolución 104 de 2019 quedará así:
Artículo 3. Inversión aprobada en el plan de inversiones. El valor de las inversiones aprobadas en el plan de inversiones, INVAj,n,l,t, para cada nivel de tensión, es el siguiente:
Tabla 2 Plan de inversiones del nivel de tensión 4, pesos de diciembre de 2017
Categoría de activos l | INVAj,4,l,1 | INVAj,4,l,2 | INVAj,4,l,3 | INVAj,4,l,4 | |
l = 1 | 0 | 0 | 0 | 0 | |
l = 2 | 0 | 0 | 0 | 0 | |
l = 3 | 3.312.686.167 | 714.962.573 | 1.313.736.561 | 2.463.064.494 | |
l = 4 | 631.784.000 | 1.905.078.000 | 1.043.538.136 | 322.604.432 | |
l = 5 | 203.292.000 | 0 | 304.938.000 | 101.646.000 | |
l = 6 | 0 | 0 | 60.210.000 | 592.153.000 | |
l = 7 | 19.452.803.486 | 7.112.601.675 | 0 | 0 | |
l = 8 | 0 | 0 | 0 | 0 | |
l = 9 | 0 | 0 | 0 | 0 | |
l = 10 | 56.518.667 | 217.317.000 | 2.320.781.236 | 207.120.201 | |
Categoría de activos l | INVAj,4,l,5 | INVAj,4,l,6 | INVAj,4,l,7 | INVAj,4,l,8 | INVAj,4,l,9 |
l = 1 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 |
l = 2 | 158.026.137 | 0 | 0 | 0 | 0 |
l = 3 | 3.399.741.390 | 576.992.930 | 2.214.445.000 | 0 | 0 |
l = 4 | 2.128.936.166 | 505.702.000 | 1.118.597.166 | 0 | 0 |
l = 5 | 33.882.000 | 203.292.000 | 0 | 0 | 0 |
l = 6 | 622.258.000 | 0 | 1.067.842.000 | 0 | 0 |
l = 7 | 1.204.156.481 | 2.730.148.000 | 23.698.417.839 | 34.081.965.937 | 3.867.770.400 |
l = 8 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 |
l = 9 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 |
l = 10 | 0 | 0 | 84.778.000 | 84.778.000 | 28.259.333 |
Tabla 3 Plan de inversiones del nivel de tensión 3, pesos de diciembre de 2017
Categoría de activos l | INVAj,3,l,1 | INVAj,3,l,2 | INVAj,3,l,3 | INVAj,3,l,4 | |
l = 1 | 0 | 0 | 0 | 0 | |
l = 2 | 0 | 0 | 0 | 0 | |
l = 3 | 1.185.284.586 | 942.158.240 | 963.323.565 | 945.769.000 | |
l = 4 | 405.636.000 | 355.608.000 | 1.589.386.500 | 300.732.000 | |
l = 5 | 88.620.000 | 35.448.000 | 38.019.000 | 35.448.000 | |
l = 6 | 510.009.000 | 551.333.000 | 287.706.000 | 267.315.000 | |
l = 7 | 8.435.647.645 | 4.575.388.424 | 10.277.953.918 | 5.652.885.896 | |
l = 8 | 424.356.100 | 36.247.420 | 0 | 0 | |
l = 9 | 733.434.000 | 577.082.000 | 335.289.000 | 457.652.000 | |
l = 10 | 56.518.667 | 217.317.000 | 2.320.781.236 | 207.120.201 | |
Categoría de activos l | INVAj,3,l,5 | INVAj,3,l,6 | INVAj,3,l,7 | INVAj,3,l,8 | INVAj,3,l,9 |
l = 1 | 1.857.250.000 | 0 | 4.042.379.000 | 0 | 1.857.250.000 |
l = 2 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 |
l = 3 | 2.885.031.818 | 1.128.308.370 | 1.482.268.000 | 617.957.000 | 47.980.000 |
l = 4 | 1.053.090.000 | 547.335.000 | 504.177.000 | 210.315.000 | 34.653.000 |
l = 5 | 448.515.000 | 70.896.000 | 35.448.000 | 70.896.000 | 17.724.000 |
l = 6 | 570.745.000 | 252.080.000 | 620.115.000 | 212.377.000 | 0 |
l = 7 | 20.270.312.550 | 19.866.000.569 | 27.062.419.588 | 12.648.323.106 | 10.289.516.592 |
l = 8 | 36.065.600 | 0 | 101.707.000 | 15.843.950 | 0 |
l = 9 | 358.820.000 | 426.957.000 | 909.686.000 | 406.479.000 | 338.085.000 |
l = 10 | 0 | 0 | 84.778.000 | 84.778.000 | 28.259.333 |
Tabla 4 Plan de inversiones del nivel de tensión 2, pesos de diciembre de 2017
Categoría de activos l | INVAj,2,l,1 | INVAj,2,l,2 | INVAj,2,l,3 | INVAj,2,l,4 | |
l = 1 | 1.860.988.000 | 952.922.250 | 847.851.000 | 0 | |
l = 2 | 0 | 0 | 0 | 0 | |
l = 3 | 1.314.224.000 | 881.542.179 | 1.828.139.648 | 1.332.704.364 | |
l = 4 | 2.094.025.000 | 1.196.165.000 | 1.466.118.000 | 1.261.355.000 | |
l = 5 | 114.399.000 | 0 | 2.340.096.000 | 2.084.148.000 | |
l = 6 | 344.146.000 | 85.610.000 | 115.715.000 | 214.878.000 | |
l = 7 | 27.159.221.093 | 17.892.025.863 | 20.188.856.035 | 20.481.522.559 | |
l = 8 | 24.106.967 | 35.514.618 | 211.886.427 | 40.912.080 | |
l = 9 | 7.997.781.000 | 4.880.806.000 | 3.818.725.000 | 4.409.716.000 | |
l = 10 | 56.518.667 | 217.317.000 | 2.320.781.236 | 207.120.201 | |
Categoría de activos l | INVAj,2,l,5 | INVAj,2,l,6 | INVAj,2,l,7 | INVAj,2,l,8 | INVAj,2,l,9 |
l = 1 | 3.013.983.500 | 3.592.482.000 | 3.435.072.000 | 3.221.134.000 | 650.130.000 |
l = 2 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 |
l = 3 | 1.514.163.818 | 702.869.212 | 1.537.957.000 | 504.618.000 | 252.309.000 |
l = 4 | 1.823.921.000 | 1.190.772.000 | 943.592.000 | 850.113.000 | 762.135.000 |
l = 5 | 795.267.000 | 1.118.604.000 | 97.686.000 | 48.843.000 | 48.843.000 |
l = 6 | 306.753.000 | 135.785.000 | 141.862.000 | 0 | 0 |
l = 7 | 33.181.072.766 | 24.964.964.405 | 22.874.316.657 | 21.525.468.850 | 21.257.897.548 |
l = 8 | 108.327.988 | 218.326.578 | 40.436.969 | 58.113.727 | 58.113.727 |
l = 9 | 4.682.431.000 | 4.071.723.000 | 4.417.971.000 | 3.883.175.000 | 3.793.347.000 |
l = 10 | 0 | 0 | 84.778.000 | 84.778.000 | 28.259.333 |
Tabla 5 Plan de inversiones del nivel de tensión 1, pesos de diciembre de 2017
Categoría de activos l | INVAj,1,l,1 | INVAj,1,l,2 | INVAj,1,l,3 | INVAj,1,l,4 | |
l = 11 | 7.074.081.000 | 5.195.445.000 | 5.463.544.000 | 5.638.702.000 | |
l = 12 | 7.892.286.779 | 7.633.805.733 | 10.004.714.036 | 8.401.159.583 | |
Categoría de activos l | INVAj,1,l,5 | INVAj,1,l,6 | INVAj,1,l,7 | INVAj,1,l,8 | INVAj,1,l,9 |
l = 11 | 4.617.810.000 | 4.109.683.000 | 3.797.910.000 | 3.825.891.000 | 3.884.146.000 |
l = 12 | 9.824.132.553 | 9.800.150.220 | 8.433.699.706 | 8.738.551.379 | 8.823.116.650 |
ARTÍCULO 2. La presente Resolución deberá notificarse a CENTRALES ELÉCTRICAS DEL NORTE DE SANTANDER S.A. E.S.P. y publicarse en el Diario Oficial. Contra lo dispuesto en este acto no procede recurso alguno, toda vez que se entienden agotados todos los recursos que por ley son obligatorios.
NOTIFÍQUESE, PUBLÍQUESE Y CÚMPLASE
Dado en Bogotá D.C., a los 5 días del mes de septiembre de 2024.
OMAR ANDRÉS CAMACHO MORALES
Ministro de Minas y Energía
Presidente
ANTONIO JÍMENEZ RIVERA
Director Ejecutivo