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Timestamp: 2017-07-21 10:34:22+00:00

Document:
Publicación Diario Oficial No.: 50.244, el día:25/May/2017
Publicada en la WEB CREG el: 30/May/2017 República de Colombia
( 05 MAY. 2017 )
Por la cual se actualiza el costo anual por el uso de los activos de nivel de tensión 4 de la Empresa de Energía de Boyacá S.A. E.S.P.
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 fijar las tarifas por el acceso y uso de las redes eléctricas.
En la Resolución CREG 120 de 2009, se aprobó el costo anual por el uso de los activos del nivel de tensión 4 y los cargos máximos de los niveles de tensión 3, 2 y 1 de los activos operados por la Empresa de Energía de Boyacá S.A. E.S.P. en el sistema de transmisión regional (STR) y en el sistema de distribución local (SDL).
Mediante la Resolución CREG 084 de 2010, la CREG corrigió un error en los cálculos que sirvieron de base para la expedición de la Resolución CREG 120 de 2009 y modificó dicho acto.
De acuerdo con el artículo 9 de la Resolución CREG 097 de 2008, por la puesta en operación de nuevos activos podrán actualizarse los cargos por uso de los OR, siempre que se cumplan las condiciones establecidas en el capítulo 4 del anexo general de esa resolución.
Mediante las resoluciones CREG 082 de 2011, 079 de 2012 y 029 de 2015, se actualizó el costo anual por el uso de los activos de nivel de tensión 4 y los costos de reposición de la inversión, de la Empresa de Energía de Boyacá S.A. E.S.P., por la entrada en operación comercial de nuevos activos.
La Empresa de Energía de Boyacá S.A. E.S.P., mediante comunicación con radicado CREG E-2016-013865 del 16 de diciembre de 2016, solicitó a la CREG la actualización del Costo Anual por el uso de los activos de nivel de tensión 4 por el proyecto “conexión Sochagota 230/115 kV – 180 MVA”.
Mediante auto del 6 de enero de 2017, la Comisión dio inicio a la actuación administrativa tendiente a actualizar el costo anual por el uso de activos del nivel de tensión 4 de la Empresa de Energía de Boyacá S.A. E.S.P., y ordenó la apertura del respectivo expediente que fue distinguido con el número 2016-0265.
La Empresa de Energía de Boyacá S.A. E.S.P., mediante comunicación con radicado CREG E-2017-001713 del 24 de febrero de 2017, solicitó adicionar al listado de UC a reconocer un autotransformador monofásico de reserva instalado en la Subestación Sochagota.
Mediante comunicación con radicado CREG E-2017-002305, del 8 de marzo de 2017, la Empresa de Energía de Boyacá S.A. E.S.P. aclaró que la cantidad de km de fibra óptica instalados es de 6 en lugar de 1 y que esta es la cantidad que se encuentra considerada en el concepto de la UPME.
Mediante comunicación con radicado CREG E-2017-003327, del 4 de abril de 2017, la Empresa de Energía de Boyacá S.A. E.S.P. solicitó adicionar a la solicitud otras unidades constructivas que fueron consideradas en el concepto de la UPME.
Antes y durante el desarrollo de la actuación administrativa, la Empresa de Energía de Boyacá S.A. E.S.P. entregó la siguiente información:
a)	Listado de unidades constructivas que componen el proyecto en el nivel de tensión 4, con base en las definidas en el capítulo 5 del anexo general de la Resolución CREG 097 de 2008. Estas son:
UCDescripciónCantidad
N5S5Bahía de transformador, doble barra más transferencia, 230 kV1
N5T14Autotransformador monofásico (ÓLTC) - conexión al STN - capacidad final de 51 a 60 MVA4 x 60
N4S7Bahía de línea - configuración barra principal y transferencia - tipo convencional4
N4S8Bahía de transformador - configuración barra principal y transferencia - tipo convencional1
N4S33Módulo baraje tipo 2 - configuración barra principal y transferencia - tipo convencional1
N4S17Bahía de maniobra - (acople - transferencia o seccionamiento) tipo convencional1
N4S42Módulo común tipo 2 (4 a 6 bahías) - tipo convencional o encapsulada - cualquier configuración1
N4S48Casa de control nivel de tensión 4 ($/m2)131.25
N4S19Protección diferencial de barras de una/dos/tres /cuatro zonas1
N4L45km línea rural-circuito doble- torre metálica - conductor D-N4-14.73
N4L47km línea rural-circuito doble- torre metálica - conductor D-N4-32.31
N4L52km de fibra óptica ADSS/OPGW6
N4EQ2Transformador de tensión de nivel 417
N4EQ1Unidad de adquisición de datos1
N4EQ7Enlace fibra óptica1
CCS25SCADA tipo 41
CCS26Sistema de manejo de energía EMS tipo 41
CCS27Sistema de gestión de distribución DMS tipo 41
CCS28Sistema de información geográfico: GIS tipo 41
CCS29Enlace ICCP tipo 41
CCS30Sistema de medida calidad y registro tipo 41
CCS31Sistema de comunicaciones tipo 41
N4S45Sistema de control de la subestación1
N4EQ4Unidad de calidad de la potencia4
N4EQ6Enlace de comunicaciones microondas1
N4EQ9Sistema de teleprotección1
N4EQ10Interface de usuario (IHM)1
N4EQ11Unidad terminal remota1
N4EQ12Gateway de comunicaciones1
b)	Copia del concepto que sobre el proyecto emitió la Unidad de Planeación Minero Energética, con radicado UPME 20171520005741.
c)	Comunicación con radicado 003778-1 del 21 de febrero de 2017, en donde XM certifica la entrada en operación comercial, a parir del día 18 de febrero de 2017, del transformador Sochagota 230/115 kV de 180 MVA y la reconfiguración de la líneas a 115 kV Paipa – San Antonio en Paipa Sochagota y Sochagota – San Antonio, y Paipa Higueras en Paipa – Sochagota y Sochagota – Higueras.
d)	Diagrama unifilar de la subestación Sochagota 230/115 kV.
La Comisión consideró necesario verificar en terreno las características de los activos solicitados por la empresa y para tal fin el día 3 de abril de 2017 funcionarios de la CREG llevaron a cabo una visita a la Subestación Sochagota 230/115 kV, la cual fue acompañada por personal de la Empresa de Energía de Boyacá S.A. E.S.P.
Con base en la verificación de activos en terreno, se concluye que las siguientes unidades constructivas no deben ser incluidas en el inventario de la empresa por las razones que se exponen a continuación:
a)	El equipo instalado en la subestación y reportado como N4EQ1, unidad de adquisición de datos, no cumple con las características del equipo que se remunera mediante esta unidad. El equipo no archiva y procesa información de toda la subestación, ni registra sus eventos.
b)	El OR solicitó las unidades de centro de control tipo 4, CCS25, CCS26, CCS27, CCS28, CCS29, CCS30, CCS31, considerando que el número de señales de los activos de la empresa es superior al número de señales con las que se dimensiona las unidades del centro de control tipo 3 que actualmente se le está remunerando. No obstante, se tiene en cuenta que las unidades de centro de control no pertenecen a un único nivel de tensión y que en los numerales 4,3, 4,4 y 4,5 de la Resolución CREG 097 de 2008 se establecen excepciones por las cuales pueden actualizarse los cargos de los niveles de tensión 2 y 3, las cuales no se ajustan a esta situación.
c)	La unidad constructiva N4EQ6, enlace de comunicaciones microondas, no se encuentra instalada en la subestación.
d)	La unidad constructiva N4EQ11, unidad terminal remota, hace parte de la celda de control, medida y protección de la bahía de transferencia, también solicitada por el OR.
Con base en las reglas definidas en la Resolución CREG 097 de 2008, se recalcula el tamaño de la casa de control, unidad constructiva N4S48. Como resultado del análisis de la información entregada durante la actuación administrativa y a partir de las anteriores consideraciones, se ajustó el inventario de activos de la empresa. Las unidades constructivas a reconocer son las siguientes: UCDescripciónCantidad
N4S48Casa de control nivel de tensión 4 ($/m2)153.75
Aplicada la metodología establecida en la Resolución CREG 097 de 2008 se calcularon las siguientes variables:
Cotos anuales
[Pesos dic 2007]NCAAEj,nCAANEj,nAOMj,n
Nivel de Tensión 45.791.648.611893.945.3613.836.441.907
La Comisión, en sesión No. 775 del 5 de mayo de 2017, aprobó modificar el costo anual por el uso de los activos de nivel de tensión 4 de la Empresa de Energía de Boyacá S.A. E.S.P., por el proyecto “conexión Sochagota 230/115 kV – 180 MVA”.
Artículo 1.	El artículo 1 de la Resolución CREG 120 de 2009, modificado por las resoluciones CREG 084 de 2010, 082 de 2011, 079 de 2012 y 029 de 2015, queda así:
“Artículo 1. Costo Anual por el uso de los activos del Nivel de Tensión 4. El Costo Anual por el Uso de los Activos del Nivel de Tensión 4 operados por la Empresa de Energía de Boyacá S.A. E.S.P., calculado en la forma establecida en la Resolución CREG 097 de 2008, es el siguiente:
Artículo 2.	El artículo 5 de la Resolución CREG 120 de 2009, modificado por las resoluciones CREG 082 de 2011, 079 de 2012 y 029 de 2015, queda así:
“Artículo 5. Costos de reposición de la inversión. Los costos de reposición de la inversión del OR Empresa de Energía de Boyacá S.A. E.S.P. para cada nivel de tensión, calculados en la forma establecida en la Resolución CREG 097 de 2008, son los siguientes:
Artículo 4.	Recursos. La presente resolución deberá notificarse a la Empresa de Energía de Boyacá S.A. E.S.P. Contra lo dispuesto en este acto procede el recurso de reposición, el cual se podrá interponer ante la Dirección Ejecutiva de la CREG dentro de los cinco (5) días hábiles siguientes a la fecha de su notificación.
Dada en Bogotá. D. C., a 05 MAY. 2017
Creg052-2017.docCreg052-2107.pdf

References: artículo 23
 artículo 41
 Resolución 
 Resolución 
 Resolución 
 artículo 9
 Resolución 
 Resolución 
 Resolución 
 Resolución 
 Resolución 

Artículo 1
 artículo 1
 Resolución 
 Resolución 

Artículo 2
 artículo 5
 Resolución 
 Resolución 

Artículo 4
 resolución