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Timestamp: 2018-12-17 07:55:39
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Matched Legal Cases: ['artículo 73', 'artículo 87', 'artículo 87', 'artículo 88', 'artículo 127', 'artículo 45', 'artículo 45', 'artículo 22', 'artículo 22', 'artículo 29', 'artículo 29']

﻿ RESOLUCIÓN 57 DE 2009
RESOLUCIÓN 57 DE 26 DE MAYO DE 2009
CONTENIDO:COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS. ACTUALIZA LOS COSTOS DE INVERSIÓN DE LAS ACTIVIDADES DE GENERACIÓN Y DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN LAS ZONAS NO INTERCONECTADAS, CONTENIDOS EN LA RESOLUCIÓN 91 DE 2007.
“Por la cual se actualizan los costos de inversión de las actividades de generación y distribución de energía eléctrica en las zonas no interconectadas contenidos en la Resolución CREG 91 de 2007”.
El artículo 73.11 de la Ley 142 de 1994 faculta a la Comisión de Regulación de Energía y Gas para establecer fórmulas para la fijación de las tarifas de los servicios públicos.
Según los artículos 23 y 42 de la Ley 143 de 1994, le corresponde a la Comisión de Regulación de Energía y Gas definir la metodología para el cálculo de las tarifas por el acceso y uso de las redes eléctricas, y aprobar las tarifas que deban sufragarse por su uso y por el acceso a ellas.
El artículo 87 de la Ley 142 de 1994 establece los criterios bajo los cuales se debe definir el régimen tarifario.
Según el criterio de suficiencia financiera definido por el artículo 87.4 de la Ley 142 de 1994, las fórmulas tarifarias que establezca la Comisión de Regulación de Energía y Gas deben permitir remunerar el patrimonio de los accionistas en la misma forma en la que lo habría remunerado una empresa eficiente en un sector de riesgo comparable.
De acuerdo con el artículo 88.1 de la Ley 142 de 1994, la Comisión de Regulación de Energía y Gas puede establecer topes máximos y mínimos de tarifas.
El artículo 127 de la Ley 142 de 1994, dispone que antes de doce meses de la fecha prevista para que termine la vigencia de las fórmulas tarifarias, la Comisión de Regulación de Energía y Gas deberá poner en conocimiento de las empresas de servicios públicos las bases sobre las cuales efectuará el estudio para determinar las fórmulas del período siguiente.
En la Resolución CREG 91 de 2007 que desarrolló el marco tarifario para las zonas no interconectadas, se fijó el 12,18% en pesos constantes antes de impuestos como el costo de capital invertido para remunerar los activos de la actividad de generación y de distribución de energía eléctrica en las ZNI.
El inciso final del artículo 45 de la Resolución CREG 91 de 2007 establece que: “Una vez la comisión defina el costo de capital invertido para la actividad de distribución de energía eléctrica en el SIN para el próximo período tarifario, podrá ajustar la tasa establecida en este artículo”.
Mediante la Resolución CREG 93 de 2008 la Comisión de Regulación de Energía y Gas expidió una nueva metodología para la determinación del costo promedio de capital para la actividad de distribución de energía eléctrica en el sistema interconectado nacional.
La Comisión de Regulación de Energía y Gas consideró necesario adelantar un análisis para determinar la necesidad de modificar el costo de capital definido en el artículo 45 de la Resolución CREG 91 de 2007 y proponer una nueva tasa de descuento, revisando los parámetros aplicables a la metodología utilizada para determinar el costo de capital para remunerar las actividades de generación y distribución de energía eléctrica en las zonas no interconectadas.
La Comisión de Regulación de Energía y Gas, mediante la Resolución CREG 56 de 2009 revisó los parámetros aplicables a la metodología utilizada para determinar el costo promedio ponderado de capital para remunerar las actividades de generación y distribución de energía eléctrica en las zonas no interconectadas.
Es necesario actualizar los costos de inversión utilizados para remunerar las actividades de generación y distribución de energía eléctrica en las zonas no interconectadas contenido en la Resolución CREG 91 de 2007, con el fin de dar aplicación a lo dispuesto en la Resolución CREG 56 de 2009.
La Comisión de Regulación de Energía y Gas, en su sesión 409 del 26 de mayo de 2009 aprobó por unanimidad expedir la presente resolución.
ART. 1º—La presente resolución tiene como objeto actualizar los costos de inversión utilizados para remunerar las actividades de generación y distribución de energía eléctrica en las zonas no interconectadas, contenidos en la Resolución CREG 91 de 2007, con el fin de dar aplicación a lo dispuesto en la Resolución CREG 56 de 2009.
ART. 2º—Actualizar el artículo 22 de la Resolución CREG 91 de 2007. El artículo 22 de la Resolución CREG 91 de 2007 quedará así:
“ART. 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 ($/kWh), incluye los costos de adquisición, transporte, instalación, diseños, permisos ambientales, almacenamiento de combustible, transformadores elevadores, equipos de telemedida y los necesarios para la puesta en operación de una central de generación, y dependerá del tamaño, tecnología, horas de prestación del servicio y el tipo de combustible de cada unidad de generación, como se muestra a continuación:
a) Costos de inversión y mantenimiento de generadores diésel operando con ACPM
Componente de remuneración de inversiones y mantenimiento de unidades diésel de 1800 rpm ($ de diciembre de 2006)
kW Nominal Inversión $/kWh Mantto. $/kWh kW Nominal Inversión $/kWh Mantto. $/kWh
24hr 12hr 6hr 24hr 12hr 6hr
11 432,07 479,30 592,58 150,02 250 91,57 110,13 150,82 28,70
15 341,79 379,37 469,42 119,58 300 86,98 103,96 141,34 27,90
20 309,34 343,79 426,13 110,02 350 85,66 101,88 137,73 28,02
25 272,97 301,87 371,59 90,88 400 101,28 118,17 156,07 32,88
30 237,87 263,18 324,18 79,72 500 109,95 127,10 165,94 37,31
35 207,45 229,56 282,85 69,70 600 101,21 116,83 152,27 34,68
40 183,08 202,61 249,67 61,58 700 98,39 113,21 146,94 34,17
50 161,43 178,82 220,65 55,01 800 101,89 116,90 151,18 35,87
55 152,42 168,90 208,51 52,18 900 111,67 129,02 168,32 39,33
75 124,25 137,81 170,34 43,05 1000 119,63 136,99 176,73 40,66
115 132,42 153,93 202,38 41,59 1200 114,51 131,88 171,39 39,06
150 122,30 141,25 184,20 39,86 1500 131,33 150,51 194,33 46,24
200 108,00 130,23 178,89 33,48 2000 ó > 118,02 135,43 175,16 41,85
n Número de plantas del parque de generación.
Costo de inversión promedio del conjunto de plantas del parque de generación en el mes m.
Costo de inversión aprobado por la CREG para la planta j.
Costo de mantenimiento promedio del conjunto de plantas del parque de generación en el mes m.
Costo de mantenimiento aprobado por la CREG para la planta j.
Energía generada en el mes m por la planta j.
Energía total generada en el mes m por el parque de generación.
b) Costo de inversión de centrales hidroeléctricas a pequeña escala
Componente de remuneración de inversiones en PCHs ($ de diciembre de 2006)
Tipo de solución Rango kW $/kWh
Microturbinas 1 100 307,34
Minicentrales 100 1000 225,38
Pequeñas centrales 1000 10000 122,93
c) Costo de inversión para soluciones individuales
Cuando sean empleadas las soluciones individuales los cargos máximos de generación estarán definidos de la siguiente forma:
Individual DC 0,05 0,1 439,75
Individual AC 0,075 0,5 422,16
Centralizado aislado 0,3 10,0 296,69
d) Costo de inversión de sistemas híbridos y otras tecnologías de generación
Los costos unitarios de inversión para sistemas híbridos y otras tecnologías de generación no definidos en la presente resolución, podrán proponerse a la comisión quien definirá en resolución particular los costos correspondientes”.
ART. 3º—Actualizar el artículo 29 de la Resolución CREG 91 de 2007. El artículo 29 de la Resolución CREG 91 de 2007 quedará así:
“ART. 29.—Remuneración de la actividad de distribución de energía eléctrica. La actividad de distribución de energía eléctrica se remunerará utilizando los siguientes cargos máximos para los niveles de tensión 1 y 2 ($ de diciembre de 2006):
Nivel de tensión Componente de inversión $/kWh Componente de AOM $kWh Total $/kWh
N = 1 71,68 12,04 83,72
N = 2 11,69 2,42 14,11
PAR. 3º—Los sistemas de distribución expuestos al efecto de contaminación salina, tendrán derecho a una remuneración adicional de 12.5% por concepto de AOM sobre el valor de la componente de AOM expresados en la tabla 4 de la presente resolución. Para determinar qué sistemas de distribución están expuestos a contaminación salina, se adoptará la normatividad vigente para el sistema interconectado nacional”.
Dada en Bogotá, D.C., 26 de mayo de 2009.