CREG - Resolución 501 062 de 2024

República de Colombia

Ministerio de Minas y Energía COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS RESOLUCIÓN No. 501 062 DE 20 24 (05 SEP. 2024) Por la cual se resuelve el recurso de reposición interpuesto por la COMPAÑÍA ENERGÉTICA DE OCCIDENTE S.A.S. E.S.P. contra la Resolución CREG 501 021 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.

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 141 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 la COMPAÑÍA ENERGÉTICA DE OCCIDENTE S.A.S. E.S.P. El plan de inversiones inicialmente aprobado fue modificado para el periodo 2023-2027 mediante la Resolución CREG 501 021 de 2023. En el documento CREG 901 039 de 2023 se encuentra el soporte de la Resolución CREG 501 021 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. Firmado Electronicamente con AZSign Acuerdo: 20241002-144718-801961-82722378

2024-10-03T07:37:12-05:00 - Pagina 1 de 23RESOLUCIÓN No. 501 062 DE 05 SEP. 2024 HOJA No. 2/21

Por la cual se resuelve el recurso de reposición interpuesto por la COMPAÑÍA ENERGÉTICA DE OCCIDENTE S.A.S. E.S.P. contra la Resolución CREG 501 021 de 2023. La COMPAÑÍA ENERGÉTICA DE OCCIDENTE S.A.S. E.S.P. , mediante comunicación con radicado CREG E2024001089 del 23 de enero de 2024 , presentó recurso de reposición contra la Resolución CREG 501 023 de 2023. En la comunicación citada se indica lo siguiente:

comunicación con radicado CREG E2024001089 del 23 de enero de 2024 , presentó recurso de reposición contra la Resolución CREG 501 023 de 2023. En la comunicación citada se indica lo siguiente: (…) OMAR SERRANO RUEDA, mayor de edad, identificado como aparece al pie de mi firma, actuando en mi calidad de Representante Legal según consta en el Certificado de Existencia y Representación Legal de COMPAÑÍA ENERGÉTICA DE OCCIDENTE S.A.S. E.S.P. (en adelante “CEO” o La Compañía), identificada con NIT 900366010 -1; con todo respeto por medio del presente memorial me permito interponer, con fundamento en los artículos 74 y s.s. del CPACA, el artículo 113 de la Ley 142 de 1994, y encontrándome dentro del término legal conferido para el efecto, RECURSO DE REPOSICIÓN PARCIAL en contra de la Resolución CREG 501 021 del 01 de diciembre de 2023 “Por la cual se modifica el plan de inversiones del mercado de comercialización atendido por la COMPAÑÍA ENERGÉTICA DE OCCIDENTE S.A.S E.S.P., aprobado en la Resolución CREG 141 de 2019” , con el fin de que acojan las siguientes:

I. PRETENSIONES

Primera. – Que se revoque parcialmente la decisión contenida en la Resolución CREG 501 021 de 2023, tomada dentro de la actuación administrativa iniciada bajo el expediente 2023-0040.

Segunda. – Que, en su lugar, se apruebe el valor total de las inversiones presentadas por CEO en la solicitud de ajuste del Plan de inversión para el periodo 2023 -2027, conforme a las

Segunda. – Que, en su lugar, se apruebe el valor total de las inversiones presentadas por CEO en la solicitud de ajuste del Plan de inversión para el periodo 2023 -2027, conforme a las peticiones que se detallan a continuación y de acuerdo con los argumentos fácticos y jurídicos que se exponen en el presente recurso:

2.1. Que no se excluyan activos de proyectos reportados con nivel de tensión 4 y tipo de inversión IV que están relacionados con el STN, teniendo en cuenta que la regulación (N. 6.3.4. Anexo General de la Resolución CREG 015 de 2018) solo exige aprobación previa de la UPME para las inversiones Tipo I y II que se realicen en el STR.

2.1.1. Que se apruebe el Proyecto del segundo banco de transformación en la subestación San Bernardino (código proyecto 400500), teniendo en cuenta que: (i) este proyecto ya había sido aprobado en las Resoluciones CREG 141 de 2019 y CREG 198 de 2020; y (ii) que el proyecto es una inversión Tipo IV y por lo tanto no requiere aprobación de la UPME.

2.2. Que se acepten las correcciones en el formato, por cambios en el nivel de tensión asociado a varios proyectos, según se detalla en el presente recurso y los documentos adjuntos, por haber sido asignados en un nivel de tensión al cual no correspondían.

2.3. Que se acepten las correcciones asociadas a las bahías de transformadores solicitadas.

2.3.1. Que se acepten las correcciones de los códigos IUA de cada transformador de los siguientes proyectos con código 403100-N2, 403100-N4, 403900-N2 y 403900-N3.

2.3.1. Que se acepten las correcciones de los códigos IUA de cada transformador de los siguientes proyectos con código 403100-N2, 403100-N4, 403900-N2 y 403900-N3.

2.3.2. Que se acepte la eliminación de los proyectos 402300 -N4, 403100-N4 y 403200-N4 del plan de inversiones, de acuerdo con el fundamento expuesto en el presente documento.

2.4. Que se acepte la reclasificación de algunos proyectos, entre ellos los que hacen parte del Macro-Proyecto “Protecciones y Telecontrol”, como inversión Tipo IV y, en consecuencia, sean aprobados dentro del Plan de inversiones ajustado, conforme al fundamento expuesto en el presente recurso y los documentos soporte que se adjuntan al mismo. Firmado Electronicamente con AZSign Acuerdo: 20241002-144718-801961-82722378

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Por la cual se resuelve el recurso de reposición interpuesto por la COMPAÑÍA ENERGÉTICA DE OCCIDENTE S.A.S. E.S.P. contra la Resolución CREG 501 021 de 2023.

2.4.1. Que, con independencia de su clasificación en inversiones Tipo III o Tipo IV, se apruebe el reconocimiento de los proyectos de Protección y Telecontrol dentro del Plan de inversiones ajustado, teniendo en cuenta que: (i) son proyectos de naturaleza multianual; (ii) son proyectos requeridos para el cumplimiento d metas de calidad; y (iii) CEO realizó la ejecución del 100% de los proyectos solicitados para aprobación con este objeto en el 2023, dada su importancia para

requeridos para el cumplimiento d metas de calidad; y (iii) CEO realizó la ejecución del 100% de los proyectos solicitados para aprobación con este objeto en el 2023, dada su importancia para el cumplimiento de las metas de calidad.

2.5. Que para la aprobación de los tipos de módulos comunes solicitados, las validaciones de la CREG se orienten a verificar que los valores por bahía de módulos comunes nuevos que finalmente son solicitados para reconocimiento de INVA corresponden al número exacto de bahías nuevas que se construyen por nivel de tensión; asimismo, que para la selección del tipo de módulo común a instalar por nivel de tensión, sí es adecuado considerar las bahías tanto existentes por nivel de tensión como las nuevas a instalar.

2.5.1. Que se reconozca el total de inversiones solicitadas por bahía y que para aquellas UCs cuyo reconocimiento está dado por bahía, en el procesamiento de la información no sea considerado un error utilizar en varias oportunidades (por bahía intervenida) el mismo código IUA de la UC a la que pertenecen.

2.5.2. Que se acepten las correcciones adicionales sobre las UC de módulos comunes referenciados en cada uno de los proyectos, de acuerdo con el fundamento expuesto en el presente recurso y según los documentos soporte que se adjunta al mismo.

2.6. Que se tengan en cuenta todos los ajustes realizados por CEO asociados a las UC de Control de Subestación NOPX que se proponen para ser instaladas en subestaciones, conforme se precisó en la respuesta al Auto de pruebas.

2.6.1. Que se tenga en cuenta que CEO no está solicitando varias UCs de control de subestaciones para una misma subestación, año y nivel de tensión, sino que se está solicitando

se precisó en la respuesta al Auto de pruebas.

2.6.1. Que se tenga en cuenta que CEO no está solicitando varias UCs de control de subestaciones para una misma subestación, año y nivel de tensión, sino que se está solicitando es el reconocimiento de inversiones por bahía, lo cual es verificable con los datos que arroja la inversión solicitada para estos proyectos.

2.6.2. Que, para efectos del reconocimiento de inversiones en controles de subestación, no se asuma como un error en el reporte de información, cuando se asocia a un mismo código IUA de una UC varias inversiones.

2.6.3. Que para aquellas UCs cuyo reconocimiento está dado por bahía, en el procesamiento de la información a futuro, no sea considerado un error utilizar en varias oportunidades (por bahía intervenida) el mismo código IUA de la UC a la que pertenecen.

2.7. Que se aprueben las UC especiales N2PX01, N2PX02, N2PX03, N2PX04, N2PX05, N2PX06, N3PX01 Y N3PX02, de acuerdo con el fundamento expuesto en el presente recurso.

2.8. Que se apruebe el valor total solicitado de la unidad constructiva especial para la Macro medición en el nivel de tensión 1, de acuerdo con el fundamento expuesto en el presente recurso.

2.9. Que se aprueben los proyectos con código 400500 -N4, 400500-N5, 401505-N4, 402300N3, 402400, 403000, 403100 -N4 y 403100 -N2, cuyas inversiones ascienden a $21,675 millones y en los cuales se presenta instalación de un transformador STR/SDL junto con sus bahías de alta y baja tensión, de acuerdo con el fundamento expuesto en el presente recurso y

millones y en los cuales se presenta instalación de un transformador STR/SDL junto con sus bahías de alta y baja tensión, de acuerdo con el fundamento expuesto en el presente recurso y los documentos soporte que se adjunta al mismo. (…) Firmado Electronicamente con AZSign Acuerdo: 20241002-144718-801961-82722378

2024-10-03T07:37:12-05:00 - Pagina 3 de 23RESOLUCIÓN No. 501 062 DE 05 SEP. 2024 HOJA No. 4/21

Por la cual se resuelve el recurso de reposición interpuesto por la COMPAÑÍA ENERGÉTICA DE OCCIDENTE S.A.S. E.S.P. contra la Resolución CREG 501 021 de 2023. A continuación, se presenta el análisis de las pretensiones y sus fundamentos presentadas por el Operador de Red, OR, en el recurso de reposición: Solicitud No. 1 (…) Primera. – Que se revoque parcialmente la decisión contenida en la Resolución CREG 501 021 de 2023, tomada dentro de la actuación administrativa iniciada bajo el expediente 2023-0040. (…) Análisis de la Comisión En relación con esta solicitud, la Comisión indica que no es posible acceder a la solicitud presentada por el OR, ya de acuerdo con la etapa procesal en que nos encontramos, estamos en la resolución del recurso de reposición, el cual procede de acuerdo con lo dispuesto tanto en la Ley 142 de 1994, así como en el Código de Procedimiento Administrativo y de lo Contencioso Administrativo (CPACA). Es importante recordarle al OR lo establecido en el CPACA respecto de la Revocatoria Directa de los actos administrativos, así:

de Procedimiento Administrativo y de lo Contencioso Administrativo (CPACA). Es importante recordarle al OR lo establecido en el CPACA respecto de la Revocatoria Directa de los actos administrativos, así: El artículo 93 de la Ley 1437 de 2011, dispone lo siguiente: ARTÍCULO 93. Causales de revocación. Los actos administrativos deberán ser revocados por las mismas autoridades que los hayan expedido o por sus inmediatos superiores jerárquicos o funcionales, de oficio o a solicitud de parte, en cualquiera de los siguientes casos:

1. Cuando sea manifiesta su oposición a la Constitución Política o a la ley.

2. Cuando no estén conformes con el interés público o social, o atenten contra él.

3. Cuando con ellos se cause agravio injustificado a una persona.

ARTÍCULO 94. Improcedencia. La revocación directa de los actos administrativos a solicitud de parte no procederá por la causal del numeral 1 del artículo anterior, cuando el peticionario haya interpuesto los recursos de que dichos actos sean susceptibles, ni en relación con los cuales haya operado la caducidad para su control judicial. De acuerdo con lo anterior, se reitera que es improcedente que a través de un recurso de reposición se solicite la revocatoria parcial de la resolución, más aún cuando de parte del OR en ningún momento se invoca alguna de las causales antes mencionadas. Ahora bien, de la lectura del escrito pudiera decirse que todo el argumento se centra en que presuntamente la Comisión está actuando de una manera distinta a lo que dispone la regulación y en ese caso al haber sido interpuesto el recurso, claramente no procede la revocatoria solicitada. En conclusión, por lo anteriormente expuesto no se accede a lo solicitado , sin

manera distinta a lo que dispone la regulación y en ese caso al haber sido interpuesto el recurso, claramente no procede la revocatoria solicitada. En conclusión, por lo anteriormente expuesto no se accede a lo solicitado , sin embargo, se analizan todas las peticiones presentadas en el recurso. Solicitud No. 2 (…) Segunda. – Que, en su lugar, se apruebe el valor total de las inversiones presentadas por CEO en la solicitud de ajuste del Plan de inversión para el periodo 2023-2027, conforme a las peticiones que se detallan a continuación y de acuerdo con los argumentos fácticos y jurídicos que se exponen en el presente recurso: (…) Firmado Electronicamente con AZSign Acuerdo: 20241002-144718-801961-82722378

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Por la cual se resuelve el recurso de reposición interpuesto por la COMPAÑÍA ENERGÉTICA DE OCCIDENTE S.A.S. E.S.P. contra la Resolución CREG 501 021 de 2023. Análisis de la Comisión Tal y como se muestra en esta solicitud, se observa que claramente no se busca que se revoque la resolución, sino que por el contrario se le dé la razón al OR y por lo tanto se reponga la decisión, que son términos completamente diferentes. Respecto al numeral 2.1 y 2.1.1 de la solicitud: La Resolución CREG 015 de 2018 establece en el numeral 6.3.4 del Anexo General que los proyectos de inversión en el STR tipo I y II requieren aprobación

Respecto al numeral 2.1 y 2.1.1 de la solicitud: La Resolución CREG 015 de 2018 establece en el numeral 6.3.4 del Anexo General que los proyectos de inversión en el STR tipo I y II requieren aprobación por parte de la Unidad de Planeación Minero Energética, UPME, de acuerdo con los criterios definidos por dicha entidad. Por otro lado, los proyectos de inversión tipo IV según el numeral 6.3.3.2 del Anexo General de la Resolución CREG 015 de 2018 corresponden a proyectos que buscan mejorar la confiabilidad y calidad del servicio reducción y mantenimiento de pérdidas, renovación tecnológica de los activos de uso del sistema y otras áreas que identifique el OR. En los activos presentados por la COMPAÑÍA ENERGÉTICA DE OCCIDENTE S.A.S. E.S.P. se excluyeron los relacionados a los del S istema de Transmisión Nacional, STN, (nivel 4) los cuales estaban principalmente relacionados al banco de transformación de la subestación San Bernandino, sus bahías y algunos equipos de subestación relacionados al proyecto de código 400500. Los literales 11, 12, 14 y 15 de l numeral II de la comunicación presentada por la COMPAÑÍA ENERGÉTICA DE OCCIDENTE S.A.S. E.S.P. indican con relación con el proyecto del segundo banco de transformación de la S/E San Bernandino (230/115 kV) que: (…) §11. El proyecto consiste en la instalación de un segundo banco de transformación trifásico 230/115 kV (3x50 MVA) en la subestación, que tiene por objeto mejorar la confiabilidad en la conexión al STN del STR operado por CEO, con el fin de garantizar el cubrimiento de la demanda

230/115 kV (3x50 MVA) en la subestación, que tiene por objeto mejorar la confiabilidad en la conexión al STN del STR operado por CEO, con el fin de garantizar el cubrimiento de la demanda de la zona Centro del departamento del Cauca y la Costa Pacífica, recientemente interconectada al SIN, cuya operación se encuentra a cargo de CEDENAR.

§12. Dichas necesidades fueron identificadas y expresadas por la UPME en el numeral 6.3.16 del Plan de Expansión de referencia Generación - Transmisión 2013-2027. En dicho apartado, la UPME menciona lo siguiente: “Agotamiento en la capacidad de transformación 230/115 kV; se observa agotamiento de la capacidad de transformación en las subestaciones Jamondino y San Bernardino, lo que puede producir demanda no atendida en condiciones normales de operación y ante contingencia. Actualmente como parte de la solu ción el OR se encuentra en proceso de instalación de un segundo Transformador en la subestación Jamondino con fecha de entrada en operación diciembre de 2013, se recomienda a los ORs incumbentes estudiar y presentar nuevos puntos de conexión al STN y/o repotenciar los actuales". Teniendo en cuenta la recomendación de la UPME, CEO desarrolló en el año 2014 un estudio de conexión con el fin de evaluar la viabilidad técnica y económica de realizar el proyecto y posteriormente solicitó concepto de viabilidad a ISA INTERCOLOMBIA, el cual fue positivo. (…) §14. Como complemento a lo expresado en el Plan de Expansión 2013 – 2027 de la UPME, XM en los informes IPOELP de los años 2021 y 2022 ha identificado cierto grado de vulnerabilidad o restricción en el STR operado por CEO ante la contingencia N -1 que considera la salida de

en los informes IPOELP de los años 2021 y 2022 ha identificado cierto grado de vulnerabilidad o restricción en el STR operado por CEO ante la contingencia N -1 que considera la salida de operación de este transformador, restricción que ha sido corroborada por CEO y expresada en los Planes de Expansión del STR.

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Por la cual se resuelve el recurso de reposición interpuesto por la COMPAÑÍA ENERGÉTICA DE OCCIDENTE S.A.S. E.S.P. contra la Resolución CREG 501 021 de 2023. §15. En conclusión, con este proyecto no solo se busca garantizar la tensión de operación dentro del rango operativo permitido (+/ -10%) ante contingencias N -1 en las barras del STR que administra y opera CEO, si no también, garantizar la confiabilidad en la atención de la demanda, atendiendo las recomendaciones del planeador nacional UPME y del operador nacional XM. (…) Considerando lo presentado por el OR y los aspectos regulatorios asociados a los proyectos de inversión tipo IV , la Comisión decide incluir en el reconocimiento de activos para el ajuste al plan de inversión 2023 -2027 los activos de nivel de tensión 4 pertenecientes a proyectos tipo IV. Respecto al numeral 2.2 de la solicitud: Luego de revisado el listado de proyectos presentados por la COMPAÑÍA

ENERGÉTICA DE OCCIDENTE S.A.S. E.S.P. en el archivo

tensión 4 pertenecientes a proyectos tipo IV. Respecto al numeral 2.2 de la solicitud: Luego de revisado el listado de proyectos presentados por la COMPAÑÍA ENERGÉTICA DE OCCIDENTE S.A.S. E.S.P. en el archivo “Formato_reporte_inventario_OR_Rev_3_FORMATO_5” del radicado CREG E2024001089 del 23 de enero de 2024 y compararlo con los inventarios aprobados en la Resolución CREG 501 021 de 2023 (radicado CREG S2023006891 del 29 de diciembre de 2023 ) respecto al nivel de tensión, se identificó el siguiente proyecto con un nivel de tensión distinto: Código proyecto Nombre del proyecto Nivel E2024001089 Nivel S2023006891 400500-N5 San Bernardino 150 MVA - 230/115 Kv - N5 5 4 Con base en lo solicitado en la Circular CREG 051 de 2018 en el formato “Circular029-2018 Formatos reporte inventario OR Rev 3.xlsx”, el campo Nivel solo puede tener los valores 4, 3, 2 y 1 y se refiere al nivel de tensión en que se reconoce el activo por lo que en concordancia a lo expuesto e inventarios revisados, no se realizan ajustes sobre el nivel de tensión de los proyectos. Respecto al numeral 2.3, 2.3.1 y 2.3.2: Sobre los Identificadores Únicos de Activos, IUA, de transformador del numeral 2.3.1 se presentan los siguientes cambios sobre el formato 5.6: Código proyecto IUA provisional IUA transformador S2023006891 IUA transformador E2024001089 403100-N2 113002814000 113002725000 111006845000

2.3.1 se presentan los siguientes cambios sobre el formato 5.6: Código proyecto IUA provisional IUA transformador S2023006891 IUA transformador E2024001089 403100-N2 113002814000 113002725000 111006845000 403100-N2 113002813000 113002725000 111006845000 403100-N2 (403100-N4) 113002810000 113002725000 111006845000 403100-N4 113002811000 N/A (UC eliminada) 111006845000 403900-N2 113002795000 0 111002569000 403900-N2 113002796000 0 111002569000 403900-N2 113002794000 113002613000 111002569000 403900-N3 113002793000 0 111002569000 403900-N3 113002792000 113002613000 111002569000 El registro que presenta el código del proyecto “403100-N2 (403100 -N4)” corresponde a uno el cual fue trasladado por el OR desde el proyecto 403100-N4 al 403100-N2, esto debido a que solicitó en el numeral 2.3.2 la eliminación de este inicialmente mencionado y los proyectos de código 402300-N4, 403100-N4 y 403200-N4. Firmado Electronicamente con AZSign Acuerdo: 20241002-144718-801961-82722378

2024-10-03T07:37:12-05:00 - Pagina 6 de 23RESOLUCIÓN No. 501 062 DE 05 SEP. 2024 HOJA No. 7/21

Por la cual se resuelve el recurso de reposición interpuesto por la COMPAÑÍA ENERGÉTICA DE OCCIDENTE S.A.S. E.S.P. contra la Resolución CREG 501 021 de 2023.

Por la cual se resuelve el recurso de reposición interpuesto por la COMPAÑÍA ENERGÉTICA DE OCCIDENTE S.A.S. E.S.P. contra la Resolución CREG 501 021 de 2023. Para el activo con el IUA provisional 113002796000 se identificó que el IUA de transformador asociado que reportó el OR en el recurso no existe en la base de activos del OR, por lo tanto, se le asignó el IUA de transformador 113002613000 a dicho activo , el cual se encontraba en el inventario aprobado mediante la Resolución CREG 501 021 de 2023. Con relación con la solicitud de eliminación de los proyectos 402300-N4, 403100-N4 y 403200 -N4 del numeral 2.3.2 , la COMPAÑÍA ENERGÉTICA DE OCCIDENTE S.A.S. E.S.P. en el literal 47 del numeral II en la tabla adjunta manifiesta: (…) Adicionalmente se identificaron 3 proyectos (402300-N4, 403100-N4 y 403200N4) en los cuales sus bahías no fueron aprobadas a CEO por no haberse reportado la bahía en N4 de cada proyecto y solicitaban concepto UPME, por lo cual estos proyectos son eliminados del plan solicitado para aprobación y las bahías se integraron al proyecto del SDL (402300-N3, 403100N2 y 403200-N3.) (…) Inicialmente, hay que resaltar que los cálculos de las inversiones aprobadas a los OR que presentan plan de inversión se hacen considerando el nivel de tensión, categoría de activos y año de entrada de operación tal como se describe en el numeral 3.1.1.2.1 del Anexo General de la Resolución CREG 015 de 2018,

los OR que presentan plan de inversión se hacen considerando el nivel de tensión, categoría de activos y año de entrada de operación tal como se describe en el numeral 3.1.1.2.1 del Anexo General de la Resolución CREG 015 de 2018, por lo que la reubicación de activos en otros proyectos no altera las condiciones en las que se valoran los mismos incluyendo las revisiones que realice la Comisión. Se identificaron activos tanto en el formato 6 como en el formato 9 de los proyectos en mención. Los códigos de Unidades Constructivas, UC, presentados en el formato 6 están mayormente relacionados con módulos comunes y de barraje, así como bahías de transformador. Los códigos UC presentados en el formato 9 corresponden únicamente al “Control y protección de bahía de transformador – N4” (N4P2). Luego de analiza r todos los registros relacionados con la solicitud del OR , la Comisión no considera necesaria la eliminación de proyectos ni hacer el traslado de los activos reconocidos , dado que la información no presenta cambios significativos ni implica cambios en el reconocimiento de estos, que de cualquier forma se entienden como una modificación de la solicitud inicial, lo cual no puede ser objeto de revisión ni ajuste en la etapa de recurso. Se destaca el activo con IUA provisional 113002810000 el c ual tuvo un ajuste en el IUA de transformador, siendo reconocido por la Comisión. Por otro lado, se identificó la inclusión de una UC de transformador en el archivo “Formato_reporte_inventario_OR_Rev_3_FORMATO_5”, la cual según lo reportado en la columna “ajustes OR revisión 1” el OR indica que “Debido que no se aceptó comentario en el auto de pruebas de reutilizar transformador reparado se adiciona

“Formato_reporte_inventario_OR_Rev_3_FORMATO_5”, la cual según lo reportado en la columna “ajustes OR revisión 1” el OR indica que “Debido que no se aceptó comentario en el auto de pruebas de reutilizar transformador reparado se adiciona UC para la instalación de un transformador nuevo. Con esto se subsanaría reportar el IUA de transformador.” Se debe destacar que, la Comisión no acepta la inclusión de esta y otras UC dado que esta adición obedece a nuevas unidades constructivas presentadas en el recurso las cuales no fueron presentadas por el OR en la solicitud inicial, dichas UC son nuevos elementos, no sujetos a revisión en recurso de reposición. Lo anterior, se sustenta en los artículos 74 y 77 del CPACA. Por lo tanto, esta solicitud no se considera dentro de la reposición. Firmado Electronicamente con AZSign Acuerdo: 20241002-144718-801961-82722378

2024-10-03T07:37:12-05:00 - Pagina 7 de 23RESOLUCIÓN No. 501 062 DE 05 SEP. 2024 HOJA No. 8/21

Por la cual se resuelve el recurso de reposición interpuesto por la COMPAÑÍA ENERGÉTICA DE OCCIDENTE S.A.S. E.S.P. contra la Resolución CREG 501 021 de 2023. Respecto a los numerales 2.4 y 2.4.1: La COMPAÑÍA ENERGÉTICA DE OCCIDENTE S.A.S. E.S.P. en el literal 47 del numeral II de la comunicación, indica: (…) Al respecto, si bien se encontraron algunos casos puntuales en los que efectivamente el código IUA de reemplazo reportado (por errores de diligenciamiento no detectados) no corresponde a

numeral II de la comunicación, indica: (…) Al respecto, si bien se encontraron algunos casos puntuales en los que efectivamente el código IUA de reemplazo reportado (por errores de diligenciamiento no detectados) no corresponde a ningún IUA de las UCs de la base de activos aprobada a la fecha por la CREG a CEO, se pudo evidenciar que en la mayoría de las situaciones el reporte del IUA de reemplazo realizado por CEO corresponde al código IUA de una unidad constructiva de la cual solo se está reemplazando un elemento, dado que no es posible reportar un código IUA para los elementos de UCs instaladas antes de diciembre de 2017, debido a las diferencias entre las metodologías CREG 097 de 2008 y CREG 015 de 2018. (…) Los formatos relacionados a las unidades constructivas reportadas dentro de los proyectos identificados con los códigos INVA 301101 (2023); 301102-N2, 301102N3, 301102-N4 (2024); 301103-N2, 301103 -N3, 301103 -N4 (2025); 301104 -N2, 301104-N3, 3011 -04-N4 (2026); 301105-N3, 301105-N4 (2027), corresponden a: • Formato 9: Equipos de Protección • Formato 10: Equipos de Telecontrol (…) CEO utilizó las IUA de las unidades constructivas a cambiar según el Capítulo 15 de la Resolución CREG 015 2018. A modo de ejemplo, una de las situaciones encontradas para la presentación de estos proyectos, consiste en sacar de operación el sistema de pro tecciones y telecontrol que hacía parte como elemento constitutivo de la bahía de línea que estaba siendo reconocida bajo las UC N4S7 de la Resolución CREG 097 de 2008 e instalar los nuevos sistemas

telecontrol que hacía parte como elemento constitutivo de la bahía de línea que estaba siendo reconocida bajo las UC N4S7 de la Resolución CREG 097 de 2008 e instalar los nuevos sistemas de protección que fueron definidos por la CREG, ya no den tro de las UCs de bahías de línea sino de manera independiente como una UC consolidada, que para el ejemplo particular corresponde a la UC N4P1. (…) La Comisión procedió a revisar nuevamente los activos solicitados cuyo IUA reemplazado no fue encontrado en la base inicial de activos. Con base en lo expuesto por el OR, se identificó que las fracciones costo reportados para las UC de los proyectos 301102-N2, 301102N3, 301102 -N4 (2024); 301103 -N2, 301103-N3, 301103 -N4 (2025); 301104 -N2, 301104 -N3, 3011 -04-N4 (2026); 301105-N3, 301105 -N4 (2027) en el formato 9 corresponden su mayoría a elementos (componentes) de protección controladores, cables de control y tableros, de las UC de control y protección de bahías de línea tal como se ilustra en la siguiente tabla (tomado de la Circular CREG 024 de 2020): Código UC Componentes solicitados Fracción costo solicitado N2P1 Sin componentes 100 N3P1 Tablero 12,9 Cables de control NT3 24,8 Protección Principal 1 25 Controlador de bahía 27,8 N3P2 Tablero 12,9 Cables de control NT3 24,8 Protección Principal 1 25 Controlador de bahía 27,8 Firmado Electronicamente con AZSign Acuerdo: 20241002-144718-801961-82722378

N3P2 Tablero 12,9 Cables de control NT3 24,8 Protección Principal 1 25 Controlador de