CREG - Resolución 52 de 2017

República de Colombia Ministerio de Minas y Energía

COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS RESOLUCIÓN No. 032 DE 2017 0 5 MAYO 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. 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 y 2253 de 1994, 1260 de 2013, y 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 fijar las tarifas por el acceso y uso de las redes eléctricas. Mediante la Resolución CREG 097 de 2008 modificada por las resoluciones CREG 133, 135 y 166 de 2008, la Comisión aprobó los principios generales y la metodologia para el establecimiento de los Cargos por Uso de los sistemas de transmisión regional (STR) y de distribución local (SDL). 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

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 ' operación de nuevos activos podrán actualizarse los cargos por uso de los |

| | (upRESOLUCIÓN No. 052 DE __ 05 MAYU 2017 HOJA No. 2/6

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. 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

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 capitulo 5 del anexo general de la Resolución CREG 097 de 2008. Estas son:

a) Listado de unidades constructivas que componen el proyecto en el nivel de tensión 4, con base en las definidas en el capitulo 5 del anexo general de la Resolución CREG 097 de 2008. Estas son: UC Descripción Cantidad N5S5 | Bahia de transformador, doble barra más transferencia, 230 kV 1 Autotransformador monofásico (ÓLTC) - conexión al STNNOTIA capacidad final de 51 a 60 MVA +x 00 487 Bahía de línea - configuración barra principal y transferencia - 4 A tipo convencional052 05 maru 2017 RESOLUCION No. DE HOJA No. 3/6 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. UC Descripción Cantidad N4S8 Bahía de transformador - configuración barra principal y 1 transferencia - tipo convencional Módulo baraje tipo 2 - configuración barra principal y N4S33 transferencia - tipo convencional l Bahía de maniobra - (acople - transferencia o seccionamiento) N48 17 tipo convencional l Módulo común tipo 2 (4 a 6 bahías) - tipo convencional o NAS42 encapsulada - cualquier configuración ; N4S48 | Casa de control nivel de tensión 4 ($/m2) 131.25 N4S19 |Protección diferencial de barras de una/dos/tres /cuatro zonas 1 N4L45 | km linea rural-circuito dobletorre metálica - conductor D-N4-1| 4.73 N4L47 | km línea rural-circuito dobletorre metálica - conductor D-N4-3| 2.31

N4L45 | km linea rural-circuito dobletorre metálica - conductor D-N4-1| 4.73 N4L47 | km línea rural-circuito dobletorre metálica - conductor D-N4-3| 2.31 N4L52 | km de fibra óptica ADSS/OPGW O N4EQ2 | Transformador de tensión de nivel 4 17 N4EQ1 | Unidad de adquisición de datos 1 N4EQ7 | Enlace fibra óptica 1 CCS25 | SCADA tipo 4 1 CCS26 | Sistema de manejo de energía EMS tipo 4 1 CCS27 | Sistema de gestión de distribución DMS tipo 4 1 CCS28 | Sistema de información geográfico: GIS tipo 4 1 CCS29 | Enlace ICCP tipo 4 1 CCS30 | Sistema de medida calidad y registro tipo 4 1 CCS31 | Sistema de comunicaciones tipo 4 1 N4545 | Sistema de control de la subestación 1 N4EQ4 | Unidad de calidad de la potencia 4 N4EQ06 | Enlace de comunicaciones microondas 1 N4EQ9 | Sistema de teleproteccion 1 N4EQ10 | Interface de usuario (IHM) 1 N4EQ11 | Unidad terminal remota 1 N4EQ12 | Gateway de comunicaciones 1 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

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. ) Diagrama unifilar de la subestación Sochagota 230/115 kV. a

[|RESOLUCIÓN No. __9 9 2 DE 05 MAYO 2017 HOJA No. 4/6

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. La Comisión consideró necesario verificar en terreno las características de los activos solicitados por la empresa y para tal fin el dia 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.

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 N4548. 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: UC Descripción Cantidad N5S5 |Bahía de transformador, doble barra más transferencia, 230 kV 1

inventario de activos de la empresa. Las unidades constructivas a reconocer son las siguientes: UC Descripción Cantidad N5S5 |Bahía de transformador, doble barra más transferencia, 230 kV 1 Autotransformador monofásico (ÓLTC) - conexión al STNNST14 capacidad final de 51 a 60 MVA Bahía de línea - configuración barra principal y transferencia - 4 N4S7 tipo convencionalRESOLUCIÓN No. 052 05 MAYO 2017 DE HOJA No. 5/6 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. UC Descripción Cantidad Bahía de transformador - configuración barra principal y N4S8 ; ; 1 transferencia - tipo convencional Módulo baraje tipo 2 - configuración barra principal y N4533 : ; 1 transferencia - tipo convencional Bahía de maniobra - (acople - transferencia o seccionamiento) N4S17 |. 1 tipo convencional Módulo común tipo 2 (4 a 6 bahías) - tipo convencional o N4542 . ., 1 encapsulada - cualquier configuración N4S48 | Casa de control nivel de tensión 4 ($/m2) 153.75 N4519 | Protección diferencial de barras de una/dos/tres /cuatro zonas | 1 N4L45 | km línea rural-circuito dobletorre metálica - conductor D-N4-1| 4.73 N4L47 | km línea rural-circuito dobletorre metálica - conductor D-N4-3| 2.31 N4L52 | km de fibra óptica ADSS/OPGW 6 N4EQ2 | Transformador de tensión de nivel 4. 17

N4L47 | km línea rural-circuito dobletorre metálica - conductor D-N4-3| 2.31 N4L52 | km de fibra óptica ADSS/OPGW 6 N4EQ2 | Transformador de tensión de nivel 4. 17 N4EQ7 | Enlace fibra óptica 1 N4545 | Sistema de control de la subestación 1 N4EQ4 | Unidad de calidad de la potencia 4 N4EQ9 | Sistema de teleprotección 1 N4EQ 10 Interface de usuario (IHM) 1 N4EQ12| Gateway de comunicaciones 1 Aplicada la metodología establecida en la Resolución CREG 097 de 2008 se calcularon las siguientes variables: Cotos anuales [Pesos dic 20077] NCAAE;n CAANE;n AOM;j,n Nivel de Tensión 4 |5.791.648.611| 893.945.361 |3.836.441.907 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”, RESUELVE: Artículo 1. El articulo 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 asi: “Articulo 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

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“Articulo 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

Ny | wo r05 MAYO 2017

RESOLUCIÓN No. 032 DE HOJA No. 6/6

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. 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: Costo Anual por el Uso de los Pesos de diciembre de Activos 2007 Nivel de Tensión 4 (CA ,4) 27.550.904.473], 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 asi: “Articulo 5. Costos de reposicion de la inversiOn. Los costos de reposicion de la inversion del OR Empresa de Energia de Boyaca 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: Costo de Reposición de Inversión Pesos Coon de Para el Nivel de Tensión 4 (CRI, 4) 164.605.990.971 Para el Nivel de Tensión 3 (CRI; 3) 90.609.589.512 Para el Nivel de Tensión 2 (CRI, 2) 357.721.753.259 Para el Nivel de Tensión 1 (CRI, 1) 279.028.791.257}

Para el Nivel de Tensión 2 (CRI, 2) 357.721.753.259 Para el Nivel de Tensión 1 (CRI, 1) 279.028.791.257} Artículo 3. Vigencia. De conformidad con lo previsto por el artículo 19 de la Resolución CREG 097 de 2008, los cargos y valores aquí aprobados estarán vigentes desde la fecha en que quede en firme la presente resolución y por el periodo que establezca la regulación, sin perjuicio de las actualizaciones a que haya lugar. Vencido su periodo de vigencia, continuarán rigiendo hasta que la Comisión apruebe los nuevos. 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) dias hábiles siguientes a la fecha de su notificación.

NOTIFÍQUESE, PUBLÍQUESE Y CÚMPLASE

Dada en Bogotá. D. C.,a 03 MAYO 2017 PAOLA ORTIZ JARA GERMÁN CASTRO FERREIRA Viceministra de Energía irector Ejecutivo Delegada del Ministro de Minas y Energía Presidente Fy