RESOLUCIÓN CNEE-79-2023

Guatemala, 28 de marzo de 2023

LA COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA ELÉCTRICA

CONSIDERANDO:

Que el Decreto 93-96 del Congreso de la República. Ley General de Electricidad -LGE- en su artículo 4 le asigna a la Comisión Nacional de Energía Eléctrica -CNEE-, entre otras funciones, cumplir y hacer cumplir la Ley General de Electricidad y sus reglamentos, en materia de su competencia; velar por el cumplimiento de las obligaciones de los adjudicatarios y concesionarios, proteger los derechos de los usuarios, prevenir conductas atentatorias contra la libre competencia, así como prácticas abusivas o discriminatorias; definir las tarifas de transmisión y distribución sujetas a regulación de acuerdo a la presente ley, así como la metodología para el cálculo de las mismas.

CONSIDERANDO:

Que el artículo 64 de la Ley General de Electricidad, establece que el uso de las instalaciones de transmisión y transformación principal y secundarios devengarán el pago de peajes a su propietario, los cuales serán acordados entre las partes: a falta de acuerdo, se aplicarán los peajes que determine la Comisión, oyendo a los propietarios de los sistemas de transmisión involucrados y al Administrador del Mercado Mayorista -AMM-; y que el artículo 70 de la citada Ley. estipula que; "... El peaje secundario corresponderá a los costos totales de la parte del sistema de transmisión secundario involucrado o de la red de distribución utilizada y será pagado por los generadores que usen estas instalaciones, a prorrata de la potencia transmitida en ellas. El costo total estará constituido por la anualidad de la inversión y los costos de operación y mantenimiento, considerando instalaciones económicamente adaptadas. Las pérdidas medias de potencia y energía en la red secundaria involucrada serán absorbidas por los generadores usuarios de dicha red...".

CONSIDERANDO:

Que el doce de mayo de dos mil veintidós, la Comisión Nacional de Energía Eléctrica -CNEE- emitió la Resolución CNEE-122-2022 mediante la cual autorizó al Instituto Nacional de Electrificación -INDE- en su calidad de propietario de la Empresa de Transporte y Control de Energía Eléctrica del INDE -ETCEE-. la Ampliación a la Capacidad de Transporte, bajo la modalidad de iniciativa propia para el proyecto de transmisión denominado "Ampliación de Subestación Eléctrica Quetzaltepeque, Panaluya, Cobán, San Marcos y Mayuetas por medio de la instalación y reemplazo de transformadores de potencia". Entre los proyectos autorizados mediante la resolución aludida, se encuentran, entre otros, el proyecto "Subestación Eléctrica Cobán, reemplazo del transformador de potencia 69/34.5 kV de 7 MVA, por un transformador de potencia 69/34.5 kV de 14 MVA, en Cobán, Alta Verapaz". Asimismo, el seis de enero de dos mil veintitrés, la CNEE fijó el Valor Máximo del Peaje del Sistema Secundario del INDE en su calidad de propietario de ETCEE, el cual entró en vigencia a partir del quince de enero de dos mil veintitrés.

CONSIDERANDO:

Que INDE en su calidad de propietario de ETCEE, solicitó a la CNEE que procediera a fijar el peaje del proyecto denominado: "Ampliación Subestación Eléctrica Cobán por reemplazo de transformador de potencia 69/34.5 kV de 7 MVA por uno de 14 MVA. Cobán, Alta Verapaz", referenciado en la literal b. de la Resolución CNEE-122-2022. Derivado del reemplazo del transformador de potencia de 69/34.5 kV de 5/7 MVA por un transformador de potencia de 69/34.5 kV de 10/14 MVA en la subestación Cobán.

CONSIDERANDO:

Que la CNEE con fundamento en el artículo 64 de la LGE, solicitó al AMM que se pronunciara respecto a la solicitud presentada por el INDE en su calidad de propietario de ETCEE. Dicho ente presentó a esta Comisión la nota respectiva mediante la cual informó que aplicó los procedimientos descritos en la ley para estimar el Costo Anual de Transporte -CAT- que le correspondería al proyecto relacionado, haciendo uso de la información proporcionada por el Agente Transportista. Asimismo, de conformidad con lo establecido en el numeral 9.5.2.3 de la Norma de Coordinación Comercial No. 9 -NCC9-, el AMM emitió las consideraciones correspondientes con relación a los activos del proyecto referenciado, determinando que los activos de dicho proyecto corresponden al Sistema Secundario de Subtransmisión ETCEE Región Oriente.

CONSIDERANDO:

Que la Gerencia de Tarifas de esta Comisión emitió el dictamen técnico respectivo, mediante el cual indicó que, el transformador de potencia 69/34.5 kV, 10/14 MVA, que se instaló en la subestación de Cobán, no implicó para el INDE en su calidad de propietario de ETCEE una inversión, ya que de acuerdo a lo informado por el mismo transportista, este transformador fue adquirido en la ejecución del Plan de Electrificación Rural y se encontraba almacenado en la subestación Santa Elena Ixpanpajul; por lo tanto, no es un activo costeado con recursos directos del INDE en su calidad de propietario de ETCEE, por lo que, de conformidad con lo establecido en el artículo 47 de la Ley General de Electricidad, dichos recursos no podrán ser trasladados como costo al usuario, por lo que. corresponde realizar tas actualizaciones al Valor Máximo de Peaje fijado para el Sistema Secundario de Subtransmisión ETCEE Región Oriente, considerando lo resuelto para tas instalaciones del proyecto relacionado. Por su parte, la Gerencia Jurídica de esta Comisión, emitió el dictamen jurídico correspondiente indicando que es procedente emitir la resolución por medio de la cual se actualice Valor Máximo de Peaje fijado para el Sistema Secundario de Subtransmisión ETCEE Región Oriente.

POR TANTO:

Esta Comisión, con base en lo considerado y en ejercicio de tas facultades y atribuciones que le confiere la Ley General de Electricidad y su Reglamento,

RESUELVE: