CREG - Resolución 69 de 2021

República de Colombia -----------• Ministerio de Minas y Energía

CO MISIÓN DE REGUL ACIÓN DE ENERG ÍA Y GAS RES OL UCIÓN No. 069 DE 2021 ( 04 JUN. 2021

Por la cual se incluyen los activos puestos en operación en 2018 en la base inicial de activos y se modifica el plan de inversiones del mercado de comercialización atendido por Centrales Eléctricas del Norte de Santander S.A. E.S.P., aprobado en la Resolución CREG 104 de 2019. 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: 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 y modificada por las resoluciones CREG 085 de 2018, 036 y 199 de 2019, 167 y 195 de 2020.

En la Resolución CREG 104 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 Centrales Eléctricas del Norte de Santander S.A. E.S.P., y mediante la Resolución CREG 159 de 2019 se resolvió el recurso de reposición interpuesto por la empresa contra la Resolución

eléctrica para el mercado de comercialización atendido por Centrales Eléctricas del Norte de Santander S.A. E.S.P., y mediante la Resolución CREG 159 de 2019 se resolvió el recurso de reposición interpuesto por la empresa contra la Resolución CREG 104 de 2019. Que la Resolución CREG 104 de 2019 no incluye el reconocimiento de los activos de 2018, toda vez que al momento de su expedición Centrales Eléctricas del Norte de Santander S.A. E.S.P. no solicitó su inclusión. El numeral 6.6 del anexo general de la Resolución CREG 015 de 2018, modificado por el artículo 38 de la Resolución CREG 036 de 2019, establece que los OR pueden solicitar la revisión de los planes de inversión cada dos años contados a partir del 1 de enero del primer año del plan de inversiones y establece que se podrá solicitar una primera revisión durante el primer año del plan de inversiones. Adicionalmente, se establece que la solicitud de ajuste del plan deberá realizarse durante el año previo al que se va a ajustar y se definen los siguientes plazos para su presentación: i) para las solicitudes bienales el plazo es agosto del año anterior al que se va a ajustar y para presentar la solicitud del primer año el plazo es diciembre del primer año. El mismo numeral determina que las revisiones de los planes de inversión deberán incluir un horizonte mínimo de cinco años.

.,.RESOLUCIÓN No. 069 DE 04 JUN. 2021 HOJA No. 2/6

Por la cual se incluyen los activos puestos en operación en 2018 en la base inicial de activos y se modifica el plan de inversiones del mercado de comercialización atendido

.,.RESOLUCIÓN No. 069 DE 04 JUN. 2021 HOJA No. 2/6

Por la cual se incluyen los activos puestos en operación en 2018 en la base inicial de activos y se modifica el plan de inversiones del mercado de comercialización atendido por Centrales Eléctricas del Norte de Santander S.A. E.S.P., aprobado en la Resolución CREG 104 de 2019. El artículo 6 de la Resolución CREG 015 de 2018, modificado por el artículo 3 de la Resolución CREG 036 de 2019, estableció que, para incluir los activos puestos en operación en 2018, los OR debían escoger la una de las opciones allí definidas e informarlo en la solicitud de aprobación de ingresos. En el artículo 50 de la Resolución CREG 036 de 2019 se estableció que los OR que no solicitaron la remuneración de los activos puestos en operación en el 2018 para ser reconocidos en la primera resolución de aprobación de ingresos, podrán hacerlo posteriormente y la CREG resolverá dicha solicitud en resolución posterior. A través de la comunicación con radicado CREG E-2019-014239 del 31 de diciembre de 2019, Centrales Eléctricas del Norte de Santander S.A. E.S.P. solicitó ajuste del plan de inversión para el período 2020-2024, y posteriormente, mediante el radicado CREG E-2020-010421 del 29 de agosto de 2020, solicitó ajuste al plan de inversión período 2021-2025. En la comunicación con radicado E-2020-001549, del 21 de febrero de 2020, Centrales Eléctricas del Norte de Santander S.A. E.S.P. solicitó el reconocimiento

de inversión período 2021-2025. En la comunicación con radicado E-2020-001549, del 21 de febrero de 2020, Centrales Eléctricas del Norte de Santander S.A. E.S.P. solicitó el reconocimiento de los activos puestos en operación en el año 2018 y su inclusión en la base regulatoria inicial de activos según lo establecido en los literales a. y b. del numeral 3.1.1.1.4, sumándose a la variable CRINj,n,1 del respectivo nivel de tensión. Para tal efecto, se procedió a abrir actuación administrativa mediante auto I2020-001475 asociada al expediente 2020-0029, y posteriormente, mediante auto con radicado I-2020-003047 se acumuló la actuación administrativa asociada al expediente 2020-0017 en el expediente 2020-0029. En Auto del 21 de diciembre de 2020 se decretó la práctica de la prueba consistente en la verificación de la información enviada a la CREG por Centrales Eléctricas del Norte de Santander S.A. E.S.P., con el fin de que la misma se encontrara acorde con los lineamientos requeridos para su análisis. El día 05 de enero de 2021, en la comunicación con radicado CREG E-2021-000090, Centrales Eléctricas del Norte de Santander S.A. E.S.P dio respuesta al mencionado Auto. En el documento 058 de 2021 se encuentra el soporte de esta resolución, el cual incluye, entre otros, las diferencias identificadas, los inventarios aprobados, las memorias de cálculo y demás consideraciones empleadas para calcular el valor del plan de inversiones que se aprueba en la presente resolución.

incluye, entre otros, las diferencias identificadas, los inventarios aprobados, las memorias de cálculo y demás consideraciones empleadas para calcular el valor del plan de inversiones que se aprueba en la presente resolución. Con base en lo anterior, la Comisión de Regulación de Energía y Gas, en su sesión 1096 del 4 de junio de 2021, acordó expedir esta resolución.

RESUELVE: Artículo l. Modificar el artículo 2 de la Resolución CREG 104 de 2019. El artículo 2 de la Resolución CREG 104 de 2019 quedará así: Artículo 2. Base regulatoria de activos eléctricos al mtcto del periodo tarifario. La base regulatoria de activos eléctricos al inicio del periodo tarifario,

BRAEJ,n,o, es el siguiente:RESOLUCIÓN No. 069 DE 04 JUN. 2021 HOJA No. 3/6 Por la cual se incluyen los activos puestos en operación en 2018 en la base inicial de activos y se modifica el plan de inversiones del mercado de comercialización atendido por Centrales Eléctricas del Norte de Santander S.A. E.S.P., aprobado en la Resolución CREG 104 de 2019. Tabla 1 Base regulatoria de activos eléctricos al inicio del periodo tarifario. Pesos de diciembre de 2017 BRAEj,4,o 254.761.544.827 BRAEj,3,o 130.888.512.714

BRAEj,2,0 641.932.941.308

BRAEj,1,0 360.810.438.767

Artículo 2. Modificar el artículo 3 de la Resolución CREG 104 de 2019. El artículo 3 de la Resolución CREG 104 de 2019 quedará así:

BRAEj,1,0 360.810.438.767

Artículo 2. Modificar el artículo 3 de la Resolución CREG 104 de 2019. El artículo 3 de la Resolución CREG 104 de 2019 quedará así: Artículo 3. Inversión aprobada en el plan de inversiones. El valor de las inversiones aprobadas en el plan de inversiones, INVAJ,n,1,t, para cada nivel de tensión, es el siguiente: Tabla 2 Plan de inversiones del nivel de tensión 4, pesos de diciembre de 2017 Categoría INVAj,4,l,1 INVAj,4,l,2 INVAj,4,l,3 INVAj,4,1,4 lNVAj,4,1,5 INVAj,4,l,6 INVAj,4,l, 7 de activos 1 1 = 1 o o o o o o 2.969.039.000 1=2 o o o o o o o 1=3 3.312.686.167 1.583.906.569 1.468.375.455 3. 735.671.394 1.615.907.000 5.563.696.900 o 1 = 4 631.784.000 1.905.078.000 967.095.000 212.391.672 o 2.474.960.000 510.651.000 /= 5 203.292.000 o 304.938.000 101.646.000 67.764.000 101.646.000 o /= 6 o o 120.420.000 592. 153. 000 346.551.000 7.800.081.000 o 1 = 7 19.452.803.486 4.531.672.409 o o 23.242.465.007 44.430.854.297 10.225.309. 669 1 = 8 o o o o o o o

1 = 7 19.452.803.486 4.531.672.409 o o 23.242.465.007 44.430.854.297 10.225.309. 669 1 = 8 o o o o o o o /= 9 o o o o o o o 1 = 10 56.518.667 o 2. 320. 781.236 207.120.201 151.757.209 474.546.358 141.296. 667 Tabla 3 Plan de inversiones del nivel de tensión 3, pesos de diciembre de 2017 Categoría de INVAj,3,1,1 INVAj,3,1,2 INVAj,3,1,3 INVAj,3,1,4 INVAj,3,1,5 INVAj,3,1,6 INVAj,3,1, 7 activos 1 1 = 1 o o o o 1.857.250.000 6.198.704.000 o 1 = 2 o o o o o o o 1 = 3 1.185.284.586 418.324. 766 1.111.142. 721 502.962.000 1. 769.328.000 5.101.609.544 1.992.654 .. 000 1 = 4 405.636.000 355.608.000 1.597.103.194 300. 732.000 672.342.000 1.977. 708.000 1.345. 755.000 1 = 5 88.620.000 35.448.000 38.019.000 35.448.000 17.724.000 76.804.000 116.628.000

1 = 6 510.009.000 551.333.000 347.916.000 297.420.000 1.014.740.000 1.711.001.000 1.507.680.000 1 = 7 8.435.647.645 4.575.388.424 10.277.953.918 5.652.885.896 19.898.125.316 31.186.923.387 5. 788.259 .. 067 1 = 8 424.356.100 36.247.420 o o o o o 1 = 9 733.434.000 577.082.000 335.289.000 457.652.000 265.632.000 883.676.000 448.333 . .000 1 = 10 56.518.667 o 2.320. 781.236 207.120.201 151.757.209 474.546.358 141.296.667 Tabla 4 Plan de inversiones del nivel de tensión 2, pesos de diciembre de 2017 Categoría de INVAj,2,I,1 INVAj,2, 1,2 INVAj,2,I,3 INVAJ,2,l,4 INVAJ,2,I,5 INVAJ,2,l,6 INVAJ,2, 1, 7 activos 1 1 = 1 1. 860. 988. 000 952.922.250 847.851.000 o 1.012.685.000 7.216.024.000 854.311.500 /= 2 o o o o o o o 1 = 3 1.314.224.000 301. 797.000 1.434.133.523 533. 700.145 1.235.818.000 1.860.364.000 764.095.000

/= 2 o o o o o o o 1 = 3 1.314.224.000 301. 797.000 1.434.133.523 533. 700.145 1.235.818.000 1.860.364.000 764.095.000 1 = 4 2.094.025.000 1.196.165.000 1.466.118.000 1.261.355.000 1.432.366.000 1.233.212.000 1.240.540.000 1 = 5 114.399. 000 o 2.340.096.000 2.084.148.000 684.006.000 114.399.000 27.423.000 1 = 6 344.146.000 85.610.000 115.715.000 214.878.000 40.513.000 222.888.000 49.786.000 1 = 7 27.159.221.093 18. 048. 907. 938 19.035.106.835 19.522.549.559 20.546.860.396 21.256.216.230 19.230. 743.892RESOLUCIÓN No. 069 DE 04 JUN. 2021 HOJA No. 4/6 Por la cual se incluyen los activos puestos en operación en 2018 en la base inicial de activos y se modifica el plan de inversiones del mercado de comercialización atendido por Centrales Eléctricas del Norte de Santander S.A. E.S.P., aprobado en la Resolución CREG 104 de 2019. Categoría de INVAJ,2,I,1 INVAJ,2, 1,2 INVAJ,2,I,3 INVAJ,2,l,4 INVAJ,2,I,S INVAJ,2,l,6 INVAJ,2, 1, 7 activos 1

Categoría de INVAJ,2,I,1 INVAJ,2, 1,2 INVAJ,2,I,3 INVAJ,2,l,4 INVAJ,2,I,S INVAJ,2,l,6 INVAJ,2, 1, 7 activos 1 1; 8 24.106.967 35.514.618 211.886.427 40.912.080 o 56.034.480 o 1; 9 7.997.781.000 4.807. 799.000 3. 669. 089. 000 4.252.352.000 3.585.967.000 4.185.445.000 3.437.473.000 1; 10 56.518.667 o 2.320. 781 .236 207.120.201 151.757.209 474.546.358 141.2'96.667 Tabla 5 Plan de inversiones del nivel de tensión 1, pesos de diciembre de 2017 Categoría de INVAJ,1,l,1 INVAJ,1,I,2 INVAJ,1,l,3 INVAJ,1,l,4 INVAJ,1,l,5 INVAJ,1,l,6 INVAJ,1,l, 7 activos 1 1; 11 7.074.081.000 5.195. 445. 000 5.463.544.000 5.638. 702.000 4.864.588.000 4.807.308.000 4. 705.104 .. 000 1; 12 7.892.286. 779 7. 633. 805. 733 10.089.550.310 8.419.019.851 8.248.810.041 7.984. 744.668 7. 982. 068. 668

Artículo 3. Modificar el artículo 4 de la Resolución CREG 104 de 2019. El artículo 4 de la Resolución CREG 104 de 2019 quedará así: Artículo 4. Recuperación de capital de activos de la BRA inicial. El valor de la recuperación de capital reconocida para los activos incluidos en la base regulatoria inicial de activos, RCBIAJ,n,1, del año 1, para cada nivel de tensión, es el siguiente: Tabla 6 Recuperación de capital de activos de la BRA inicial Variable Pesos de diciembre de 2017

RCBIAi,4,1 8.145.975.015

RCBIAi,3,1 4.391.466.466

RCBIAj,2,l 19.293.259.190

RCB!Aj,1,1 13.280. 7 48. 770

Artículo 4. Modificar el artículo 6 de la Resolución CREO 104 de 2019. El artículo 6 de la Resolución CREG 104 de 2019 quedará así: Artículo 6. Base regulatoria de terrenos. El valor de la base regulatoria de terrenos, BR1},n,1, del año 1, para los niveles de tensión 4, 3 y 2, es el siguiente: Tabla 8 Base regulatoria de terrenos Variable Pesos de diciembre de 2017 BR1j,4,l 44.360.050

BRTj,3,1 29.078.462

BRTj,2,1 8.612.912

Artículo 5. Modificar el artículo 7 de la Resolución CREG 104 de 2019. El artículo 7 de la Resolución CREG 104 de 2019 quedará así: Artículo 7. AOM base por nivel de tensión. El valor del AOM base para cada

Artículo 5. Modificar el artículo 7 de la Resolución CREG 104 de 2019. El artículo 7 de la Resolución CREG 104 de 2019 quedará así: Artículo 7. AOM base por nivel de tensión. El valor del AOM base para cada nivel de tensión, AOMbaseJ,n, es el siguiente: Tabla 9 AOM base por nivel de tensión Variable AOMbase1,4 Pesos de diciembre de 2017

12.906. 735.016RESOLUCIÓN No. 069 DE 04 JUN. 2021 HOJA No. 5/6

Por la cual se incluyen los activos puestos en operación en 2018 en la base inicial de activos y se modifica el plan de inversiones del mercado de comercialización atendido por Centrales Eléctricas del Norte de Santander S.A. E.S.P., aprobado en la Resolución CREG 104 de 2019. Variable Pesos de diciembre de 2017 AOMbase1,3 6.631.076. 724 AOMbase1,2 32. 521. 620. 863 AOMbase1,1 18.279.386. 425 Artículo 6. Modificar el artículo 15 de la Resolución CREO 104 de 2019. El artículo 15 de la Resolución CREG 104 de 2019 quedará así: Artículo 15. Costos de reposición de referencia. El costo de reposición de referencia, CRRj, y los costos de reposición de referencia por nivel de tensión, Crrj,n, son los siguientes: Tabla 1 9 Costo de reposición de referencia Variable Pesos de diciembre de 2017 CRR1 1.436.690.244.414 Crr¡,4 258.329.321.852 Crr¡,3 132.701. 783. 963

Tabla 1 9 Costo de reposición de referencia Variable Pesos de diciembre de 2017 CRR1 1.436.690.244.414 Crr¡,4 258.329.321.852 Crr¡,3 132.701. 783. 963 Crr¡,2 676.309. 791.840 Crr¡,1 369.349.346. 759 Artículo 7. Ingreso adicional del OR por ajuste al plan de inversiones. Los cambios en los ingresos del OR, pendientes de aplicar a la fecha de entrada en vigencia de la presente resolución, asociados con la modificación del plan de inversiones, se incluirán en la variable IMj,4,m,r,t definida en el numeral 2.1 del anexo general de la Resolución CREG O 15 de 2018 y las variables IAJ,n,m,t definidas en los numerales 2.4, 2.5 y 2.6 de dicho anexo. Con este objetivo, desde el mes de inicio de aplicación de esta resolución y durante doce meses, al resultado de la fórmula definida en los numerales 2.1, 2.4, 2.5 y 2.6 del anexo general de la Resolución CREG 015 de 2018, se le adicionará el valor que resulte de dividir entre 12 la suma de los cambios de los ingresos del OR. Artículo 8. Ajuste de ingresos por inversiones de 2018. Los valores de la variable L1INGJ,n establecida en el numeral 1.3.4.1 del anexo general de la Resolución CREG 015 de 2018 son los siguientes: Variable Pesos de diciembre de 2017 MNG¡,4 243.056.218 fl/NG¡,3 60.486.718 fl/NGJ,z 113. 789.296

Resolución CREG 015 de 2018 son los siguientes: Variable Pesos de diciembre de 2017 MNG¡,4 243.056.218 fl/NG¡,3 60.486.718 fl/NGJ,z 113. 789.296 fl/NG¡,1 222.471. 755 Artículo 9. La presente resolución deberá notificarse a la Central Hidroeléctrica de Caldas S.A. E.S.P., y publicarse en el Diario Oficial. Contra lo dispuesto en este acto procede el recurso de reposición, el cual se podrá interponer ante laRESOLUCIÓN No. 069 DE 04 JUN. 2021 HOJA No. 6/6 Por la cual se incluyen los activos puestos en operación en 2018 en la base inicial de activos y se modifica el plan de inversiones del mercado de comercialización atendido por Centrales Eléctricas del Norte de Santander S.A. E.S.P., aprobado en la Resolución CREG 104 de 2019. Dirección Ejecutiva de la CREG dentro de los cinco (5) días hábiles siguientes a la fecha de su notificación. NOTIFÍQUESE, PUBLÍQUESE Y CÚMPLASE Dado en Bogotá o.e., 04 JUN. 2021 , delegado Energía

JORGE ALBERTO VALENCIA MARÍN

Director Ejecutivo