CREG - Concepto 2555 de 2023

CONCEPTO 2555 DE 2023

(mayo 22) <Fuente: Archivo interno entidad emisora>

COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS - CREG

Bogotá, D.C.

Señor XXXXXX Asunto: Solicitud de información relacionada con el servicio de energía eléctrica

Radicado CREG E2023007853

Honorable senador XXXXXX: Hemos recibido la comunicación de la referencia mediante la cual nos remite el cuestionario fundamentado en la intervención realizada por la señora ministra Irene Vélez durante el debate de moción de censura que tomó lugar el 22 de marzo de 2023 en el Congreso de la República.

A continuación, procedemos a responder con base en las funciones asignadas a la CREG establecidas en los Artículos 73 y 74 de la Ley 142 de 1994 y en el Artículo 23 de la Ley 143 de 1994. Pregunta 1. ¿Cuál es la definición de pérdidas técnicas eficientes, pérdidas no técnicas eficientes y pérdidas no técnicas adicionales a las eficientes? Respuesta Para resolver las inquietudes presentadas, es necesario explicar, de manera general, la composición de las pérdidas de energía en la metodología de distribución de que trata la Resolución CREG 015 de 2018, así: Existen múltiples elementos para calcular las pérdidas de energía y que tienen relación con los términos empleados en la solicitud, pero, dado que existen otras variables importantes, que no están incluidas en su comunicación y que son necesarias para aclarar el tema, a continuación se hace una breve reseña de ellas.

La infraestructura de un OR se divide, generalmente, en cuatro segmentos o etapas denominados niveles de tensión. Los niveles de tensión son agrupaciones de activos que utilizan el mismo voltaje de operación (por ejemplo: baja tensión, media tensión, alta tensión y extra alta tensión), y que en la distribución de energía se denominan niveles de tensión 1, 2, 3 y 4. Estas etapas son importantes debido a que en el proceso de distribución de energía, el nivel de voltaje se disminuye gradualmente, con el objeto de ir transportando cantidades de energía con la menor cantidad de pérdidas posibles e ir entregándola a los usuarios según sus necesidades. De hecho, existen usuarios que reciben el servicio en niveles de tensión 4, 3 y 2, pero la mayor cantidad de usuarios (99% del total nacional) lo recibe en nivel de tensión 1 (baja tensión) que es donde se ubican los usuarios residenciales.De acuerdo con lo mencionado, la energía que se entrega en el nivel de tensión 1 debió pasar por el nivel 4 y en su paso produjo un porcentaje de pérdidas. Lo mismo ocurrió en su paso por el nivel de tensión 3 y en el nivel de tensión 2. Finalmente, en el nivel de tensión 1, donde la recibe el usuario residencial, se produce la mayor cantidad de pérdidas. Las pérdidas en cada una de las etapas son denominadas pérdidas por nivel de tensión (variables Pj,4,m,t para las del nivel 4, Pj,3,t para el nivel 3, Pj,2,t para el nivel 2 y Pj,1,t para el nivel de tensión 1) y por ello existen pérdidas reconocidas de manera independiente en cada nivel de

tensión, que para efectos de su cobro son acumuladas de manera proporcional al paso de la energía en cada uno de los niveles, mediante las fórmulas que se presentan en el numeral 7.2 del Anexo General de la Resolución CREG 015 de 2018 para producir las variables PRn,j,t que se definen como los factores para referir las medidas de energía del nivel de tensión n (n es el nivel de tensión y puede ser 4, 3, 2 o 1) de un OR determinado al Sistema de Transmisión Nacional, sitio donde se realizan todas las transacciones en el mercado mayorista de energía en el país. De esta manera, por ejemplo, se obtiene el factor PR1,j,t del nivel 1 (mediante el cual se calculan las tarifas del servicio para el 99% de los usuarios) y es el que se representa en las respuestas a las preguntas de este cuestionario. El subíndice t de la variable mencionada obedece al cambio mensual de la variable de pérdidas, dado que el factor de pérdidas individual del nivel de tensión 4 varía en esta forma mientras que los índices de los demás niveles de tensión varían en forma anual (para aquellos OR a quienes se les reconocen pérdidas adicionales los índices de niveles 3, 2, y 1 se van reduciendo anualmente mientras que para los OR a quienes no se reconocen pérdidas adicionales, los índices son fijos en el tiempo e iguales a los índices eficientes). Ya se explicó que la variable PR1,j,t es la que combina las pérdidas independientes de cada nivel de tensión para reflejar las pérdidas en el recorrido de la energía por todos los niveles

hasta entregar la energía en el nivel 1. Ahora bien, el cálculo de las pérdidas reconocidas por cada nivel de tensión (en el caso de nuestro ejemplo se reconoce por la variable Pj,1,t) se realiza con base en las categorías de pérdidas técnicas, no técnicas eficientes y adicionales (esta última clasificación para algunos casos). En los sistemas que tienen pérdidas de energía que se consideran eficientes, es decir, en aquellos sistemas que han realizado gestión y reducción de sus pérdidas hasta el grado en el que una gestión para disminuirlas costaría más que su reconocimiento, las pérdidas reconocidas son iguales a las pérdidas eficientes; mientras que en los sistemas con pérdidas de energía superiores a las eficientes, como parte de la metodología de incentivos para su reducción, en cumplimiento de lo ordenado por el Decreto 387 de 2007 [1], las pérdidas reconocidas dependen directamente del grado de inversión que se realice en dichos sistemas. Es decir, entendiendo que una inversión superior al promedio histórico puede tener un efecto importante en la reducción de pérdidas, a mayor inversión mayor reconocimiento de pérdidas superiores a las eficientes, hasta llegar al total reconocimiento de pérdidas en aquellos casos donde la inversión sea muy superior al promedio, como se presenta en la tabla 7 del numeral 7.1.4.3.1 del anexo general de la resolución CREG 015 de 2018, así: Tabla 1. Variable Ptrj,1,t según inversión y pérdidas iniciales% de Inversión PTj,1,0 > 23% 23%>PTj,i,0 > 19,1% 19,1%>PTj,i,0 > 15,2% 15,2%>PTj,1,0 > 11,3% Xr,t > 7% PTj,1,0

23% 23%>PTj,i,0 > 19,1% 19,1%>PTj,i,0 > 15,2% 15,2%>PTj,1,0 > 11,3% Xr,t > 7% PTj,1,0 PTj,1,0 PTj,1,0 PTj,1,0 7% > Xr,t > 6% 19,1% PTj,1,0 PTj,1,0 PTj,1,0 6% > Xr,t > 5% 15,2% 15,2% PTj,1,0 PTj,1,0 5% > Xr,t > 4% 11,3% 11,3%

11,3% PTj,1,0 4% > X,,

Pej,1 Pej,1 Pej,1 Pej,1 Como ejemplo, en el caso de un sistema que tenga pérdidas totales medidas en el nivel de tensión 1[2] iguales a 17% (le aplica la columna 4 de la tabla de 5 columnas), puede tener unas pérdidas reconocidas en función del grado de inversión que realice en su sistema. Las pérdidas reconocidas serán iguales a las pérdidas eficientes ( Pej,1) si dicho OR invierte en su sistema un valor equivalente al 3% (respecto del valor de su sistema), es decir que no tiene reconocimiento adicional dado que no hace esfuerzos de inversión superiores al promedio mientras que si el mismo OR invirtiese valores superiores al 5% puede tener el reconocimiento del total de sus pérdidas (PTj,1,0), es decir 17%.

De esta manera, la tabla permite que las pérdidas sean reconocidas en función del esfuerzo de inversión que se haga, permitiendo que posteriormente ese mismo OR tenga posibilidad de presentar niveles de pérdidas inferiores al inicial, hasta llegar a las eficientes. No obstante, independientemente de que un OR invierta anualmente lo suficiente para aplicar al reconocimiento de sus pérdidas totales, este reconocimiento va disminuyendo gradualmente año a año hasta que en el año 10 (a partir del 2019), se llegue al reconocimiento únicamente de las pérdidas eficientes, independientemente del nivel de inversión realizado. Ahora bien, ya se mencionó que para los OR que presentan niveles de pérdidas eficientes, las pérdidas reconocidas son iguales a la suma de pérdidas técnicas más pérdidas no técnicas eficientes, estas últimas son aquellas cuya gestión puede costar más que su reconocimiento; mientras que para los OR que presentan niveles de pérdidas superiores a las eficientes, las pérdidas reconocidas pueden estar compuestas por perdidas técnicas, pérdidas no técnicas eficientes y pérdidas no técnicas superiores a las eficientes (estas últimas son denominadas “pérdidas adicionales”), las que son reconocidas en función de su inversión, como se mencionó anteriormente. Con estas bases conceptuales, procedemos a atender sus preguntas de manera más precisa. Pérdidas técnicas En concordancia con lo anteriormente informado mediante el oficio S2023002025, en respuesta a su anterior solicitud de este año, el término “pérdidas técnicas eficientes” no se encuentra

definido en la Resolución CREG 015 de 2018 ni en la regulación de energía eléctrica en general. No obstante, de referirse a las perdidas técnicas de que trata la Resolución CREG 015 de 2018, el término “pérdidas técnicas” se refiere a la energía disipada en infraestructura y activos tales como: líneas, núcleos de los transformadores y conexiones, entre otros. La definición establecida sobre pérdidas técnicas se encuentra en la Resolución CREG 172 de 2011, así: Pérdidas Técnicas de Energía. Energía que se pierde en los Sistemas de Transmisión Regional y/o Distribución Local a causa del transporte y la transformación de la energía eléctrica. El cálculo de las pérdidas técnicas se realiza con base en programas de computador quepermiten simular el comportamiento de los sistemas eléctricos, considerando las características físicas de los materiales nuevos, longitudes de cables conductores y tamaño de los transformadores, en condiciones variadas de transmisión de energía, por lo que se considera que son pérdidas de energía inherentes de los sistemas debido a las condiciones físicas de los materiales utilizados en las redes y demás infraestructura, que son eficientes dados los parámetros que se consideran para su cálculo e iguales a los de los materiales nuevos y que son “inevitables”, razón por la cual son uno de los dos componentes de las pérdidas eficientes y, a su vez, hacen parte de las pérdidas reconocidas al Operador de Red, OR. Pérdidas no técnicas eficientes Como se mencionó anteriormente, las pérdidas no técnicas eficientes son consideradas como

parte de las pérdidas eficientes y que, a su vez, son parte de las pérdidas reconocidas de todos los OR (pero en distinta cantidad). Este grupo de pérdidas tiene que ver con aquella cantidad que, perteneciendo al grupo de las no técnicas (es decir es energía consumida y no pagada), dada la dispersión y tamaño de un sistema y la baja cantidad de energía que puede significar en una locación muy lejana o de difícil control, es económicamente mejor pagarlas que tratar de disminuirlas. El motivo es que esta acción, la de gestionar este grupo de pérdidas, puede ser más costosa y por ende subiría la tarifa del servicio. Por esta razón, dado que es una pérdida de energía cuya gestión es más cara que su valor, aunque un prestador esté dispuesto a gestionarlas, la regulación reconoce el valor más económico para ello, es decir, el menor valor entre la gestión y el valor de la energía en sí misma y esta es la razón para su reconocimiento en las tarifas pues, como ya se dijo, es un fenómeno que se presenta en función del tamaño de cada sistema. De hecho, el estudio de este fenómeno ha permitido establecer una fórmula matemática para su reconocimiento, establecida en el numeral 7.1.1.3 del anexo general de la Resolución CREG 015 de 2018, así: Como se observa, la principal variable de la ecuación anterior es la denominada LRj que representa la extensión (en km) de las líneas rurales de nivel de tensión 2 de un OR determinado, representando la dispersión de un sistema en particular. Dadas las diferencias en las extensiones en las redes de los OR del país, cada uno tiene un valor distinto en este segmento. Finalmente, se presentan las definiciones de pérdidas eficientes de energía y de pérdidas no

determinado, representando la dispersión de un sistema en particular. Dadas las diferencias en las extensiones en las redes de los OR del país, cada uno tiene un valor distinto en este segmento. Finalmente, se presentan las definiciones de pérdidas eficientes de energía y de pérdidas no técnicas de energía establecidas en la resolución CREG 172 de 2011 donde, revisando dichos textos de manera integral, se podrá deducir que en el nivel de tensión 1 y como parte de las pérdidas reconocidas se incluye una pequeña fracción de pérdidas no técnicas. Pérdidas Eficientes de Energía. Corresponden a las pérdidas técnicas de energía en los niveles de tensión 2, 3 y 4 aprobadas en las resoluciones particulares (...). En el nivel de tensión 1 es la suma de las pérdidas técnicas de energía más las pérdidas no técnicas reconocidas. Pérdidas no Técnicas de Energía. Energía que se pierde en un Mercado de Comercialización por motivos diferentes al transporte y transformación de la energía eléctrica. Pérdidas adicionalesLa inquietud está relacionada con el término pérdidas no técnicas adicionales a las eficientes , que no existe en la regulación vigente. No obstante, en caso de referirse a las pérdidas adicionales de que trata el Anexo General de la Resolución CREG 015 de 2018, en el numeral 7.1.3.1 de dicha norma se encuentra su definición de la siguiente manera: Padj,n,t: Fracción de pérdidas de energía adicional, en porcentaje,

asignable al nivel de tensión n del OR j en el año t. Para revisar este término es necesario recordar que las pérdidas reconocidas son iguales a las pérdidas eficientes en aquellos sistemas que presentan niveles de perdidas iguales o inferiores a los valores de pérdidas eficientes, pero en los otros sistemas con pérdidas superiores a las eficientes, el término de pérdidas reconocidas puede incluir un valor adicional [3], en función del esfuerzo en inversión que haga cada OR. Este valor adicional reconocido se divide entre los niveles de tensión o segmentos físicos en los que un OR distribuya la energía. En el caso en el que un sistema opere equipos y atienda usuarios en los cuatro niveles de tensión, la energía adicional reconocida se distribuye entre esos cuatro niveles de manera proporcional. Igual tratamiento de distribución proporcional se da para los OR con menos cantidad de niveles de tensión. Pregunta 2. ¿Cuál es el máximo porcentaje de pérdidas técnicas eficientes, pérdidas técnicas no eficientes y pérdidas no técnicas adicionales a las eficientes que, por Ley, pueden ser cobradas a los usuarios? Respuesta De la respuesta a la pregunta anterior se desprende que, para todos los OR del país existe el reconocimiento de pérdidas eficientes (que es la suma de las pérdidas técnicas más las pérdidas no técnicas eficientes) y que, para aquellos OR con pérdidas superiores, es posible un reconocimiento de pérdidas adicionales, que puede llegar hasta el reconocimiento de la totalidad de pérdidas del sistema, en función del esfuerzo de inversión que cada OR haga

anualmente. Los valores de pérdidas eficientes (que son por cada uno de los niveles de tensión) fueron reportados mediante la tabla 1 de la comunicación S2023002025 enviada a su despacho, en respuesta a su anterior solicitud de información. De la misma forma, en la tabla 2 de la misma comunicación, se presentaron los valores de pérdidas adicionales por sistema. De esta manera, el porcentaje de pérdidas que puede ser trasladado a un usuario mediante las tarifas del servicio es el resultante de sumar las pérdidas de la tabla 1 más las de la tabla 2 de la comunicación S2023002025, por cada nivel de tensión. Por ejemplo, para conocer el porcentaje de pérdidas trasladado a los usuarios de nivel de tensión 1 (donde está el 99% de los usuarios del país) de un Operador de Red determinado, se debe sumar el índice de la columna Pej,1 presentado en la tabla 1 y el índice de la columna Nivel 1 presentado en la tabla 2. A continuación se presentan los datos de pérdidas de nivel de tensión 1 entregados en la comunicación mencionada (S2023002025), que corresponden al mes de diciembre de 2022, adicionando las variables PTj,1 (Pérdidas técnicas en el nivel de tensión 1), PNTj,1 (Pérdidas no técnicas eficientes del nivel de tensión 1) y PR1,j,t, donde se combinan las pérdidas de todos los niveles de tensión de un mismo OR y que son la base de cálculo de las tarifas:Perdidas de nivel de tensión 1 (diciembre de 2022)

1 2 3 4 5 6 7

OPERADOR DE RED, OR

PTj,1

PNTj,1

Pej,1 Padj,1 Pj,1 PR1j

AFINIA - CARIBE MAR DE LA

COSTA 4,76% 6,91% 11,67% 10,44% 22,11% 29,13% AIR-E 4,76% 6,91% 11,67% 12,13% 23,80% 31,83%

CELSIA COLOMBIA

4,38% 3,76% 8,14% - 8,14% 12,23%

CELSIA TOLIMA

4,56% 3,94% 8,50% 3,41% 11,91% 17,81%

CENTRAL HIDROELECTRICA

DE CALDAS

4,09% 3,64% 7,73% - 7,73% 11,69%

CENTRALES ELECTRICAS DE

NARIÑO

5,87% 3,52% 9,39% - 9,39% 12,59%

CENTRALES ELECTRICAS DEL

NORTE DE SANTANDER

5,17% 3,95% 9,12% 2,72% 11,84% 15,40%

COMPAÑÍA DE

ELECTRICIDAD DE TULUÁ

4,79% 2,95% 7,74% - 7,74% 11,78%

COMPAÑIA ENERGETICA DE

OCCIDENTE

4,65% 4,01% 8,66% - 8,66% 11,99%

ELECTRIFICADORA DE

SANTANDER

5,22% 4,74% 9,96% - 9,96% 14,00%

ELECTRIFICADORA DEL

CAQUETA

5,86% 3,44% 9,30% - 9,30% 13,28%

ELECTRIFICADORA DEL

HUILA 5,35% 3,91% 9,26% - 9,26% 12,99%

ELECTRIFICADORA DEL META

3,91% 3,56% 7,47% - 7,47% 11,76%

EMPRESA DE ENERGIA DE

ARAUCA

4,02% 3,42% 7,44% - 7,44% 10,50%

EMPRESA DE ENERGIA DE

BOYACA

6,34% 4,64% 10,98% - 10,98% 14,29%

EMPRESA DE ENERGIA DE

CASANARE

6,45% 3,73% 10,18% - 10,18% 13,00%

EMPRESA DE ENERGÍA DE

PEREIRA

4,95% 3,00% 7,95% - 7,95% 11,06%

EMPRESA DE ENERGIA DEL

BAJO PUTUMAYO

3,76% 2,98% 6,74% - 6,74% 9,48%

EMPRESA DE ENERGIA DEL

PUTUMAYO

5,94% 2,98% 8,92% - 8,92% 13,37%

EMPRESA DE ENERGIA DEL

QUINDIO

4,93%

3,10% 8,03% 0,03% 8,06% 11,94%

EMPRESA DE ENERGIA DEL

VALLE DE SIBUNDOY

5,97% 2,94% 8,91% - 8,91% 11,30% Perdidas de nivel de tensión 1 (diciembre de 2022)1 2 3 4 5 6 7

OPERADOR DE RED, OR

PTj,1

PNTj,1

Pej,1 Padj,1 Pj,1 PR1,j

EMPRESA DE ENERGIA

ELECTRICA DEL

DEPARTAMENTO DEL GUAVIARE

2,79% 2,99% 5,78% - 5,78% 9,08%

EMPRESA DISTRIBUIDORA

DEL PACIFICO

4,62% 3,01% 7,63% - 7,63% 10,77%

EMPRESA MUNICIPAL DE

ENERGÍA ELÉCTRICA

5,02% 2,93% 7,95% - 7,95% 10,63%

EMPRESAS MUNICIPALES DE

CALI 3,67% 2,97% 6,64% 1,70% 8,34% 12,60%

EMPRESAS MUNICIPALES DE

CARTAGO

4,32% 2,95% 7,27% 4,38% 11,65% 16,22%

EMPRESAS PÚBLICAS DE

MEDELLIN

3,47% 6,94% 10,41% - 10,41% 12,93%

ENEL COLOMBIA

4,53% 5,05% 9,58% - 9,58% 12,59%

RUITOQUE

6,64% 2,93% 9,57% - 9,57% 11,45% En resumen, en el cuadro se observan: - En la segunda columna, los índices de pérdidas técnicas de nivel de tensión 1 ( PTj,1), calculados con base en aspectos netamente técnicos (parámetros de fabricación de cables y transformadores y con base en programas de computador) considerando la infraestructura real de cada OR. - En la tercera columna, los índices de pérdidas no técnicas eficientes (PNTj,1), calculados con base en la fórmula del numeral 7.1.1.3 del anexo general de la Resolución CREG 015 de 2018, acorde con la extensión (en km) de las líneas rurales de nivel de tensión 2 de un OR determinado, representando la dispersión de un sistema en particular. - En la cuarta columna, el índice de pérdidas eficientes de nivel de tensión 1 (Pej,1), que es la suma aritmética de los dos índices anteriores (PTj,1+ PNTj,1). - En la quinta columna, el índice de pérdidas adicionales ( Padj,1) para aquellos OR que tienen pérdidas superiores a las eficientes y que toman el incentivo del numeral 7.1.4.3.1 del anexo general de la Resolución CREG 015 de 2018, invirtiendo en escalas superiores a las mínimas establecidos. - En la sexta columna, el índice de pérdidas reconocidas en el nivel de tensión 1 (P j,1), que es la

suma aritmética de las pérdidas eficientes más las pérdidas adicionales (en los casos que se reconocen) (Pej,1+ Padj,1). - Finalmente, en la séptima columna, el factor para referir las medidas de energía del nivel de tensión 1 al Sistema de Transmisión Nacional ( PRn,j,t), que incluye las pérdidas en cada uno de los niveles de tensión que tenga un mismo OR y que se calcula con base en la proporción de la energía que circula por cada nivel de tensión. Este es el factor que se utiliza para el cálculo de las tarifas al usuario final en el nivel de tensión 1. Pregunta 3. ¿Cómo se determina el porcentaje de pérdidas no técnicas adicionales a las eficientes que son reconocidas a un operador?Respuesta Como se informó en la respuesta a la pregunta número 1, el cálculo de las pérdidas no técnicas adicionales es producto del nivel de inversión anual que haga un OR respecto de su base de activos. Si un OR efectúa un bajo nivel de esfuerzo de inversión, el reconocimiento adicional es bajo o, por el contrario, si hace esfuerzos altos de inversión, el reconocimiento de pérdidas puede llegar hasta el total de las pérdidas reales, como uno de los principales aspectos de incentivos a la inversión en los sistemas para reemplazar y expandir los activos en los sistemas con los objetivos de mejorar la calidad, reducir pérdidas y aumentar la cobertura del servicio. Pregunta 4. ¿Cuál es el porcentaje de pérdidas eficientes de energía que son asumidas por los usuarios

a nivel de cada distribuidora? ¿Cuánto es el porcentaje asumido por los usuarios por pérdidas no técnicas adicionales a las eficientes a nivel de cada una de las distribuidoras? Respuesta Ver respuesta a la pregunta 2. Pregunta 5. ¿Cuántas y cuáles han sido las subastas por cargo por confiabilidad realizadas en los últimos 5 años? ¿Cuál es el periodo de vigencia definido para la asignación de Obligaciones de Energía Firme (OEF) en cada una de las subastas? Respuesta Precisamos que en los últimos cinco (5) años solo se ha realizado una subasta del cargo por confiabilidad, la cual fue convocada por la Resolución CREG 104 de 2018 y se realizó el 28 de febrero de 2019. Pregunta 6. ¿Cuáles fueron los proyectos ganadores para cada una de las subastas de cargo por confiabilidad realizadas en los últimos 5 años, incluyendo plantas existentes, con obras, especiales y nuevas? ¿Cuántos de estos proyectos, para cada una de las subastas, hacen referencia a plantas existentes y cuántos a plantas con obras, especiales y nuevas? ¿Cuál es el tipo de tecnología asociada a cada uno de los proyectos? ¿Cuál es la asignación de OEF para cada uno de los proyectos ganadores, incluyendo a aquellos en plantas existentes? Respuesta Frente a las plantas existentes, existentes con obras, especiales y nuevas, que recibieron asignación de OEF en la subasta del cargo por confiabilidad, CxC, realizada en el año 2019 mediante la Resolución CREG 104 de 2018, son las siguientes:

Representante del proyecto, planta y/o unidad de generación Proyecto, planta y/o unidad de generación Clasificación de la planta

OEF ASIGNADAS

(kWh-día) Tipo de Tecnología

AES CHIVOR & CIA S.C.A. E.S.P.

Chivor Existentes (EX) 7.934.884 Hidráulica

COMPAÑÍA ELECTRICA DESOCHAGOTA S.A.

E.S.P Paipa 4 Existentes (EX) 3.680.847 Térmica

EMGESA S.A. E.S.P

Betania Existentes (EX) 4.408.070 Hidráulica

EMGESA S.A. E.S.P

Cartagena 1 Existentes (EX) 746.578 Térmica

EMGESA S.A. E.S.P

Cartagena 2 Existentes (EX) 1.153.447 TérmicaEMGESA S.A. E.S.P Cartagena 3 Existentes (EX) 1.107.270 Térmica

EMGESA S.A. E.S.P

El Paso Solar Especiales (ES) 236.995 Solar

EMGESA S.A. E.S.P

El Quimbo Existentes (EX) 313.138 Hidráulica

EMGESA S.A. E.S.P

Guavio Existentes (EX) 11.511.990 Hidráulica

EMGESA S.A. E.S.P

Pagua Existentes (EX) 10.279.981 Hidráulica

EMGESA S.A. E.S.P

Termozipa 2 Existentes (EX) 696.165 Térmica

EMGESA S.A. E.S.P

Termozipa 3 Existentes (EX) 1.120.470 Térmica

EMGESA S.A. E.S.P

Termozipa 4 Existentes (EX)

Existentes (EX) 696.165 Térmica

EMGESA S.A. E.S.P

Termozipa 3 Existentes (EX) 1.120.470 Térmica

EMGESA S.A. E.S.P

Termozipa 4 Existentes (EX) 1.323.436 Térmica

EMGESA S.A. E.S.P

Termozipa 5 Existentes (EX) 1.324.966 Térmica

EMPRESA DE ENERGIA DEL PACIFICO S.A.

E.S.P. Alban Existentes (EX) 2.172.419 Hidráulica

EMPRESA DE ENERGIA DEL PACIFICO S.A.

E.S.P. Calima Existentes (EX) 229.471 Hidráulica

EMPRESA DE ENERGIA DEL PACIFICO S.A.

E.S.P. Cucuana Existentes (EX) 14.596 Hidráulica

EMPRESA DE ENERGIA DEL PACIFICO S.A.

E.S.P. Prado Existentes (EX) 101.860 Hidráulica

EMPRESA DE ENERGIA DEL PACIFICO S.A.

E.S.P. Salvajina Existentes (EX) 1.741.331 Hidráulica

EMPRESA DE ENERGIA DEL PACIFICO S.A.

E.S.P. Termomerilectrica Existentes (EX) 3.648.456 Térmica

EMPRESA URRÁ S.A. E.S.P.

Urra Existentes (EX) 2.060.677 Hidráulica

EMPRESAS PUBLICAS DE MEDELLIN E.S.P.

Esmeralda Existentes (EX) 416.972 Hidráulica

EMPRESAS PUBLICAS DE MEDELLIN E.S.P.

Guatape Existentes (EX) 4.088.701 Hidráulica

EMPRESAS PUBLICAS DE MEDELLIN E.S.P.

Guatron Existentes (EX) 5.765.295 Hidráulica

EMPRESAS PUBLICAS DE MEDELLIN E.S.P.

Latasajera Existentes (EX) 2.583.402 Hidráulica

EMPRESAS PUBLICAS DE MEDELLIN E.S.P.

Pescadero-Ituango Especiales (ES) 3.124.111 Hidráulica

EMPRESAS PUBLICAS DE MEDELLIN E.S.P.

Playas Existentes (EX) 2.702.638 Hidráulica

EMPRESAS PUBLICAS DE MEDELLIN E.S.P.

Porce2 Existentes (EX) 3.309.292 Hidráulica

EMPRESAS PUBLICAS DE MEDELLIN E.S.P.

Porce3 Existentes (EX) 9.251.494 Hidráulica

EMPRESAS PUBLICAS DE MEDELLIN E.S.P.

Sanfrancisco Existentes (EX) 536.541 Hidráulica

EMPRESAS PUBLICAS DE MEDELLIN E.S.P.

Termodorada Existentes (EX) 706.492 Térmica

EMPRESAS PUBLICAS DE MEDELLIN E.S.P.

Termosierra Existentes (EX) 7.803.670 Térmica

ENEL GREEN POWER COLOMBIA S.A.S. E.S.P

Chemesky Nuevas(N) 202.975 Eólico

ENEL GREEN POWER COLOMBIA S.A.S. E.S.P

La Loma Solar Nuevas(N) 524.465 Solar

ENEL GREEN POWER COLOMBIA S.A.S. E.S.P

Tumawind Nuevas(N) 284.049 Eólico

ENEL GREEN POWER COLOMBIA S.A.S. E.S.P

Windpeshi Nuevas(N) 779.049 Eólico

EOLOS ENERGÍA S.A.S. E.S.P.

Parque Beta Nuevas(N) 201.600 Eólico

GENERADORA YCOMERCIALIZADORA DE

ENERGIA DEL CARIBE S.A. E.S.P.

Guajira 1 Existentes (EX) 2.958.000 Térmica

GENERADORA YCOMERCIALIZADORA DE

ENERGIA DEL CARIBE S.A. E.S.P.

Guajira 2 Existentes (EX) 2.250.498 Térmica

GESTION ENERGETICA S.A. E.S.P.

Paipa 1 Existentes (EX) 264.533 Térmica

GESTION ENERGETICA S.A. E.S.P.

Paipa 2 Existentes (EX) 1.564.427 Térmica

GESTION ENERGETICA S.A. E.S.P.

Paipa 3 Existentes (EX) 1.224.016

TérmicaHIDROELÉCTRICA DEL ALTO PORCE S.A.S.

E.S.P. Escuela de Minas Especiales (ES) 158.099 Hidráulica

ISAGEN S.A. E.S.P.

Amoya Existentes (EX)

12.610 Hidráulica

ISAGEN S.A. E.S.P.

Jaguas Existentes (EX) 1.178.861 Hidráulica

ISAGEN S.A. E.S.P.

Miel I Existentes (EX) 2.400.344 Hidráulica

ISAGEN S.A. E.S.P.

San Carlos Existentes (EX) 12.076.316 Hidráulica

JEMEIWAA KA I S.A.S.

Casa Eléctrica Nuevas(N) 888.245 Eólico

MAAESTRIA INC

PW-CON3

Nuevas(N) 2.880.000 Térmica Oleoducto de los Llanos Orientales S.A. Termoebr (Estación Rubiales) Especiales (ES) 372.480 Térmica Oleoducto de los Llanos Orientales S.A. Termoproyectos (Estación Jagüey) Especiales (ES) 372.480 Térmica

PROELECTRICA & CIA S.C.A. E.S.P

Proelectrica Existentes (EX) 1.941.017 Térmica

PROMOTORA DE ENERGIA ELECTRICA DEL

ARCHIPIELAGO DE SAN ANDRES

El Tesorito Nuevas (N) 4.559.995 Térmica Promotora Miel II S.A.S E.S.P Miel II Nuevas(N) 203.885 Hidráulica

SOCIEDAD PORTUARIA ENERGETICA

MULTIPROPOSITO Y CONTENEDORES

PUERTO SOLO BUENAVENTURA S.A

Termosolo1 Nuevas (N)

2.841.600 Térmica

SOCIEDAD PORTUARIA ENERGETICA

MULTIPROPOSITO Y CONTENEDORES

PUERTO SOLO BUENAVENTURA S.A

Termosolo2 Nuevas (N) 1.536.000 Térmica TERMOCANDELARIA S.C.A. E.S.P Cierre De Ciclo De Las Unidades 1 Y 2 - TCDC Especiales (ES) 5.610.060 Térmica

TERMOCARIBE S.A.S.

Termo Caribe 1 Nuevas(N) 2.880.000 Térmica

TERMOCARIBE S.A.S.

Termo Caribe 3 Nuevas(N) 806.400 Térmica

TERMOEMCALI I S.A. E.S.P.

Termoemcali Existentes (EX) 4.725.114 Térmica

TERMOTASAJERO S.A. E.S.P.

Tasajero I Existentes (EX) 3.699.899 Térmica

TERMOVALLE S.A.S. E.S.P.

Termovalle Existente con obras (ECO) 5.472.450 Térmica

TERMOYOPAL GENERACIÓN 2S.A.S. E.S.P

Termoyopal G3 Nuevas(N) 1.139.999 Térmica

TERMOYOPAL GENERACIÓN 2S.A.S. E.S.P

Termoyopal G4 Nuevas(N) 1.139.999 Térmica

TERMOYOPAL GENERACIÓN 2S.A.S. E.S.P

Termoyopal G5 Nuevas(N)

1.139.999 Térmica

VIENTOS DEL NORTE S.A.S. E.S.P.

Parque Alpha Nuevas(N) 152.640 Eólico Pregunta

7. Para cada una de las subastas por cargo de confiabilidad realizadas en los últimos 5 años, ¿cuántas de las plantas existentes, con obras, especiales o nuevas que fueron ganadoras establecieron debidamente las garantías financieras que respaldaban la construcción del proyecto o las obras? ¿hubo alguna planta ganadora de la subasta que no cumpliera dichas garantías?

Respuesta Le informamos que en el Reglamento de Garantías del CxC, establecido en la Resolución CREG 061 de 2007; principalmente se tienen establecidas las garantías de: participación de la subasta, respaldo de construcción de plantas existentes con obras, especiales y nuevas, así, como las garantías de combustible que respaldan la OEF asignada a plantas térmicas. En ese orden de ideas, las plantas existentes no tienen la obligación de presentar una garantíade construcción cuando reciben una asignación de OEF, solo la garantía de combustible si se trata de una planta de generación térmica. Ahora bien, frente a las plantas ganadoras que no cumplieron con las garantías, hubo dos plantas nuevas que no presentaron la garantía que respalda la construcción del proyecto, las cuales fueron: Representante del proyecto o planta de generación Proyecto, de generación Clasificación de la planta

MAAESTRIA INC

PW-CON3

Nuevas(N)

TERMOCARIBE S.A.S.

Termo Caribe 1 Nuevas(N)

Pregunta

8. Para cada una de las plantas con obras, especiales o nuevas que fueron ganadoras de las subastas por cargo confiabilidad realizadas en los últimos 5 años, ¿cuáles proyectos se encuentran en operación comercial y entregando energía al Sistema Interconectado Nacional

(SIN)? ¿cuánto es su porcentaje de cumplimiento de la asignación de OEF de los primeros años? ¿cuáles proyectos no han iniciado su construcción? Respuesta Es importante aclarar, que el compromiso de la entrega de la OEF en que se obliga cada planta de generación se materializa cuando el sistema se encuentra en condición crítica,