CREG - Resolución 104 de 2019

Republica de Colombia Ministerio de Minas y Energia

COMISION DE REGULACION DE ENERGIA Y GAS

104 RESOLUCION No. DE 2019

( 026.209 Por la cual se aprueban 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. 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 y 036 de 20109.

Por medio de la Resolución CREG 015 de 2019 se modificó la tasa de retorno para la actividad de distribución de energía eléctrica, aprobada en la Resolución CREG 016 de 2018. Centrales Eléctricas del Norte de Santander S.A. E.S.P., mediante comunicación con radicado CREG E-2018-007900 del 8 de agosto de 2018, solicitó la aprobación de los ingresos asociados con el sistema de transmisión regional y el sistema de distribución local que opera.

con radicado CREG E-2018-007900 del 8 de agosto de 2018, solicitó la aprobación de los ingresos asociados con el sistema de transmisión regional y el sistema de distribución local que opera. Mediante Auto del 4 de septiembre de 2018 se dio inicio a la actuación administrativa, asignada al expediente 2018-0135, durante la cual se surtieron las respectivas aclaraciones y correcciones como respuesta a las etapas probatorias correspondientes. En el documento 068 de 2019 se encuentra el soporte de esta resolución, el cual incluye, entre otros, los criterios de revisión de la información, las diferencias identificadas, la información utilizada, los inventarios aprobados, las memorias de cálculo y demás consideraciones empleadas para calcular los valores, variables, factores, indicadores e índices que se aprueban en la presente resolución.RESOLUCIÓN No. 1 44 DE 02 SET. 209 HOJA No. 2/7 Por la cual se aprueban 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 de Norte de Santander S.A. E.S.P. Con base en lo anterior, la Comisión de Regulación de Energía y Gas, en su sesión 941 del 2 de septiembre de 2019, acordó expedir esta resolución.

RESUELVE: Artículo 1. Ámbito de aplicación. En esta resolución se aprueban 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., en aplicación de la Resolución CREG 015 de 2018.

distribución de energía eléctrica para el mercado de comercialización atendido por Centrales Eléctricas del Norte de Santander S.A. E.S.P., en aplicación de la Resolución CREG 015 de 2018. Artículo 2. Base regulatoria de activos eléctricos al inicio del periodo tarifario. La base regulatoria de activos eléctricos al inicio del periodo tarifario, BRAE;n,o, es el siguiente: Tabla 1 Base regulatoria de activos eléctricos al inicio del periodo tarifario. Variable Pesos de diciembre de 2017

BRAEj4,0 232.513.710.181

BRAE;3,0 125.415.208.254

BRAE;20 631.455.598.024

BRAE; 1,0 338.832.553.172

Artículo 3. Inversión aprobada en el plan de inversiones. El valor de las inversiones aprobadas en el plan de inversiones, INVAjn11, para cada nivel de tensión, es el siguiente: Tabla 2 Plan de inversiones del nivel de tensión 4, pesos de diciembre de 2017 Categoria fe INVA, 4,111 INVA;,4,12 INVA) 4,13 INVA,4,14 INVA,,4,15 I= 1 0 0] 2.969.039.000 0 0 1=2 0 0 0 0 0 1=3 3.312.686.167| 3.827.677.843| 135.863.001] 2.839.877.498| 558.336.000 1=4 631.784.000 | 1.574.064.672 O| 1.628.441.000 | 1.247.929.000 1=5 203.292.000| 304.938.000 O| 460.977.000 0

1=4 631.784.000 | 1.574.064.672 O| 1.628.441.000 | 1.247.929.000 1=5 203.292.000| 304.938.000 O| 460.977.000 0 1=6 0 0 o| 1.314.687.000| 212.892.000 1=7 42.360.791.493 | 20.724.488.156 0| 11.507.144.768 | 11.378.108.975 1=8 0 0 0 0 0 1=9 0 0 0 0 0 i= 10 56.518.667| 28.259.333] 28.259.333 56.518.667 0 Tabla 3 Plan de inversiones del nivel de tensión 3, pesos de diciembre de 2017 Categoría ee INVA;3,11 INVA;3,12 INVAy,3,1,3 INVA,,3,1,4 INVA,,3,1,5 1=1 0 0 0] 2.484.204.000 ol 1=2 0 0 0 0 0 1=3 1.185.284.586 | 2.112.174.842| 1.388.412.338| 3.396.670.092| 813.455.892 ik 4 405.636.000| 832.002.000| 229.974.000 967.275.000 | 711.216.000 1 | 1

1RESOLUCION No. 104 +

DE 02 SET. 2019 HOJA No. 3/7

Por la cual se aprueban 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 de Norte de Santander S.A. E.S.P.

Por la cual se aprueban 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 de Norte de Santander S.A. E.S.P. Categor e fe INVA;,3,1,1 INVAj,3,1,2 INVAj,3,1,3 INVA;,3,1,4 INVA),3,15 1=5 88.620.000| 38.019.000] 134.352.000 35.448.000 0 1=6 510.009.000| 336.241.000] 451.497.000 326.151.000 0 1=7 8.435.647.645 | 1.638.627.872| 1.467.418.631| 9.728.214.660| 158.458.000 1=8 424.356.100 0 0 0 0 1=9 733.434.000| 69.456.000] 575.346.000 64.914.000 2.760.000 1= 10 56.518.667| 28.259.333 28.259.333 56.518.667 0 Tabla 4 Plan de inversiones del nivel de tensión 2, pesos de diciembre de 2017 Categoría de activos 1 INVA),2,1,1 INVA),2,1,2 INVA,,2,1,3 INVA),2,1,4 INVA),2,1,5 l=1 1.860.988.000 | 1.663.888.500| 4.156.125.000| 1.232.187.500 102.211.500 1=2 0 0 0 0 0 1=3 1.314.224.000| 1.045.241.000 536.123.000| 1.381.948.444 764.095.000

1=2 0 0 0 0 0 1=3 1.314.224.000| 1.045.241.000 536.123.000| 1.381.948.444 764.095.000 l=4 2.094.025.000| 1.935.874.000| 2.063.196.000| 2.332.580.904| 2.161.821.000 l=5 114.399.000 59.553.000| 2.046.015.000| 1.935.027.000| 1.316.304.000 1=6 344.146.000 214.878.000 163.466.000 129.268.000 0 1=7 27.159.221,093 | 24.713.218.174 | 23.060.405.022 | 18.761.556.100 | 18.043.226.900 1=8 24.106.967 70.043.100 56.034.480 22.776.072 0 1=9 7.997.781.000| 2.136.604.000| 2.999.021.0000] 2.112.635.000| 1.584.090.000 1=10 56.518.667 28,259,333 28.259.333 56.518.667 0 Tabla 5 Plan de inversiones del nivel de tensión 1, pesos de diciembre de 2017 Categoría de activos 1 INVA, 1,11 INVA, 1,12 INVAj,1,1,3 INVA,,1,1,4 INVA,,1,15

l=11 7.074.081.000 | 5.980.959.000| 6.996.229.000 | 5.523.200.000| 5.784.703.000 1=12 7.892 ,286.779 | 9.162.422.831 | 10.453.541.401 | 10.518.131.508 | 10.863.343.621 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, RCBIAjn,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 ombre

RCBIAj4,1 7.561.039.150

RCBIAj3,1 4.242.477.416

RCBIA;2,1 19.041.515.710

RCBIAj,1,1 12.547 .223.274

Artículo 5. Recuperación de capital de activos nuevos. El valor de la recuperación de capital reconocida para los activos que entraron en operación en el primer año, RCNAjn,1, es el siguiente: Tabla 7 Recuperación de capital de activos nuevos : Pesos de diciembre Variable de 2017

RCNAj4,1 1.132.850.462RESOLUCION No. HOJA No. 4/7

Por la cual se aprueban 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 de Norte de Santander S.A. E.S.P. Variable Pesos de Geombre

RCNAj3,1 318.026.313

RCNAj2,1 1.172.258.385

comercialización atendido por Centrales Eléctricas de Norte de Santander S.A. E.S.P. Variable Pesos de Geombre

RCNAj3,1 318.026.313

RCNAj2,1 1.172.258.385

RCNAj1,1 518.626.291

Artículo 6. Base regulatoria de terrenos. El valor de la base regulatoria de terrenos, BRT;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

BRTj,4,1 44.223.072

BRT},3,1 28.937.043 BRT},2,1 7.405.280 Artículo 7. AOM base por nivel de tensión. El valor del AOM base para cada nivel de tensión, AOMbaséjn, es el siguiente: Tabla 9 AOM base por nivel de tensión Variable Pesos de ombre AOMbase;j,4 12.313.303.417 AOMbasej;3 6.641.653.566 AOMbasej;2 33.440.197.426 AOMboase; 1 17.943.664.619 Artículo 8. Factor ambiental para las nuevas inversiones. El valor del factor ambiental para las nuevas inversiones, fAMB,, es el siguiente: Tabla 10 Factor ambiental para nuevas inversiones Variable Valor fAMB; 1,000 Artículo 9. Indicadores de referencia de calidad media. Los indicadores de referencia de la calidad media SAIDI_Rj y SAIFI_R;, son los siguientes: Tabla 11 Indicadores de referencia de calidad media Variable Unidad Valor SAIDI Rj Horas 42,168 SAIFLR; Veces 10,105

referencia de la calidad media SAIDI_Rj y SAIFI_R;, son los siguientes: Tabla 11 Indicadores de referencia de calidad media Variable Unidad Valor SAIDI Rj Horas 42,168 SAIFLR; Veces 10,105 Artículo 10. Metas anuales de calidad media para el indicador de duración de eventos. Las metas anuales de calidad media para el indicador de duración de evéntos, SAIDI_M;j1, son las siguientes:

DH02 SET. 2019 RESOLUCION No. 104 DE HOJA No. 5/7

Por la cual se aprueban 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 de Norte de Santander S.A. E.S.P. Tabla 12 Metas anuales de calidad media para el indicador de duración, horas Año del periodo SAIDI Mi: Banda de indiferencia tarifario A Límite inferior Límite superior t=1 38,795 38,601 38,989 t=2 35,691 35,513 35,870 t=3 32,836 32,672 33,000 t=4 30,209 30,058 30,360 t=5 27,792 27,653 27,931 Articulo 11. Metas anuales de calidad media para el indicador de frecuencia de eventos. Las metas anuales de calidad media para el indicador de frecuencia de eventos, SAIFI_Mj:, son las siguientes: Tabla 13 Metas anuales de calidad media para el indicador de frecuencia, veces Año del periodo ; Banda de indiferencia og os SAIFI_Mjt 7 > Par - tarifario Límite inferior Límite superior t=1 9,297 9,250 9,343

Tabla 13 Metas anuales de calidad media para el indicador de frecuencia, veces Año del periodo ; Banda de indiferencia og os SAIFI_Mjt 7 > Par - tarifario Límite inferior Límite superior t=1 9,297 9,250 9,343 t=2 9,000 8,955 9,045 t=3 9,000 8,955 9,045 t=4 9,000 8,955 9,045 | t=5 9,000 8,955 9,045 Artículo 12. Indicadores de calidad individual de duración de eventos. La duración máxima anual de los eventos percibidos por los usuarios, DIUG;n,q, en los niveles de tensión 2, 3 y 1, es la siguiente: Tabla 14 DIUG niveles de tensión 2 y 3, horas Ruralidad 1 Ruralidad 2 Ruralidad 3 Riesgo 1 7,77 26,67 60,68 Riesgo 2 - 17,81 206,55 Riesgo 3 - 11,99 90,15 Tabla 15 DIUG nivel de tensión 1, horas Ruralidad 1 Ruralidad 2 Ruralidad 3 Riesgo 1 14,81 41,74 328,01 Riesgo 2 - 47,12 312,63 Riesgo 3 - 67,52 360,00 Artículo 13. Indicadores de calidad individual de frecuencia de eventos. La frecuencia máxima anual de los eventos percibidos por los usuarios, FIUG;n,q, en los niveles de tensión 2, 3 y 1, es la siguiente: Tabla 16 FIUG niveles de tensión 2 y 3, veces Ruralidad 1 Ruralidad 2 Ruralidad 3 Riesgo 1 5 10 21 Riesgo 2 - 11 34

Tabla 16 FIUG niveles de tensión 2 y 3, veces Ruralidad 1 Ruralidad 2 Ruralidad 3 Riesgo 1 5 10 21 Riesgo 2 - 11 34 Riesgo 3 - 7 24 nn artnet

<q. 104 02 SET. 2019 RESOLUCION No. DE HOJA No. 6/7

Por la cual se aprueban las variables necesarias para calcular los ingresos y cargos asociados con la actividad de distribución de energia eléctrica para el mercado de comercialización atendido por Centrales Eléctricas de Norte de Santander S.A. E.S.P. Tabla 17 FIUG nivel de tensión 1, veces MM Ruralidad 1 Ruralidad 2 Ruralidad 3 Riesgo 1 7 15 41 Riesgo 2 - 17 42 Riesgo 3 - 32 57 Artículo 14. Índices de referencia pérdidas eficientes. Los indices de pérdidas eficientes, Pejn, en los niveles de tensión 3, 2 y 1, son los siguientes: Tabla 18 Índice de pérdidas eficientes Variable Valor Pej.3 2,52% Pej2 1,10% Pej1 9,12% Artículo 15. Factor de pérdidas reconocidas en el nivel de tensión 1 en el año 1. El factor de pérdidas reconocidas en el nivel de tensión 1 en el año 1, FPI, 1, aplicable al plan de reducción de pérdidas aprobado, es el siguiente: Variable Valor FPL1 14,12% Artículo 16. Costos de reposición de referencia. El costo de reposición de referencia, CRR;, y los costos de reposición de referencia por nivel de tensión, Crrjn, son los siguientes:

Variable Valor FPL1 14,12% Artículo 16. Costos de reposición de referencia. El costo de reposición de referencia, CRR;, y los costos de reposición de referencia por nivel de tensión, Crrjn, son los siguientes: Tabla 19 Costo de reposición de referencia K Variable Pesos e | CRR 1.376.985.518.939 cma 236.078.849.456 Crs 127.264.565.806 Crrj2 666.189.752.792 Crr;1 347.452.350.884 Artículo 17. Costo anual del plan de gestión de pérdidas. El costo anual del plan de gestión de pérdidas, CAP), es el siguiente: Tabla 20 Costo anual del plan de gestión de pérdidas Pesos de diciembre V: ariable de 2017 CAP; 6.763.754.473 Articulo 18. Costo de las inversiones en activos que no son clasificables como UC. El costo de las inversiones en activos que no son clasificables como unidades constructivas, INVNUC,, es el siguiente:10 o,

RESOLUCIÓN No. 4 DE 02 Sel. 208 HOJA No. 7/7

Por la cual se aprueban 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 de Norte de Santander S.A. E.S.P. Tabla 21 Costo anual de inversiones en activos no clasificables como UC Variable Pesos de diciembre de 2017

INVNUC; 0

Artículo 19. Valor anual por concepto de conexiones al sistema de otro OR. El valor anual por concepto de conexiones al sistema de otros OR en los niveles

Variable Pesos de diciembre de 2017

INVNUC; 0

Artículo 19. Valor anual por concepto de conexiones al sistema de otro OR. El valor anual por concepto de conexiones al sistema de otros OR en los niveles de tensión 3 y 2, Ojn, es el siguiente: Tabla 22 Valor anual por concepto de conexiones al sistema de otro OR : Pesos de diciembre Variable de 2017 Oj3 0) O;s2 0 Artículo 20. La presente Resolución deberá notificarse a Centrales Eléctricas de Norte de Santander 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 la Dirección Ejecutiva de la CREG dentro de los cinco (5) días hábiles siguientes a la fecha de su notificación.

NOTIFÍQUESE, PUBLÍQUESE Y CÚMPLASE 01 SET. 2018

Dado en Bogota D.C., o vil O MESA PUYO ——CHRISHAN-JARAMILES RA VicemMigtro de Energía, delegado de la | Director Ejecutivo Ministra de Minas y Energia 7 / el Presidente F