CREG - Resolución 137 de 2019

Republica de Colombia Ministerio de Minas y Energia COMISION DE REGULACION DE ENERGIA Y GAS . 13 bh RESOLUCIÓN No. E 2019 11 OCT. 2619 ) 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 la Empresa de Energía del Pacifico 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 Diano 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 2019.

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. La Empresa de Energía del Pacífico S.A. E.S.P., Epsa, mediante comunicación con radicado CREG E-2018-009326 del 14 de septiembre de 2018, solicitó la aprobación de los ingresos asociados con el sistema de transmisión regional y el sistema de distribución local que opera.

radicado CREG E-2018-009326 del 14 de septiembre 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 1 de octubre de 2018 se dio inicio a la actuación administrativa, asignada al expediente 2018-0157, durante la cual se surtieron las respectivas aclaraciones y correcciones como respuesta a las etapas probatorias correspondientes. En el documento 094 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, fadtores, indicadores e indices que se aprueban en la presente resolución.RESOLUCION No. 137 + DE {1 OCT. 2019

137 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 la Empresa de Energía del Pacífico S.A. E.S.P. Con base en lo anterior, la Comisión de Regulación de Energía y Gas, en su sesión 951 del 11 de octubre 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 la Empresa de Energia del Pacifico S.A. E.S.P., en aplicación de la Resolución CREG 015 de 2018.

necesarias para calcular los ingresos y cargos asociados con la actividad de distribución de energía eléctrica para el mercado de comercialización atendido por la Empresa de Energia del Pacifico 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;no, es el siguiente: Tabla 1 Base regulatoria de activos eléctricos al inicio del periodo tarifario. Variable Pesos de diciembre de 2017

BRAE;j,4,0 640.662.920.789

BRAEj,3,0 339.521.272.017

BRAE;2,0 696.043.784.493

BRAE;j,1,0 367.391.505.027

Artículo 3. Inversión aprobada en el plan de inversiones. El valor de las inversiones aprobadas en el plan de inversiones, INVAjn1:, para cada nivel de tensión, es el siguiente: Tabla 2 Plan de inversiones del nivel de tensión 4, pesos de diciembre de 2017 eros e INVA), 4,1,1 INVA),4,1,2 INVA),4,1,3 INVA), 4,1,4 INVA), 4,15 l=1 0 0 0 O| 5.760.288.000 [=2 0 0 0 0 0 l=S 21.482.223.351 | 6.957.579.685| 8.770.418.145| 1.922.425.825| 1.037.733.890

l=4 2.441.816.733| 1.404.907.048| 1.345.939.714 500.966.123 411.889.384 [=5 1.649.087.885 508.230.000 609.876.000 609.876.000 0 l=6 2.493.432.670| 3.356.123.000| 2.760.325.000 0 0 l=7 5.172.349.932| 2.582.683.120| 4.619.333.090| 7.665.286.510| 1.947.053.000 l=8 0 0 0 0 0 [=9 0 0 0 0 0 l=10 1.684.376.667 | 1.542.600.000| 10.726.422.753) 1.048.681.333 264.180.333 Tabla 3 Plan de inversiones del nivel de tensión 3, pesos de diciembre de 2017 Categoría de INVA,,3,1,1 INVA,, 3,1,2 INVA,,3,1,3 INVA,,3,1,4 INVA,,3,1,5 activos I l=1 1.857.250.000| 4.807.064.500| 6.559.303.484 1.857.250.000| 1.857.250.000 l=2 170.665.000 0 0 170.665.000 0 l=3S 18.506.852.276 | 11.645.806.288 | 12.083.872.670 8.707.277.000| 1.671.860.110

| 1=4 3.550.044.000 |} 2.520.347.000| 2.637.081.000 2.223.106.000 557.355.000 \ l=5 673.512.000 259.952.000 555.352.000 378.112.000 82.712.000 \Z-RESOLUCION No. 137 DE 11 137 OCT. 230

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 la Empresa de Energía del Pacifico S.A. E.S.P. Categoria ne INVAj,3,1,1 INVA),3,1,2 INVA), 3,1,3 INVA, 3,1,4 INVAj,3,1,5 l=6 3.182.366.000| 2.327.841.000| 2.934.704.000 1.729.193.000 632.526.000 l=7 9.459.540.480| 4.635.482.957 | 10.426.464.297 | 13.738.507.900 0 l=8 1.448.894.480 521.865.000 466.451.930 0 0 l=9 1.131.906.000 253.878.000 203.264.000 75.677.000 62.355.000 l=10 1.684.376.667 | 1.542.600.000 | 10.726.422.753 1.048.681.333 264.180.333 Tabla 4 Plan de inversiones del nivel de tensión 2, pesos de diciembre de 2017 Categoria fe INVAj,2,1,1 INVA;2,12 INVA;2,1,3 INVA;2,1,4 INVA;2,15

Tabla 4 Plan de inversiones del nivel de tensión 2, pesos de diciembre de 2017 Categoria fe INVAj,2,1,1 INVA;2,12 INVA;2,1,3 INVA;2,1,4 INVA;2,15 1=1 7.542.750.000| 7.825.194.500| 3.041.753.016| 2.725.435.000| 3.020.868.000 =2 0 0 0 0 0 =3 8.367.963.418| 6.675.091.072| 2.315.608.864| 3.341.643.984| 1.155.271.056 =4 2.282.458.000| 1.790.198.000| 973.620.000| 1.347.818.000| 848.150.000 = 5 15.148.032.000| 2.077.983.000 | 1.019.493.000| 200.556.000 33.426.000 1=6 4.144.755.000| 2.658.552.000| 1.616.834.000| 1.172.693.000| 230.526.000 1=7 27.824.798.723 | 26.605.518.213 | 28.371.499.777 | 26.705.675.777 | 25.068.266.277 1=8 2.477.012.000| 1.447.760.800| 992.224.000 0 0 1=9 7.147.679.000| 7.812.544.000| 4.553.150.000] 351.684.000] 301.502.000

1= 10 1.684.376.667| 1.542.600.000 | 10.726.422.753| 1.048.681.333| 264.180.333 Tabla 5 Plan de inversiones del nivel de tensión 1, pesos de diciembre de 2017 Categoria de INVAj,1,11 INVA;1,12 INVA;1,13 INVA; 1,14 INVA, 1,15 activos l 1=11 11.128.288.000 | 11.668.109.000 | 11.541.199.000 | 11.473.476.000 | 11.538.876.000 l= 12 6.198.549.500| 7.191.374.500| 6.983.421.000| 6.942.058.500| 6.920.211.500

Parágrafo: En aplicación de lo dispuesto en el artículo 6 de la Resolución CREG 015 de 2018 y el artículo 50 de la Resolución CREG 036 de 2019, el valor de los activos puestos en operación en el 2018, es el siguiente: Tabla 6 Valor de los activos del nivel de tensión 4, 3 y 2 puestos en operación en el 2018

Categoria de Nivel 4 Nivel 3 Nivel 2 1=1 0 0 0 [=2 0 0 0 1=3 1.188.638.402 | 3.607.497.691| 440.753.699 1=4 Ol 578.990.000| 1.246.014.000 1=5 1.016.460.000| 153.608.000 97.127.000 1=6 OÍ 238.838.000 0 1=7 OÍ 1.271.237.181 | 12.712.144.676 1=8 o| 1.040.365.886| 1.120.612.003

1=6 OÍ 238.838.000 0 1=7 OÍ 1.271.237.181 | 12.712.144.676 1=8 o| 1.040.365.886| 1.120.612.003 1=9 OÍ 263.192.000| 9.696.303.000 1=10 0 0 0

Tabla 7 Valor de los activos del nivel de tensión 1 puestos en operación en el 2018 a Categoría de activos l INVA),2,1,1 l= 11 6.514.121.000 l= 12 1.077.528.9838 |. | Cp?

A| 11 001,206 RESOLUCIÓN No. _ 137 DE 137 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 la Empresa de Energía del Pacífico S.A. E.S.P. 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, RCBIA;n, 1, del año 1, para cada nivel de tensión, es el siguiente: Tabla 8 Recuperación de capital de activos de la BRA inicial Variable Pesos de diciembre de 2017

RCBIA;4,1 21.528.262.645

RCBIA;3,1 11.886.566.719

RCBIA;2,1 21.762.981.431

RCBIA;1,1 16.580.167.387

Artículo 5. Recuperación de capital de activos nuevos. El valor de la recuperación de capital reconocida para los activos que entraron en operación

RCBIA;2,1 21.762.981.431

RCBIA;1,1 16.580.167.387

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 9 Recuperación de capital de activos nuevos Variable Pesos de diciembre de 2017

RCNAj,4,1 1.333.004.832

RCNAj,3,1 1.738.505.735

RCNAj,2,1 3.037.739.594

RCNAj,1,1 931.856.003

Artículo 6. Base regulatoria de terrenos. El valor de la base regulatoria de terrenos, BRTjn,1, del año 1, para los niveles de tensión 4, 3 y 2, es el siguiente: Tabla 10 Base regulatoria de terrenos Variable Pesos de diciembre de 2017 BRT;4,1 803.232.349

BRTj,3,1 102.733.435

BRT;2,1 69.730.290 Artículo 7. AOM base por nivel de tensión. El valor del AOM base para cada nivel de tensión, AOMbasejn, es el siguiente: Tabla 11 AOM base por nivel de tensión Variable Pesos de cictembre AOMbasej 28.190.233.145 | AOMbase;s 14.939.500.173. AOMbase;2 30.627.083.178

| AOMbase;1 16.165.836.739RESOLUCION No. 137 DE 11 057, 7619 HOJA No. 5/7

Por la cual se aprueban las variables necesarias para calcular los ingresos y cargos

| AOMbase;1 16.165.836.739RESOLUCION No. 137 DE 11 057, 7619 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 la Empresa de Energía del Pacífico S.A. E.S.P. Artículo 8. Factor ambiental para las nuevas inversiones. El valor del factor ambiental para las nuevas inversiones, fAMB,, es el siguiente: Tabla 12 Factor ambiental para nuevas inversiones Variable SAMB; Valor 1,011 Articulo 9. Indicadores de referencia de calidad media. Los indicadores de referencia de la calidad media SAIDI_R; y SAIFI_Rj, son los siguientes: Tabla 13 Indicadores de referencia de calidad media Variable Unidad Valor SAIDL Rj Horas 14,783 SAIFI Rj Veces 11,388 Articulo 10. Metas anuales de calidad media para el indicador de duracion de eventos. Las metas anuales de calidad media para el indicador de duración de eventos, SAIDI_M;:, son las siguientes: Tabla 14 Metas anuales de calidad media para el indicador de duración, horas Año del periodo SAIDI M;: - Banda de indiferencia tarifario aie Limite inferior Limite superior t=1 13,600 13,532 13,668 t=2 12,512 12,450 12,575 t=3 11,511 11,454 11,569 t=4 10,590 10,537 10,643 t=5 9,743 9,694 9,792 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

t=4 10,590 10,537 10,643 t=5 9,743 9,694 9,792 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_M;:, son las siguientes: Tabla 15 Metas anuales de calidad media para el indicador de frecuencia, veces Ano del periodo SAIFI M;: Banda de indiferencia tarifario ie Limite inferior Limite superior t=1 10,477 10,425 10,530 t=2 9,639 9,591 9,687 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 16 DIUG niveles de tensión 2 y 3, horas ñ Ruralidad 1 Ruralidad 2 Ruralidad 3 | Riesgo 1 7,16 24,23 12,42 - \ Riesgo 2 11,65 30,13 53,00

| Riesgo 3 4,28 - 68,291? OCT. 2619 RESOLUCIÓN No. 137 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 energía eléctrica para el mercado de comercialización atendido por la Empresa de Energía del Pacifico S.A. E.S.P. Tabla 17 DIUG nivel de tensión 1, horas | Ruralidad 1 Ruralidad 2 Ruralidad 3

asociados con la actividad de distribución de energía eléctrica para el mercado de comercialización atendido por la Empresa de Energía del Pacifico S.A. E.S.P. Tabla 17 DIUG nivel de tensión 1, horas | Ruralidad 1 Ruralidad 2 Ruralidad 3 Riesgo 1 13,59 13,88 51,20 Riesgo 2 12,81 14,89 71,28 Riesgo 3 10,61 - 88,32 Artículo 13. Indicadores de calidad individual de frecuencia de eventos. La frecuencia máxima anual de los eventos percibidos por los usuarios, FIUGjnq, en los niveles de tensión 2, 3 y 1, es la siguiente: Tabla 18 FIUG niveles de tensión 2 y 3, veces Ruralidad 1 Ruralidad 2 Ruralidad 3 Riesgo 1 10 17 11 Riesgo 2 12 19 27 Riesgo 3 6 - 28 Tabla 19 FIUG nivel de tensión 1, veces Ruralidad 1 Ruralidad 2 Ruralidad 3 Riesgo 1 14 15 29 Riesgo 2 16 14 32 Riesgo 3 9 - 38 Artículo 14. Índices de referencia pérdidas eficientes. Los índices de pérdidas eficientes, Pejn, en los niveles de tensión 3, 2 y 1, son los siguientes: Tabla 20 Índice de pérdidas eficientes Variable Valor Pej,3 2,42% Pej,2 1,61% Pej,1 8,14% año 1. El factor de pérdidas reconocidas en el nivel de tensión 1 en el año 1,

Variable Valor Pej,3 2,42% Pej,2 1,61% Pej,1 8,14% 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 FPI,1 8,14% 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 21 Costo de reposición de referencia Variable Pesos de diciembre de 2017 CRR; 2.150.466.998.707 Crrj4 660.052.187.728 Crrj3 350.286.229.437 y Crrj2 739.537.214.068 au SO Crr;1 400.591.367.473 Artículo 15. Factor de pérdidas reconocidas en el nivel de tensión 1 en elRESOLUCION No. 137 DE 11 OCT. 1613 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 la Empresa de Energía del Pacifico S.A. E.S.P. Artículo 17. Costo anual del plan de gestión de pérdidas. El costo anual del plan de gestión de pérdidas, CAP), es el siguiente: Tabla 22 Costo anual del plan de gestión de pérdidas Variable Pesos de diciembre de 2017 CAP; 7.399.457.553 Artículo 18. Costo de las inversiones en activos que no son clasificables

Tabla 22 Costo anual del plan de gestión de pérdidas Variable Pesos de diciembre de 2017 CAP; 7.399.457.553 Artículo 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: Tabla 23 Costo anual de inversiones en activos no clasificables como UC Variable Pesos de diciembre de 2017

INVNUC; 9.638.680.104

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 24 Valor anual por concepto de conexiones al sistema de otro OR Variable Pesos de diciembre de 2017 Oj,3 118.190 Oj2 1.803.851.686 | Artículo 20. La presente Resolución deberá notificarse a la Empresa de Energia del Pacífico 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 4 Oct. 2619 Dado en Bogota _D.C.,

AN JARAMILLO HERRERA

Director Ejecutiyo Ministfa de Minas y Energia | Presidente