CREG - Resolución 138 de 2019

Republica de Colombia Ministerio de Minas y Energia

COMISION DE REGULACION DE ENERGIA Y GAS 138 RESOLUCION No. DE 2019 11 0€T. 2613

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 Compañía de Electricidad de Tuluá 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 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 Compañía de Electricidad de Tuluá S.A. E.S.P., Cetsa, mediante comunicación con radicado CREG E-2018-009327 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.

con radicado CREG E-2018-009327 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 18 de septiembre de 2018 se dio inicio a la actuación administrativa, asignada al expediente 2018-0146, durante la cual se surtieron las respectivas aclaraciones y correcciones como respuesta a las etapas probatorias correspondientes. En el documento 095 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 indices que se aprueban en la presente resolución.

f138 11 051. 208 RESOLUCIÓN No. DE 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 Compañía de Electricidad de Tuluá 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 Compañía de Electricidad de Tuluá 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 la Compañía de Electricidad de Tuluá 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;4,0 0

BRAE;j,3,0 39.225.820.165

BRAE;2,0 44.088.146.045

BRAE; 1,0 41.209.191.885

Artículo 3. Inversión aprobada en el plan de inversiones. El valor de las inversiones aprobadas en el plan de inversiones, INVA;n 1, para cada nivel de tensión, es el siguiente: Tabla 2 Plan de inversiones del nivel de tensión 4, pesos de diciembre de 2017 | Categoria < ° INVA),4,1,1 INVA,,4,1,2 INVA),4,1,3 INVAj,4,1,4 INVAj,4,1,5 [=1 0 0 0 0 0 1=2 0 0 0 0 0 1=3 0 0 0 0 0 1=4 0 0 0 0 0 1=5 0 0 0 0 0 1=6 0 0 0 0 0 | 1=7 0 0 0 0 0 1=8 0 0 0 0 0 o 1=9 0 0 0 0 0

1=6 0 0 0 0 0 | 1=7 0 0 0 0 0 1=8 0 0 0 0 0 o 1=9 0 0 0 0 0 =10 0 0 0 0 0 Tabla 3 Plan de inversiones del nivel de tensión 3, pesos de diciembre de 2017 | Categoria Al e INVA, 3,1,1 INVA),3,1,2 INVA,,3,1,3 INVA,,3,1,4 INVA, 3,15 | = 1 0 0 0 0 0 =2 0 0 0 0 0 1=3 0 O| 502.962.000 241.884.000 0 ¿1=4 22.225.500 O| 177.804.000 88.902.000 0 V=5 0 0 35.448.000 0 0 can Y €

alRESOLUCION No. 138 DE 14 OCT. 2613 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 Compañía de Electricidad de Tuluá S.A. E.S.P. categoría 5 ° INVA), 3,1,1 INVAj,3,1,2 INVA,,3,1,3 INVA,3,1,4 INVA,,3,1,5 l=6 0 0 206.834.500 87.758.000 0 l=7 0 O| 2.314.836.000 0 0 l=8 0 0 0 0 0 l=9 0 0 0 0 0

l=6 0 0 206.834.500 87.758.000 0 l=7 0 O| 2.314.836.000 0 0 l=8 0 0 0 0 0 l=9 0 0 0 0 0 l=10 0 O| 1.248.342.870 402.490.000 0 Tabla 4 Plan de inversiones del nivel de tensión 2, pesos de diciembre de 2017 Categoría de INVA),,2,1, 1 INVAj,2,1,2 INVAj,2,1,3 INVAj,2,1,4 INVAj,2,1,5 activos I l=] 796.398.000 0 765.419.000 0 0 l=2 0 0 0 0 0 l=3 128.431.824 0 357.586.000| 2.008.719.000 0 l=4 41.943.000 55.242.000 193.291.000 475.614.000 89.001.000 l=5 356.544.000 16.713.000 50.139.000 33.426.000 0 l=6 0 0 207.992.500| 1.004,400.000 0 l=7 1.425.317.500| 1.333.087.440| 1.397.945.527| 1.463.283.719| 1.170.044.058 l=8 866.572.000 0 0 0 0 l=9 1.645.872.000 0 2.006.000 5.040.000 0 = 10 0 O| 1.248.342.870 402.490.000 0 Tabla 5 Plan de inversiones del nivel de tensión 1, pesos de diciembre de 2017

= 10 0 O| 1.248.342.870 402.490.000 0 Tabla 5 Plan de inversiones del nivel de tensión 1, pesos de diciembre de 2017 Categoria de activos 1| INVAj,1,1,1 INVA,, 1,1,2 INVA,, 1,13 INVAj,1,1,4 INVA), 1,1,5 l= 11 400.105.0007 533.673.0001 640.711.000 (’755.744.000 869.053.0007 l= 12 554.477.500 587.693.600 | 613.343.780 639.287.463 |666.196.726 á 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 Categoría de Nivel 4 Nivel 3 Nivel 2 activos I l=] 0 0 0 l=2 0 0 0 l=3 0 0 415.353.984 l=4 0 0 56.265.000 l=5 0 0 3.199.000 l=6 0 0 0 l=7 0 29.246.801 | 1.174.665.927 l=8 0 0 164.189.386 l=9 0 4.743.000| 2.120.477.000 1=10 0 0 0 Tabla 7 Valor de los activos del nivel de tensión 1 puestos en operación en el 2018 Categoría de

l=9 0 4.743.000| 2.120.477.000 1=10 0 0 0 Tabla 7 Valor de los activos del nivel de tensión 1 puestos en operación en el 2018 Categoría de activos 1 INVA;2,11 l=11 327.613.000

1=12 134.907.816117 OCT. 2 RESOLUCION No. 138 DE PET, 2013 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 Compañía de Electricidad de Tuluá 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 ee

RCBIAj,4,1 0

RCBIAj,3,1 1.258.941.275

RCBIA;2,1 1.450.678.297

RCBIAj,1,1 1.811.346.704

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

RCNA;4,1 0)

RCNAj,3,1 3.068.153

RCNAj2,1 251.616.993

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

RCNA;4,1 0)

RCNAj,3,1 3.068.153

RCNAj2,1 251.616.993

RCNAj,1,1 49.781.552

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 10 Base regulatoria de terrenos Variable Pesos de diciembre de 2017

BRT;4,1 o

BRT53,1 22.887.708 BRT},2,1 7.893.743 Artículo 7. AOM base por nivel de tensión. El valor del AOM base para cada nivel de tensión, AOMbasej;n, es el siguiente: Tabla 11 AOM base por nivel de tensión Variable Pesos de diciembre de 2017 AOMbasej 4 0 AOMbaséj,3 1.315.646.275 AOMbaséj,2 1.478.730.205

AOMbaséj,1 1.382.169.182. 14 OCT. 2319 RESOLUCION No. 138 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 la Compañía de Electricidad de Tuluá 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 Valor fAMB; 1,000

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 Valor fAMB; 1,000 Artículo 9. Indicadores de referencia de calidad media. Los indicadores de referencia de la calidad media SAIDI Ri y SAIFI_Rj, son los siguientes: Tabla 13 Indicadores de referencia de calidad media Variable Unidad Valor SAIDI_ Rj Horas 3,131 SAIFLRj Veces 9,000 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 eventos, SAIDI_M;:, son las siguientes: Tabla 14 Metas anuales de calidad media para el indicador de duración, horas Año del periodo SAIDI Mi: Banda de indiferencia tarifario + Límite inferior Límite superior t=1 2,881 2,867 2,895 t=2 2,650 2,637 2,664 t=3 2,438 2,426 2,451 t=4 2,243 2,232 2,255 t=5 2,064 2,054 2,074 Artículo 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 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 Año del periodo SAIFI M;: _ Banda de indiferencia tarifario a Limite inferior Limite superior

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 Año del periodo SAIFI M;: _ Banda de indiferencia tarifario a Limite inferior Limite superior t=] 9,000 8,955 9,045 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 los niveles de tension 2, 3 y 1, es la siguiente: Tabla 16 DIUG niveles de tensión 2 y 3, horas Ruralidad 1 Ruralidad 2 Ruralidad 3 Riesgo 1 5,36 - 17,78 Riesgo 2 - 9,36 24,23 Riesgo 3 - - -

YRESOLUCION No. 138 11 OCT. 2613 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 Compañía de Electricidad de Tuluá S.A. E.S.P. Tabla 17 DIUG nivel de tensión 1, horas L Ruralidad 1 Ruralidad 2 Ruralidad 3 Riesgo 1 4,29. - 25,05 Riesgo 2 - 14,73 | 14,50 Riesgo 3 - - - Articulo 13. Indicadores de calidad individual de frecuencia de eventos. La frecuencia maxima anual de los eventos percibidos por los usuarios, FIUG; n,q, en los niveles de tensión 2, 3 y 1, es la siguiente:

Articulo 13. Indicadores de calidad individual de frecuencia de eventos. La frecuencia maxima anual de los eventos percibidos por los usuarios, FIUG; n,q, 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 6 - 12 Riesgo 2 - 7 13 | Riesgo 3 - - - Tabla 19 FIUG nivel de tensión 1, veces Ruralidad 1 Ruralidad 2 Ruralidad 3 Riesgo 1 6 - 21 Riesgo 2 - 10 11 Riesgo 3 - - - 1 { vi 4 A Tabla 20 Índice de pérdidas eficientes Variable Valor Pej,3 1,82% Pej2 1,43% Pej 1 7,57% 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: Artículo 15. 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 oe CRR; 132.964.916.689 Crrj4 0 Crvj,3 41.433.352.829 Crrj,2 46.824.908.651 Crrj1 44.706.655.209 Artículo 16. Costo anual del plan de gestión de pérdidas. El costo anual del pjan de gestión de pérdidas, CAP), es el siguiente:

Crrj,2 46.824.908.651 Crrj1 44.706.655.209 Artículo 16. Costo anual del plan de gestión de pérdidas. El costo anual del pjan de gestión de pérdidas, CAP), es el siguiente:

PANRESOLUCION No. 138 DE 11 001. 268 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 Compañía de Electricidad de Tuluá S.A. E.S.P. Tabla 22 Costo anual del plan de gestión de pérdidas Variable Pesos de diciembre de 2017 CAP; 453.982.217 Artículo 17. 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; 0

Artículo 18. 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 . Pesos de diciembre Variable de 2017 Oj3 33.198.167 Oj2 0) Artículo 19. La presente Resolución deberá notificarse a la Compañía de Electricidad de Tuluá S.A. E.S.P. y publicarse en el Diario Oficial. Contra lo

Oj3 33.198.167 Oj2 0) Artículo 19. La presente Resolución deberá notificarse a la Compañía de Electricidad de Tuluá 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 11 001. 2509 Dado en Bogota

AZ 2 YALLULLZ FLAG, o de Energía, delegado de la ínistra de Minas y Energía Presidente Vice