CREG - Resolución 140 de 2019

República de Colombia Ministerio de Minas y Energía

COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS

140

RESOLUCIÓN No. DE 2019 18 OCT. ¿019

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 Nariño 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. Centrales Eléctricas de Nariño S.A. E.S.P., mediante comunicación con radicado CREG E 2018-009418 del 17 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.

CREG E 2018-009418 del 17 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 26 de septiembre de 2018 se dio inicio a la actuación administrativa, asignada al expediente 2018-0163, durante la cual se surtieron las respectivas aclaraciones y correcciones como respuesta a las etapas probatorias correspondientes. - En el documento 097 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. \<

A e140 DE 1 001, 29.3 RESOLUCIÓN No. 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 Nariño S.A. E.S.P. Con base en lo anterior, la Comisión de Regulación de Energía y Gas, en su sesión 953 del 18 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 Centrales Eléctricas de Nariño 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 de Nariño 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

BRAEj; 4,0 182.862.691.781

BRAEj;3,0 97.359.700.844

BRAE;2,0 318.810.957.738

BRAE) 1,0 208.873.464.176

Artículo 3. Inversión aprobada en el plan de inversiones. El valor de las inversiones aprobadas en el plan de inversiones, INVAjn it, para cada nivel de tensión, es el siguiente: Tabla 2 Plan de inversiones del nivel de tensión 4, pesos de diciembre de 2017 categoria . e INVA,,4,1,1 INVA,,4,1,2 INVA),4,1,3 INVA),4,1,4 INVAj,4,1,5 o t=] 0 0 0 0 0 =2 0) 0 0 ¡0 0) =3 558.336.000 518.134.000| 3.727.883.822 882.555.390 | 10.604.567.048 =4 23.943.000 23.943.000 71.829.000 0 0 =5 33.882.000 101.646.000 169.410.000 0 0)

=4 23.943.000 23.943.000 71.829.000 0 0 =5 33.882.000 101.646.000 169.410.000 0 0) l=6 176.746.000 0 0 0 634.616.110 l=7 0) 0) 0 0 0 l=8 0 0 0 0 0 [=9 0 0 0) 0) 0 l= 10 0 0 0 0 0 Tabla 3 Plan de inversiones del nivel de tensión 3, pesos de diciembre de 2017 categoria . ° INVA;3,1,1 INVAj,3,1,2 INVAj, 3,1,3 INVAj,3,1,4 INVA;j,3,1,5 l=] O| 1.149.617.500| 7.452.612.000| 2.082.437.291 | 2.082.437.291 l=2 0 O 0 0) O l= 3 1.827.546.000| 1.546.797.0000] 4.172.883.150| 1.205.783.976 725.652.000

l= 4 266.706.000 201.747.000| 1.316.457.000 355.608.000 88.902.000RESOLUCIÓN No. 149 DE 1 4 OCT. 20.3 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 Nariño S.A. E.S.P. Categoría de INVA,,3,1,1 INVA,3,12 INVA,3,13 INVA,3,1.4 INVA,3,15 activos l

comercialización atendido por Centrales Eléctricas de Nariño S.A. E.S.P. Categoría de INVA,,3,1,1 INVA,3,12 INVA,3,13 INVA,3,1.4 INVA,3,15 activos l 1=5 8.636.000 25.908.000 43.180.000 0 0 1=6 189.771.000| 374.130.000| 302.298.000 0 0 1=7 2.388.332.500| 9.541.963.350| 832.462.700 0 0 1= 8 0 0 0 0 0 1=9 486.192.000 0 0 Ol 182.322.000 1= 10 0 0 0 0 0 Tabla 4 Plan de inversiones del nivel de tensión 2, pesos de diciembre de 2017 Categoría de INVA;2,1,1 INVA)2,1,2 INVA,,2,1,3 INVA); 2,14 INVA),,2,1,5 activos [ [=] 0 0 O| 1.794.598.000| 1.639.241.500 l=2 0 0 0 0 0 l= 3 1.594.012.0000] 1.009.236.000| 1.985.782.000 491.866.560| 1.336.493.000 l=4 62.375.000 143.658.000 47.880.000 0 38.432.000 l=5 0 0 0 0 0 l=6 199,144.000 199,144.000 334.540.000 0 0 l=7 9.607.081.582| 8.524.517.790| 2.449.626.420 O| 7.862.736.000

l=6 199,144.000 199,144.000 334.540.000 0 0 l=7 9.607.081.582| 8.524.517.790| 2.449.626.420 O| 7.862.736.000 l=8 0 0 0 0 0 [=9 813.292.000 914.632.000 537.802.000 O| 3.233.888.000 [= 10 0 0 0 0 0 Tabla 5 Plan de inversiones del nivel de tensión 1, pesos de diciembre de 2017 Categoría de INVA; 1,1: INVA,,1,12 INVA;,1,13 INVA;1,1.4 INVA, 1,15 activos I ana ona ona me ue [= 11 1.117.209.000| 1.874.332.000| 2.108.234.000 0 0 1= 12 2.487.621.244| 4.687.250.014| 4.662.896.603 0 0 | siguiente: el 2018 Categor a pe Nivel 4 Nivel 3 Nivel 2 [= 1 Ol 4.348.881.000| 9.202.929.844 [= 2 0 0 0 1=3 11.429.313.537| 6.494.031.000| 2.117.448.000 [= 4 1.061.334.394| 454.917.000 377.559.000 1=5 1.400.904.032| 301.308.000 150.417.000 1=6 7.140.113.128| 959.317.000 619.294.000 1=7 o| 38.575.272.914 487.170.350 1=8 0 0 0 1=9 0 0 0

1=6 7.140.113.128| 959.317.000 619.294.000 1=7 o| 38.575.272.914 487.170.350 1=8 0 0 0 1=9 0 0 0 1= 10 274.861.333| 274.861.333 274.861.333

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 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 ano 1, para cada nivel de tensión, es140 Pa RESOLUCIÓN No. DE 18 001. 213 oS

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 Nariño S.A. E.S.P. Tabla 7 Recuperación de capital de activos de la BRA inicial Variable Pesos de diciembre de 2017

RCBIAj,4,1 5.554.306.691

RCBIA;s, 1 3.244.159.040

RCBIA;2, 1 9.598.305.828

RCBIA; 1,1 8.074.768.292

Artículo 5. Recuperación de capital de activos nuevos. El valor de la

RCBIA;s, 1 3.244.159.040

RCBIA;2, 1 9.598.305.828

RCBIA; 1,1 8.074.768.292

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

RCNAj,4,1 695.751.079

RCNAj,3,1 1.448.650.811

RCNAj,2,1 724.710.881

RCNAj, 1,1 118.078.518

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 9 Base regulatoria de terrenos Variable Pesos de diciembre de 2017

BRTj4,1 609.286.227

BRT53,1 303.330.435 BRT}2,1 6.046.069 Artículo 7. AOM base por nivel de tensión. El valor del AOM base para cada nivel de tensión, AOMbasejn, es el siguiente: Tabla 10 AOM base por nivel de tensión Variable Pesos de diciembre de 2017 AOMbasé;j,4 6.739.861.451 AOMbasej 3 3.588.435.061 AOMbasej;2 11.750.574.506 AOMbasé;j,1 7.698.553.464 Artículo 8. Factor ambiental para las nuevas inversiones. El valor del factor ambiental para las nuevas inversiones, fAMB,, es el siguiente:

AOMbasej;2 11.750.574.506 AOMbasé;j,1 7.698.553.464 Artículo 8. Factor ambiental para las nuevas inversiones. El valor del factor ambiental para las nuevas inversiones, fAMB,, es el siguiente: Tabla 11 Factor ambiental para nuevas inversiones Variable Valor

| [AMB; 1,019140 RESOLUCIÓN No. DE 184 OCT. 2)3 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 Nariño S.A. E.S.P. Artículo 9. Indicadores de referencia de calidad media. Los indicadores de referencia de la calidad media SAIDI_R; y SAIFI_Rj, son los siguientes: Tabla 12 Indicadores de referencia de calidad media Variable Unidad Valor SAIDI_Rj Horas 90,551 SAIFT_ Rj Veces 40,272 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 13 Metas anuales de calidad media para el indicador de duración, horas Año del periodo SAIDI_M;: Límite inferior Limite superior tarifario a” banda indiferencia | banda indiferencia t=1 83,307 82,890 83,723 t=2 76,642 76,259 77,025 t=3 70,511 70,158 70,863 t=4 64,870 64,546 65,194 t=5 59,680 59,382 59,979 Artículo 11. Metas anuales de calidad media para el indicador de frecuencia

t=3 70,511 70,158 70,863 t=4 64,870 64,546 65,194 t=5 59,680 59,382 59,979 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;1, son las siguientes: Tabla 14 Metas anuales de calidad media para el indicador de frecuencia, veces Año del periodo SAIFI Mi: Límite inferior Limite superior tarifario a banda indiferencia | banda indiferencia t=1 37,050 36,865 37,235 t=2 34,086 33,916 34,256 t=3 31,359 31,202 31,516 t=4 28,850 28,706 28,995 t=5 26,542 26,410 26,075 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 15 DIUG niveles de tensión 2 y 3, horas Ruralidad 1 Ruralidad 2 Ruralidad 3 Riesgo 1 16,22 47,70 77,19 Riesgo 2 - - - Riesgo 3 - - - Tabla 16 DIUG nivel de tensión 1, horas Ruralidad 1 Ruralidad 2 Ruralidad 3 Riesgo 1 63,19 115,59 157,25 Riesgo 2 - 164,04 164,20 Riesgo 3 - - -140 8 07 97

RESOLUCIÓN No. pe 1801.33 HOJA No. 6/7

Riesgo 1 63,19 115,59 157,25 Riesgo 2 - 164,04 164,20 Riesgo 3 - - -140 8 07 97

RESOLUCIÓN No. pe 1801.33 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 Centrales Eléctricas de Nariño S.A. E.S.P. Artículo 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 17 FIUG niveles de tensión 2 y 3, veces Ruralidad 1 Ruralidad 2 Ruralidad 3 Riesgo 1 15 16 53 Riesgo 2 - - - Riesgo 3 - - - Tabla 18 FIUG nivel de tensión 1, veces Ruralidad 1 Ruralidad 2 Ruralidad 3 Riesgo 1 32 60 63 Riesgo 2 - 69 70 Riesgo 3 - - - 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 19 Índice de pérdidas eficientes Variable Valor Pej3 0,81% Pej2 1,74% Pe; 1 9,39% Artículo 15. Factor de pérdidas reconocidas en el nivel de tensión 1 en el

Tabla 19 Índice de pérdidas eficientes Variable Valor Pej3 0,81% Pej2 1,74% Pe; 1 9,39% 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: Tabla 20 Índice de pérdidas eficientes Variable Valor FPI 1 9,39% 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; - 837.206.845.188 Crrj4 184.545.709.199 Crrj,3 999.702.971.057 Crrj,2 336.636.972.089 Crrj 1 216.321.192.843 rtículo 17. Costo anual del plan de gestión de pérdidas. El costo anual del lan de gestión de pérdidas, CAP;, es el siguiente:

ialRESOLUCIÓN No. 140 DE 16 OCT. 20:3 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 Nariño S.A. E.S.P. Tabla 21 Costo anual del plan de gestión de pérdidas Variable Pesos de diciembre de 2017 CAP; 2.644.569.634

comercialización atendido por Centrales Eléctricas de Nariño S.A. E.S.P. Tabla 21 Costo anual del plan de gestión de pérdidas Variable Pesos de diciembre de 2017 CAP; 2.644.569.634 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, INVNUGC;, es el siguiente: Tabla 22 Costo anual de inversiones en activos no clasificables como UC Variable Pesos de diciembre de 2017

INVNUC; 12.178.973.258

Articulo 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 23 Valor anual por concepto de conexiones al sistema de otro OR . Pesos de diciembre Variable de 2017 Oj3 O; 2 Artículo 20. La presente Resolución deberá notificarse a Centrales Eléctricas de Nariño 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 43 OCT. 203

Dado en Bogota D.C., a, >. CHRISTIAN JARAMILLO HERRERA Viceministro de Energía, delegado de la J Director Ejecutiv Ministra de Minas y Energía X Presidente |