CREG - Resolución 164 de 2020

Republica de Colombia Ministerio de Minas y Energia COMISION DE REGULACION DE ENERGIA Y GAS RESOLUCION No. 164 DE 2020 ( 28 AGO. 2020 ) Por la cual se aprueban las variables necesarias para calcular los ingresos y cargos asociados con la actividad de distribucion de energia eléctrica para el mercado de comercialización atendido por la Empresa de Energia de Arauca — Enelar 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, 036 y 199 de 2019.

Por medio de la Resolución CREG 007 de 2020 se modificó la tasa de retorno para la actividad de distribución de energía eléctrica, aprobada en la Resolución CREG 016 de 2018. Enelar E.S.P., mediante comunicaciones con radicado CREG E-2018-009420 del 17 de septiembre de 2018 y E-2018-009844 del 26 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.

17 de septiembre de 2018 y E-2018-009844 del 26 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 2018-0164, durante la cual se surtieron las respectivas aclaraciones y correcciones como respuesta a las etapas probatorias correspondientes. En el documento 130 de 2020 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.

Je ÑRESOLUCIÓN No. 164 DE 28 AGO. 2020 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 de Arauca—Enelar E.S.P. Con base en lo anterior, la Comisión de Regulación de Energía y Gas, en su sesión 1042 del 28 de agosto de 2020, 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 Energía de Arauca-Enelar E.S.P., en aplicación de la Resolución CREG 015 de 2018.

distribución de energía eléctrica para el mercado de comercialización atendido por la Empresa de Energía de Arauca-Enelar E.S.P., en aplicación de la Resolución CREG 015 de 2018. Artículo 2. Base regulatoria de activos eléctricos al inicio del período tarifario. La base regulatoria de activos eléctricos al inicio del período tarifario, BRAEjno, es el siguiente: Tabla 1 Base regulatoria de activos eléctricos al inicio del período tarifario. Variable Pesos de diciembre de 2017

BRAE;4,0 27.928.003.956

BRAE;3,0 87.289.414.624

BRAE;2,0 281.417.823.091

BRAE)1,0 53.054.507.128

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, conforme con la solicitud de Enelar E.S.P., el valor de los activos puestos en operación en el año 2018 fue incluido en la base regulatoria inicial de activos.

Artículo 3. Inversión aprobada en el plan de inversiones. El valor de las inversiones aprobadas en el plan de inversiones, INVAjn,i1, para cada nivel de tensión, es el siguiente: Tabla 2 Plan de inversiones del nivel de tensión 4, pesos de diciembre de 2017 Categoría E INVA, 4,11 INVA,s12 | INVAja13 | INVA;414 | INVA, 1=1 0 o o 0 0 1=2 0 o o 0 0 1=3 1.116.672.000 | 1.649.009.200 o 0 o

1=1 0 o o 0 0 1=2 0 o o 0 0 1=3 1.116.672.000 | 1.649.009.200 o 0 o 1=4 290.441.000 | 319.333.000 o 0 0 1=5 o| 271.056.000 o 0 0 1=6 1.131.058.000| 919.821.000 o 0 0 1=7 o| 426.526.000 | 325.811.000 0 0 1=8 0 o o 0 0 1=9 0 o o 0 o

1=10 61.164.800] 92.279.800| 61.164.800| 61.164.800 | 248.920.000RESOLUCIÓN No. 164 DE 28 AGO. 2020 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 de Arauca—Enelar E.S.P. Tabla 3 Plan de inversiones del nivel de tensión 3, pesos de diciembre de 2017 Categoría de INVA,,3,11 INVA;,3,12 INVAj,3,1,3 INVAj,3,1,4 INVA),3,1.5 activos 1 l=1 O| 2.715.733.000 o 10) o l=2 [e] [0] [e] 0 [e] l=3 280.674.720| 1.258.860.840 0 258.750.000| 778.578.000 1=4 47.886.000 0 [e] 0 138.930.000 l=5 [e] 0 [e] 0 35.448.000

1=4 47.886.000 0 [e] 0 138.930.000 l=5 [e] 0 [e] 0 35.448.000 1=6 39.037.000 39.037.000 o O| 478.638.000 l=7 875.015.000 467.720.000 597.110.000| 2.974.515.000 | 3.857.859.000 1=8 [e] [0] [e] 0 [e] 1=9 0 0 o 121.548.000| 303.870.000 1=10 61.164.800 92.279.800 61.164.800 61.164.800| 248.920.000 Tabla 4 Plan de inversiones del nivel de tensión 2, pesos de diciembre de 2017 Categoría de | ppp, INVA; 212 INVA;2.13 INVA,214 INVA,215 activos 1 l=1 136.821.000 o O| 2.355.230.000| 412.080.000 1=2 Oo [e] 0 [e] [0] l=3 0 608.007.950 [e] 552.441.000 336.412.000 l=4 23.943.000 153.728.000 [e] 216.103.000 49.932.000 l=5 27.423.000 [e] [e] [e] 33.426.000 l=6 10) o 0 85.610.000 0 l=7 4.050.611.311| 1.065.844.560| 3.958.093.160| 2.779.625.455 | 1.846.339.328 1=8 Oo [e] 0 [e] [0]

l=7 4.050.611.311| 1.065.844.560| 3.958.093.160| 2.779.625.455 | 1.846.339.328 1=8 Oo [e] 0 [e] [0] l=9 2.133.213.000 103.331.000 531.779.000 65.718.000 313.032.000 1=10 61.164.800 92.279.800 61.164.800 61.164.800 248.920.000 Tabla 5 Plan de inversiones del nivel de tensión 1, pesos de diciembre de 2017 Categoría de activos 1| INVA; 1,11 INVAj,1,1,2 INVAj,1,1,3 INVA),1,14 INVA),1,15 t=11 926.466.000 | 959.341.000 | 2.184.021.000 | 598.981.000 | 532.406.000 l=12 634.325.100 | 467.766.000 | 1.728.369.000 | 218.940.000 | 186.240.000 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, es el siguiente: Tabla 6 Recuperación de capital de activos de la BRA inicial Variable o ae ial

RCBIAj,4,1 1.029.670.582

RCBIAj3,1 2.852.394.946

RCBIAj2,1 8.260.757.483

RCBIAj,1,1 2.854.789.115RESOLUCIÓN No. 164 DE 28 AGO. 2020 HOJA No. 4/7

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

RCBIAj,1,1 2.854.789.115RESOLUCIÓN No. 164 DE 28 AGO. 2020 HOJA No. 4/7

Por la cual se aprueban las variables necesarias para calcular los ingresos y cargos asociados con la actividad de distribucion de energia eléctrica para el mercado de comercialización atendido por la Empresa de Energia de Arauca—Enelar E.S.P. 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 Variable Pesos e acibmbre

RCNA;4,1 94.044.119

RCNAj,3,1 40.021.357

RCNA;2,1 167.449.313

RCNAj,1,1 56.285.859

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 8 Base regulatoria de terrenos Variable Pesos de diciembre BRT,41 948.242 BRT) 3,1 4.447.000 BRT21 2.638.841 Artículo 7. AOM base por nivel de tensión. El valor del AOM base para cada nivel de tensión, AOMbasejn, es el siguiente: Tabla 9 AOM base por nivel de tensión Variable oo de e AOMbase;,4 1.378.335.299 AOMbasej,3 4.308.008.605 AOMbasej,2 13.888.859.362 AOMbase;1 2.618.407.676

Variable oo de e AOMbase;,4 1.378.335.299 AOMbasej,3 4.308.008.605 AOMbasej,2 13.888.859.362 AOMbase;1 2.618.407.676 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; 1,0000 Artículo 9. Indicadores de referencia de calidad media. Los indicadores de referencia de la calidad media SAIDI_Rj y SAIFI_Rj, son los siguientes: Tabla 11 Indicadores de referencia de calidad media Variable Unidad Valor SAIDI Ri; Horas 116,098

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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 de Arauca—Enelar E.S.P. Variable Unidad

SAIFL Rj

Valor 20,156 Veces 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 12 Metas anuales de calidad media para el indicador de duración, horas Año del periodo SAIDI My: _ Banda de indiferencia _ tarifario mee Limite inferior Limite superior t=1 106,810 106,276 107,344 t=2 98,265 97,774 98,756 t=3 90,404 89,952 90,856 t=4 83,172 82,756 83,587

t=1 106,810 106,276 107,344 t=2 98,265 97,774 98,756 t=3 90,404 89,952 90,856 t=4 83,172 82,756 83,587 t=5 76,518 76,135 76,900 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_Mj,, son las siguientes: Tabla 13 Metas anuales de calidad media para el indicador de frecuencia, veces Año del periodo SAIFI Mi: _ Banda de indiferencia tarifario =e Limite inferior Limite superior t=1 18,544 18,451 18,637 t=2 17,060 16,975 17,146 t=3 15,695 15,617 15,774 t=4 14,440 14,368 14,512 t=5 13,285 13,218 13,351 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 3, 2 y 1, es la siguiente: Tabla 14 DIUG niveles de tensión 2 y 3, horas Ruralidad 1 Ruralidad 2 Ruralidad 3 Riesgo 1 = 22,89 324,50 Riesgo 2 = 47,06 360,00 Riesgo 3 = - A Tabla 15 DIUG nivel de tensión 1, horas Ruralidad 1 Ruralidad 2 Ruralidad 3 Riesgo 1 5 110,68 360,00 Riesgo 2 - 60,60 360,00 Riesgo 3 a = =

Tabla 15 DIUG nivel de tensión 1, horas Ruralidad 1 Ruralidad 2 Ruralidad 3 Riesgo 1 5 110,68 360,00 Riesgo 2 - 60,60 360,00 Riesgo 3 a = = Articulo 13. Indicadores de calidad individual de frecuencia de eventos. La frecuencia maxima anual de los eventos percibidos por los usuarios, FIUGjnq, en los niveles de tension 3, 2 y 1, es la siguiente:

eS ARESOLUCIÓN No. 164 DE 28 AGO. 2020 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 de Arauca—Enelar E.S.P. Tabla 16 FIUG niveles de tensión 2 y 3, veces Ruralidad 1 Ruralidad 2 Ruralidad 3 Riesgo 1 - 11 66 Riesgo 2 - 23 34 Riesgo 3 - - - Tabla 17 FIUG nivel de tensión 1, veces Ruralidad 1 Ruralidad 2 Ruralidad 3 Riesgo 1 - 36 69 Riesgo 2 - 16 40 Riesgo 3 - - - 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 18 Índice de pérdidas eficientes Variable Valor Peis 1,16% Pej2 0,90% Pej 7,44% Artículo 15. Costos de reposición de referencia. El costo de reposición de

Tabla 18 Índice de pérdidas eficientes Variable Valor Peis 1,16% Pej2 0,90% Pej 7,44% Artículo 15. Costos de reposición de referencia. El costo de reposición de referencia, CRRj, y los costos de reposición de referencia por nivel de tensión, Crrjn, son los siguientes: Tabla 19 Costo de reposición de referencia Variable Pesos de diciembre de 2017

CRRj 475.978.239.049

Crna 29.134.581.773 Crrj,3 89.463.334.786 Crrj2 297.138.340.592 Crrj,1 60.241.981.898 Artículo 16. 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 Variable Pesos de diciembre de 2017 CAP; 91.853.750 Artículo 17. 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:

nm 3RESOLUCIÓN No. 164 DE 28 AGO. 2020 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 de Arauca—Enelar E.S.P. Tabla 21 Valor anual por concepto de conexiones al sistema de otro OR i Pesos de diciembre Variable de 2017 Oj3 (0) Oj2 (0)

comercialización atendido por la Empresa de Energía de Arauca—Enelar E.S.P. Tabla 21 Valor anual por concepto de conexiones al sistema de otro OR i Pesos de diciembre Variable de 2017 Oj3 (0) Oj2 (0) Artículo 18. Los incentivos por el desempeño de la calidad del servicio, pendientes de aplicar a la fecha de entrada en vigencia de la presente resolución, se incluirán en el cargo por desempeño en la calidad del servicio, DtCSp,;m,- Con este objetivo, desde el mes de inicio de aplicación de esta resolución y durante doce meses, al resultado de la fórmula definida en el numeral 1.1.5 del anexo general de la Resolución CREG 015 de 2018, se le adicionará el valor que resulte de dividir entre 12 la suma de los Dtcs,,;m, Correspondientes a los meses que transcurran entre el 31 de marzo de 2020 y el último día calendario del mes anterior al de inicio de aplicación de la presente resolución. Artículo 19. La presente Resolución deberá notificarse al representante legal de la Empresa de Energía de Arauca-Enelar 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

Dado en Bogotá D.C., a 28 AGO. 2020

MIGU! ERO ROBLEDO JORGE ALBERTO VALENCIA MARIN

Viceministro de Energia, Delegado del Director Ejecutivo Ministro de Minas y Energía Presidente