CREG - Resolución 178 de 2019

República de Colombia Ministerio de Minas y Energía COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS , 8 RESOLUCIÓN No. | / ‘bE 2019 ( 05 DIC. 208 ) 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 Pereira

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 energia 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 de Pereira S.A. E.S.P., Eep, mediante comunicación con radicado CREG E-2018-009390 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.

radicado CREG E-2018-009390 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 28 de octubre de 2018 se dio inicio a la actuación administrativa, asignada al expediente 2018-0156, durante la cual se surtieron las respectivas aclaraciones y correcciones como respuesta a las etapas probatorias correspondientes. En el Documento CREG 115 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. id 4 A

Y178 DE 05 DIC. 2019 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 la Empresa de Energía de Pereira S.A. E.S.P. Con base en lo anterior, la Comisión de Regulación de Energía y Gas, en su sesión 963 del 5 de diciembre 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 Energía de Pereira 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 Energía de Pereira 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 28.648.415.594

BRAEj,3,0 60.356.941.603

BRAEj,2,0 147.053.371.281

BRAE; 1,0 99.719.902.720

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 la Empresa de Energía de Pereira S.A. E.S.P., el valor de los activos puestos en operación en el 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, INVA;n, +, para cada nivel de tensión, es el siguiente: Tabla 2 Plan de inversiones del nivel de tensión 4, pesos de diciembre de 2017 Categoría de INVA;4,1,1 INVA;4,12 INVAj,4,1,3 INVAj,4,1,4 INVAj,4,15 t=1 0 0 0 0 0

Categoría de INVA;4,1,1 INVA;4,12 INVAj,4,1,3 INVAj,4,1,4 INVAj,4,15 t=1 0 0 0 0 0 1=2 0 0 0 0 0 1=3 325.997.316| 182.471.949| 162.175.942 0 0 l=4 0 0 0 0 0 1=5 203.292.000 O| 101.646.000 0 0 1=6 0 0 0| 451.575.000] 230.805.000 1=7 0 0 0 0 0 1=8 0 0 0 0 0 1=9 0 0 0 0 0

1= 10 778.051.359| 1.043.675.712 O| 135.857.667| 226.074.667RESOLUCIÓN No. 178 DE 05 DIC. 2013 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 Pereira S.A. E.S.P. Tabla 3 Plan de inversiones del nivel de tensión 3, pesos de diciembre de 2017 Categoría de INVAj,3,1,1 INVA),3,1,2 INVAj,3,1,3 INVA),3,1,4 INVA),3,1,5 activos 1 l=] o| 2.185.129.000 0) 0 0) l=2 0 0 0 0) 0 1=3 1,273,699.499 43.004.145 665.664.768 | 2.924.709.000|] 2.914.616.000

l=2 0 0 0 0) 0 1=3 1,273,699.499 43.004.145 665.664.768 | 2.924.709.000|] 2.914.616.000 i=4 0 0 0 0) 0 l=5 0 0 0 154.647.000 119,199.000 l=6 0 0 0) 119.419.000 119,419.000 po l=7 815.925.600 115.965.000 94.173.000| 3.790.301.120| 2.040,252.532 l=8 179.738.990 50.350.320 64.380.000 114.256.390 93.757.790 1=9 52.221.000 23.387.000 20.001.000 181.638.000 90.7'70.619 1=10 778.051.359 | 1.043.675.712 0 135.857.667 226.074.667 Tabla 4 Plan de inversiones del nivel de tensión 2, pesos de diciembre de 2017 Categoría de activos 1 INVA;2,11 INVA;2,12 INVAj,2,1,3 INVA), 2,1,4 INVAj,2,15 | l=1 0 O| 3.336.136.5000 765.804.0000 | 2.891.223.000 1=2 0 0 0 0 0 1=3 250.822.000 201.198.000 379.123.185 704.193.0000] 1.357.411.000 l=4 0 0 0) 0) 0 l=5 403.800.000 504.041.000 285.074.000 324.584.000 463.353.000

l=4 0 0 0) 0) 0 l=5 403.800.000 504.041.000 285.074.000 324.584.000 463.353.000 [o 1=6 0 0 342.440.000 256.830.000 428.050.000 MM 1=7 5.068.082.728 | 5.358.362.498| 4.671.210.854| 5.742.846.870| 4.505.201.730 | 1=8 1.118.964.942| 2.305.801.857| 1.408.522.670| 1.543.679.470| 1.993.845.790 1=9 758.672.000| 1.028.321.000 819.800.000| 1.000.528.000 792.260.000 1=10 778.051.359| 1.043.675.712 0) 135.857.667 226.074.667 Tabla 5 Plan de inversiones del nivel de tensión 1, pesos de diciembre de 2017 Categoría de activos 1 INVA),1,1,1 INVAj,1,1,2 INVA,,1,1,3 INVA), 1,1,4 INVA) 1,15 i=11 776.447.000 | 1.219.822.000 828.082.000| 1.012.437.000| 1.263.860.000 1=12 663.292.300| 1.432.087.398| 1.130.505.266 1.147.591.553 1.396.980.751 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

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 6 Recuperación de capital de activos de la BRA inicial Variable Pesos ore RCBIAj 4,1 1.085. 186.839

RCBIAj3,1 2.227.755.453

RCBIA;2,1 4.581.148.250

RCBIA;1,1 5.152.221.161 a EA - q TS cela e178

RESOLUCIÓN No. DE 05 DIC. 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 Empresa de Energía de Pereira S.A, 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 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: Artículo 7. AOM base por nivel de tensión. El valor del AOM base para cada Variable Pesos de mciembre

RCNAj4,1 94.786.242

RCNAj3,1 140.570.748

RCNAj2,1 260.788.411

RCNAj1,1 51.009.270

Variable Pesos de mciembre

RCNAj4,1 94.786.242

RCNAj3,1 140.570.748

RCNAj2,1 260.788.411

RCNAj1,1 51.009.270

Tabla 8 Base regulatoria de terrenos Variable Pesos Ae re

BRTj,4,1 17.045.432

BRT;3,1 19.653.323 BRT;2,1 727.590 nivel de tensión, AOMbasejn, es el siguiente: Tabla 9 AOM base por nivel de tensión Variable Pesos de diciembre AOMbasej4 771.409.589 AOMbasej,3 1.625.218.099 AOMbaséj,2 3.959.673.8005 AOMbasej1 2.685.135.901 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_Rj, son los siguientes: Tabla 11 Indicadores de referencia de calidad media | | Variable Unidad Valor | SAIDI_ Rj Horas 14,897 SAIFI_Rj Veces 12,687

ERESOLUCION No. 178 05 DIC, 2049 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 Empresa de Energía de Pereira S.A. E.S.P. Artículo 10. Metas anuales de calidad media para el indicador de duración

asociados con la actividad de distribución de energía eléctrica para el mercado de comercialización atendido por la Empresa de Energía de Pereira S.A. E.S.P. 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_Mj:, 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 Limite inferior Limite superior MIS 13,705 13,637 13,774 te 12,609 12,546 12,672 MIES 11,600 11,542 11,658 | t=4 10,672 10,619 10,725 t=5 9,818 9,769 9,867 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 13 Metas anuales de calidad media para el indicador de frecuencia, veces | Año del periodo | cans yy, Banda de indiferencia tarifario ie Limite inferior Limite superior tl 11,672 11,614 11,730 t=2 10,738 10,685 10,792 t=3 9,879 9,830 9,929 t=4 9,089 9,043 9,134 t=5 9,000 8,955 9,045 Articulo 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:

Articulo 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 - - - Riesgo 2 14,42 - 35,71 Riesgo 3 1,92 - 15,75 Tabla 15 DIUG nivel de tensión 1, horas | Ruralidad 1 Ruralidad 2 Ruralidad 3 | Riesgo 1 - - - Riesgo 2 27,14 54,11 68,23 Riesgo 3 36,13 134,32 98,28 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:RESOLUCIÓN No. 478 DE 05010, 203 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 Pereira S.A. E.S.P. Tabla 16 FIUG niveles de tensión 2 y 3, veces | Ruralidad 1 Ruralidad 2 Ruralidad 3 Riesgo 1 - - | Riesgo 2 15 - 19 | Riesgo 3 4 - 12 | Tabla 17 FIUG nivel de tensión 1, veces Ruralidad 1 Ruralidad 2 Ruralidad 3 Riesgo 1 - - - Riesgo 2 19 25 35

| Riesgo 3 4 - 12 | Tabla 17 FIUG nivel de tensión 1, veces Ruralidad 1 Ruralidad 2 Ruralidad 3 Riesgo 1 - - - Riesgo 2 19 25 35 Riesgo 3 | 15 50 4 1| 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 Indice de pérdidas eficientes Variable Valor | Pej3 1,46% Pey2 0,77% Pes 7,95% 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 19 Costo de reposición de referencia r - Variable Pesos e CRR; 358.948.491.218 Crna 29.646.159.807 | Crris 62.343.542.070 cme 153.792.658.878 | Cm 113.166.130.463 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 Pesos de diciembre de 2017 | cap; | 3.028.500.000 | Variable Articulo 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 tension 3 y 2, Ojn, es el siguiente: : i 4 “a 7 i 3

El valor anual por concepto de conexiones al sistema de otros OR en los niveles de tension 3 y 2, Ojn, es el siguiente: : i 4 “a 7 i 3

\178 DE 05 DIC. 26:3 RESOLUCIÓN No. 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 Pereira S.A, E.S.P, Tabla 21 Valor anual por concepto de conexiones al sistema de otro OR — . Pesos de diciembre 1 Variable de 2017 Oj3 364.673.324 0,2 0 Artículo 18. La presente Resolución deberá notificarse a la Empresa de Energía de Pereira 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

Dado en Bogotá D.C., 93 DIE. 20.3

Jf MESA PUYO CHRISTIAN JARAMILLO HERRERA

AAP AAA EA ístra de Minas y Energía Presidente