CREG - Resolución 189 de 2019

República de Colombia Ministerio de Minas y Energía COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS RESOLUCIÓN No.! 8 IpE 2019 (20 DIC. 20: ) 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 Codensa 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 metodologia 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.

Codensa S.A. E.S.P., mediante comunicación con radicado CREG E-2018-007284 del 19 de julio 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 21 de agosto de 2018 se dio inicio a la actuación administrativa,

del 19 de julio 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 21 de agosto de 2018 se dio inicio a la actuación administrativa, asignada al expediente 2018-0131, durante la cual se surtieron las respectivas aclaraciones y correcciones como respuesta a las etapas probatorias correspondientes. En el documento 122 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. Con base en lo anterior, la Comisión de Regulación de Energía y Gas, en su sesión 969 del 20 de diciembre de 2019, acordó expedir esta resolución. JA

j Pr183 2.0 DIC, 2059 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 Codensa S.A. E.S.P.

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 Codensa 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

distribución de energía eléctrica para el mercado de comercialización atendido por Codensa 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

BRAE,4,0 1.534.810.015,079

BRAE,.3,0 711.763.940.152

BRAEj,2,0 4.431,322.898.571

BRAEj,1,0 2,.234.135.230.483

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 Codensa S.A. 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, INVAjn11, 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).5,1,1 INVA),4,1,2 ENVA),4,1,3 INVA,,4,1,.4 INVA),4,1,5 activos I l=] 3.212,322.000 0 0 0 0 l=2 0 0 0 0 0

activos I l=] 3.212,322.000 0 0 0 0 l=2 0 0 0 0 0 l= 3 9.289.801.814 | 20.207.121.800 | 3.743.077.312 | 4.457.467.512| 392.510.208 l=4 4.641.337.361 | 7.141.671.712|2.532.796.000 | 3.348.418,046 | 1.478.718.000 l=5 609.876.000 813.168.000 O}| 203.292.000 0 l=6 22,621.650.520 | 35.317.231.560] 828.577.000 | 4.372.353.520 0 l=7 7.120.982.800| 9.985.660.200 | 4,001.861.400 | 2.207.001.400 | 1.644.063.200 [=8 0 0 0 0 0) l=9 0 0 0 0 0 1=10 27.174.549.844| 5.412.180.157| 490.535.333| 541.855.000| 170.753.333 Tabla 3 Plan de inversiones del nivel de tensión 3, pesos de diciembre de 2017 Categoria de INVA),3,1,1 INVA,,3,1,2 INVA),3,1,3 INVA),3,1,4 INVAj,3,1,5 activos l t=] 2.484.204.000| 9.936.816.000| 3.865.788.000| 6.672.868.000 0 t=2 902.491.836 0 0 0 0

activos l t=] 2.484.204.000| 9.936.816.000| 3.865.788.000| 6.672.868.000 0 t=2 902.491.836 0 0 0 0 l=3 18.093.361.469 | 15.263.828.292 | 2.358.421.188| 4.377.088.000 906.569.0001189 RESOLUCIÓN No. DE 2 0 Bic. 2059

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 energia eléctrica para el mercado de comercialización atendido por Codensa S.A. E.S.P. Categoria i © INVA),3,1,1 INVA), 3,1,2 INVA,,3,1,3 INVA), 3,14 INVA 3,15 l=4 4.425.168.614| 1.926.083.000 1.071.000; 1.544.611.000 0 l=5 478,413.000 265.248.000 58.314.000 73.467.000 40.590.000 i=6 1.710.004.180; 1.599.723.670 775.449.1201 1.208,195,520 340.269.000 l=7 16.573.167.608 | 32.612.036.456 | 4.996.750.400 | 13,155.760.400 793.459.400 1=8 36.685.143.394 | 35.791.825.129 | 28.090.621.880 | 18.448.946.802 | 23.199.801.512

l=9 4.682.131.000| 3.052.341.000 629.523.000 660.685.000 185.923.000 i=10 27.174.549.844j 5.412.180.157 490.535.333 541.855.000 170.753.333 Tabla 4 Plan de inversiones del nivel de tensión 2, pesos de diciembre de 2017 Categoria de INVA),2,1.1 INVA,2,1,2 ENVA),2,1,3 INVA),2,1,4 INVA;,2,t5 activos I t=] 16.508.620.500} 19.324.476.000 3.000.458.0000 3.251.407.0000 5.027.869,500 l=2 0 0 0 0 0 f=3 24.893.806,500| 18.318.904.000 895.759.240 0 o l=4 11.918,705.000 6.310.367.000 243.115.000 0 38.432.000 l=5 2.802.206,000 2.851.832.000 2,886.815.000 1.469.941.000 2.919.994.000 l=6 7.441.905.400 3.663.44 1.000 390.535.000 291.685.000 0 l=7 159.876.032.676 | 207.047.726.207 | 111.018.134.753 | 106.503.209.471 | 115.661.543.991

f=8 134.991.911.039 | 169.887.558.453] 70.233.998.475| 48,858.189.548| 62.184.682,083 l=9 33.639.917.900| 29.490.819.794 4.887.321.263 3.860,301.918 4.892.479.070 1=10 27.174.549.844 5.412.180.157 490.535.333 541.855.000 170.753.333 Tabla 5 Plan de inversiones del nivel de tensión 1, pesos de diciembre de 2017 Categoría de activos l INVA),1,1.3 INVA;,1,1.2 INVA),1,43 INVA),1,1.4 INVA), 1,15 f= 11 57.431.192.000 47.812.305.000 47.492.357.000 53.915.944.000 42.184.826.000 24.854.470.544 24.345.330.984 30.044.195.163 t+ 12 43,324.448.787 39.535.595.755 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: Artículo 5. Recuperación Tabla 6 Recuperación de capital de activos de la BRA inicial Variable Pesos de diciembre

RCBIA,4.1 53.545.373.015

RCBIAjs.1 24.162.239.617

RCBIA,2.1 133.087.387.742

RCBIA;,1,1 95.737 .308.783 en el primer año, RCNAjn,1, es el siguiente: de capital de activos nuevos. El valor de la

RCBIA,2.1 133.087.387.742

RCBIA;,1,1 95.737 .308.783 en el primer año, RCNAjn,1, es el siguiente: de capital de activos nuevos. El valor de la recuperación de capital reconocida para los activos que entraron en operación cr cineBic, 2059 189 ZU pic. 20

RESOLUCION No. DE 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 energia eléctrica para el mercado de comercialización atendido por Codensa S.A. E.S.P. Tabla 7 Recuperación de capital de activos nuevos Variable Pesos re RCNA, «1 4.301.507.988

RCNA,,3.1 §.245.502.998

RCNA, 2,1 13.108.481.200

RCNA, 11 3.605.790.855

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 2.155.624.960 BRT3,1 194.180.987 BRT.21 38.593.061 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 Pesos de Siciombre AOMbasej« 41.938,199,188 AOMbasej3 19.448.724.991 AOMbase,.2 121.084.499.424

Tabla 9 AOM base por nivel de tensión Variable Pesos de Siciombre AOMbasej« 41.938,199,188 AOMbasej3 19.448.724.991 AOMbase,.2 121.084.499.424 AOMbas¢;,i 61.047,039.952 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

Articulo 9. Indicadores de referencia de calidad media. Los indicadores de referencia de la calidad media SAIDI_R; y SAIFI_R;, son los siguientes: Tabla 11 Indicadores de referencia de calidad media Variable Unidad Valor SAIDLR; Horas 14,609

SAIFLR) Veces 13,624189 20 DIC. 203

RESOLUCIÓN No. 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 Codensa 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_M,,, son las siguientes: Tabla 12 Metas anuales de calidad media para el indicador de duración, horas Año del periodo SAIDI Mi; - Banda de indiferencia tarifario + Limite inferior Límite superior t=] 13,440 13,373 13,508 1=2 12,365 12,303 12,427 t=3 11,376 11,319 11,433 t=4 10,466 10,414 10,518

t=] 13,440 13,373 13,508 1=2 12,365 12,303 12,427 t=3 11,376 11,319 11,433 t=4 10,466 10,414 10,518 t=S5 9,629 9,580 9,677 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 € i Ano del periodo SAIFI_M;: - Banda de indiferenciatarifario ~ Limite inferior Limite superior t=] 12,534 12,472 12,597 t=2 11,532 11,474 11,589 3 10,609 10,556 10,662 1=4 9,760 9,712 9,809 1=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,g, 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 5,32 6,14 11,75 Riesgo 2 15,91 15,09 Riesgo 3 - - 18,52 Tabla 15 DIUG nivel de tensión 1, horas Ruralidad 1 Ruralidad 2 Ruralidad 3 Riesgo 1 12,08 21,81 70,88 Riesgo 2 45,54 73,41 120,99

Tabla 15 DIUG nivel de tensión 1, horas Ruralidad 1 Ruralidad 2 Ruralidad 3 Riesgo 1 12,08 21,81 70,88 Riesgo 2 45,54 73,41 120,99 Riesgo 3 260,24 61,91 176,33 en los niveles de tensión 3, 2 y 1, es la siguiente: Artículo 13. Indicadores de calidad individual de frecuencia de eventos. La frecuencia máxima anual de los eventos percibidos por los usuarios, FIUG;n,g,

{189 pee Bit. 1038 RESOLUCION No. 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 energia eléctrica para el mercado de comercialización atendido por Codensa S.A. E.S.P. Tabla 16 FIUG niveles de tensión 2 y 3, veces Ruralidad 1 Ruralidad 2 Ruralidad 3 Riesgo 1 11 10 16 Riesgo 2 - 51 7 Riesgo 3 - - 38 Tabla 17 FIUG nivel de tensión 1, veces Ruralidad 1 Ruralidad 2 Ruralidad 3 Riesgo 1 15 24 55 Riesgo 2 39 67 76 Riesgo 3 119 72 115 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 Índice de pérdidas eficientes Variable Valor Pes 2,08% Pejz 1,73% Pej 9,58% Artículo 15. Costos de reposición de referencia. El costo de reposición de

Tabla 18 Índice de pérdidas eficientes Variable Valor Pes 2,08% Pejz 1,73% Pej 9,58% 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 Variable Pe sos eee CRE 9.305.828.459.430 Cry 1.586.620.419.335 Crvj.a 723.783.390.667 Cría 4.607.871.506.240 Cri 2.387,553.143.187 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 Variable de 2017 CAP; 39.973,464.528 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:189

RESOLUCIÓN No. DE 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 energia eléctrica para el mercado de comercialización atendido por Codensa S.A. E.S.P. Tabla 21 Valor anual por concepto de conexiones al sistema de otro OR : Pesos de diciembre Variable de 2017 Oj. 110.659.403.473 Oj.2 1.882.206.433 Artículo 18. La presente Resolución deberá notificarse al representante legal de

: Pesos de diciembre Variable de 2017 Oj. 110.659.403.473 Oj.2 1.882.206.433 Artículo 18. La presente Resolución deberá notificarse al representante legal de Codensa 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) dias hábiles siguientes a la fecha de su notificación.

NOTIFÍQUESE, PUBLÍQUESE Y CÚMPLASE

Dado en Bogotá D.C., Jal lf DIEGO MESA PUYO IRISPIAN JARAMILLO/HERRERA Viceministro de Energia, delegado de la Ministra de Minas y Energia Presidente | J q