CREG - Resolución 19 de 2020

República de Colombia Ministerio de Minas y Energía COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS RESOLUCIÓN No. 01 be 2020 ( 96 FEB 2020 ) 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 Empresas Municipales de Cartago 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 y 199 de 20109.

Por medio de las resoluciones CREG 015 de 2019 y 007 de 2020 se modificaron las tasas de retorno para la actividad de distribución de energía eléctrica aprobadas en la Resolución CREG 016 de 2018. Empresas Municipales de Cartago E.S.P., mediante comunicación con radicado CREG E-2018-009181 del 10 de septiembre de 2018, solicitó la aprobación de los ingresos asociados con el sistema de distribución local que opera. Mediante Auto del 26 de septiembre de 2018 se dio inicio a la actuación

CREG E-2018-009181 del 10 de septiembre de 2018, solicitó la aprobación de los ingresos asociados con 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 2018-0165, durante la cual se surtieron las respectivas aclaraciones y correcciones como respuesta a las etapas probatorias correspondientes. En el documento 011 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. Con base en lo anterior, la Comisión de Regulación de Energía y Gas, en su sesión Mi del 26 de febrero de 2020, acordó expedir esta resolución. E AN

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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 Empresas Municipales de Cartago 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 Empresas Municipales de Cartago 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 Empresas Municipales de Cartago 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 período tarifario, BRAE;n,o, es el siguiente: Tabla 1 Base regulatoria de activos eléctricos al inicio del periodo tarifario. Variable Pesos de sacrembre

BRAEj,3,0 8.882.492.144

BRAEj,2,0 28.716.067.575

BRAE;j,1,0 22.349.338.726

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, se encuentran incluidos en la variable BRAE;no: ; Artículo 3. Inversión aprobada en el plan de inversiones. El valor de las inversiones aprobadas en el plan de inversiones, INVAjn 11, para cada nivel de tensión, es el siguiente: Tabla 2 Plan de inversiones del nivel de tensión 3, pesos de diciembre de 2017

Categoria de INVAj,3,1,1 INVAj,3,1,2 INVAj,3,1,3 INVAj,3,1,4 INVAy,3,15 =] 0 0 0 0 0 =2 0 0 0 0 0 =3 0 1.100.399.000 260.919.000 521.997.000 578.720.000

=] 0 0 0 0 0 =2 0 0 0 0 0 =3 0 1.100.399.000 260.919.000 521.997.000 578.720.000 =4 0 177.804.000 88.902.000 177.804.000 88.902.000 l=5 0 0 0 0 0 1=6 0 449.471.000 39,037.000 39.037.000 0 l=7 111.221.380 253.522.400 284.997.680 518.602.660 407.073.350 1=8 0 0 0 0 0 1=9 3.073.000 5.613.000 0 5.613.000 | 0 1=10 2.542.724.500 0 0 0 0 Tabla 3 Plan de inversiones del nivel de tensión 2, pesos de diciembre de 2017 de actives 1] INVAvaus INVAy2,2 INVA;2,13 INVA;2,14 INVA)2,5 1=1 0| 1.083.150.000 541.575.000 0 0 1=2 0 0 0 0 0 1=3 0 402.396.000 402.396.000 0 0 1=4 307.456.000 153.728.000 115.296.000 0 0 1=5 0 0 0 0 0 1=6 0 382.953.000 256.830.000 0 0 1=7 179.899.522 17.480.412 16.725.264 0 0 1=8 0 0 0 0 0

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1=7 179.899.522 17.480.412 16.725.264 0 0 1=8 0 0 0 0 0

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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 Empresas Municipales de Cartago E.S.P. Categoría de activos 1 INVAj,2,1,1 INVA),2,1,2 INVA;2,1,3 INVA;2,1:4 INVA);2,1,5 1=9 226.995.000 150.708.000 2.520.000 0 0 1=10 2.542.724.500 0 0 0 0 Tabla 4 Plan de inversiones del nivel de tensión 1, pesos de diciembre de 2017 Categoría de activos I INVAs111 INVA),1,12 INVA;,1,13 INVAy,1,1,4 INVA) 1,15 l=11 0 0 876.412.000 538.184.000 0 1=12 146.859.167 0 0 0 0 Variable Pesos de diciembre de 2017

RCBIAs3, 1 340.082.343

RCBIA;2,1 914.114.179

RCBIA;1,1 1.383.325.070

Tabla 6 Recuperación de capital de activos nuevos Variable Pesos de diciembre de 2017

RCNAj3,1 261.968.473

RCNAj,2,1 301.411.416

RCNAj,1,1 4.279.896

Tabla 7 Base regulatoria de terrenos . Pesos de diciembre Variable de 2017

de 2017

RCNAj3,1 261.968.473

RCNAj,2,1 301.411.416

RCNAj,1,1 4.279.896

Tabla 7 Base regulatoria de terrenos . Pesos de diciembre Variable de 2017 BRT;3,1 10.502.393 BRT;2,1 12.204.384 Tabla 8 AOM base por nivel de tensión Variable Pesos de bre AOMbasej.3 599.972.835 AOMbaséj,2 1.939.642.635 AOMbasej1 1.509.598.420 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, del año 1, para cada nivel de tensión, es el siguiente: Tabla 5 Recuperación de capital de activos de la BRA inicial 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, RCNAjn1, es el siguiente: 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 nivel de tensión, AOMbasej;n, es el siguiente:

BeRESOLUCIÓN No. 0 19 pe 2.6 FER 2D HOJA No. 4/6

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

BeRESOLUCIÓN No. 0 19 pe 2.6 FER 2D HOJA No. 4/6

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 Empresas Municipales de Cartago 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 9 Factor ambiental para nuevas inversiones Variable fAMB; Valor 1,000 Articulo 9. Indicadores de referencia de calidad media. Los indicadores de referencia de la calidad media SAIDI_R; y SAIFI_Rj, son los siguientes: Tabla 10 Indicadores de referencia de calidad media Variable Unidad Valor SAIDI Rj Horas 14,897 SAIFL Rj Veces 12,687 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_Mj1, son las siguientes: Tabla 11 Metas anuales de calidad media para el indicador de duración, horas Año del Límite inferior Límite superior periodo SAIDI_M;: sas : : : banda indiferencia | banda indiferencia tarifario t=1 13,705 13,637 13,774 t=2 12,609 12,546 12,672 t=3 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_Mj:, son las siguientes:

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_Mj:, son las siguientes: Tabla 12 Metas anuales de calidad media para el indicador de frecuencia, veces Año del Límite inferior Límite superior E rg SAIFI_Mj, banda indiferencia | banda indiferencia t=1 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 Artículo 12. Indicadores de calidad individual de duración de eventos. La duración maxima anual de los eventos percibidos por los usuarios, DIUG;n,q, en los niveles de tensión 2, 3 y 1, es la siguiente: Tabla 13 DIUG niveles de tensión 2 y 3, horas Ruralidad 1 Ruralidad 2 Ruralidad 3 Riesgo 1 - - - Riesgo 2 14,42 - 35,71 Riesgo 3 - - - \ \ a Na019 cen 2999

RESOLUCION No. DE. 26 FEB 2 HOJA No. 5/6

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 Empresas Municipales de Cartago E.S.P. Tabla 14 DIUG nivel de tensión 1, horas Ruralidad 1 Ruralidad 2 Ruralidad 3 Riesgo 1 - - -

comercialización atendido por Empresas Municipales de Cartago E.S.P. Tabla 14 DIUG nivel de tensión 1, horas Ruralidad 1 Ruralidad 2 Ruralidad 3 Riesgo 1 - - - Riesgo 2 27,14 - 68,23 Riesgo 3 - - - Artículo 13. Indicadores de calidad individual de frecuencia de eventos. La frecuencia máxima anual de los eventos percibidos por los usuarios, FIUGj ng, en los niveles de tensión 2, 3 y 1, es la siguiente: Tabla 15 FIUG niveles de tensión 2 y 3, veces MA Ruralidad 1 Ruralidad 2 Ruralidad 3 Riesgo 1 - - - Riesgo 2 15 - 19 Riesgo 3 - - - Tabla 16 FIUG nivel de tensión 1, veces Ruralidad 1 Ruralidad 2 Ruralidad 3 Riesgo 1 - - - Riesgo 2 19 - 35 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 17 Índice de pérdidas eficientes Variable Valor Pes 1,07% Pej2 1,32% Pej1 7,27% 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 18 Costo de reposición de referencia Variable Pesos de diciembre CRR; 66.324.381.352 Crri3 9.379.789.927 Crrj2 29.982.765.520

Crrjn, son los siguientes: Tabla 18 Costo de reposición de referencia Variable Pesos de diciembre CRR; 66.324.381.352 Crri3 9.379.789.927 Crrj2 29.982.765.520 Cr7j,1 26.961.825.905 Artículo 16. Costo anual del plan de gestión de pérdidas. El costo anual del plan de gestión de pérdidas, CAP), es el siguiente: Tabla 19 Costo anual del plan de gestión de pérdidas | : Pesos de diciembre Variable de 2017 CAP; 424.187.765 VA oe U913 FER 2020 RESOLUCIÓN No. DE_ 96 FEB 4" HOJA No. 6/6 no 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 Empresas Municipales de Cartago E.S.P. 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 20 Costo anual de inversiones en activos no clasificables como UC = Pesos de diciembre | de 2017

INVNUC; 1.522.000.000

Articulo 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 21 Valor anual por concepto de conexiones al sistema de otro OR . Pesos de diciembre Variable de 2017 “| Oj2 | 10) Artículo 19. La presente Resolución deberá notificarse a Empresas Municipales

Tabla 21 Valor anual por concepto de conexiones al sistema de otro OR . Pesos de diciembre Variable de 2017 “| Oj2 | 10) Artículo 19. La presente Resolución deberá notificarse a Empresas Municipales de Cartago 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 foo e so FER 20

Dado en Bogotá D.C., 2 6 FEB 2920 MESA PUYO JORGE VALENCIA MARIN VicemMistrg de Energia, delegado de la | Director Ejecutivo Ministra de Minas y Energía e | Presidente | :