CREG - Resolución 216 de 2020

República de Colombia Ministerio de Minas y Energía COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS RESOLUCIÓN No. 216 DE 2020 (17 NOV. 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 la Empresa de Energía del Putumayo 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, 036 y 199 de 2019, 167 y 195 de 2020.

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. La Empresa de Energía del Putumayo S.A. E.S.P., mediante comunicación con radicado CREG E-2018-009945 del 18 de septiembre de 2018, solicitó la aprobación de los ingresos asociados con el sistema de distribución local que opera.

La Empresa de Energía del Putumayo S.A. E.S.P., mediante comunicación con radicado CREG E-2018-009945 del 18 de septiembre de 2018, solicitó la aprobación de los ingresos asociados con el sistema de distribución local que opera. Mediante Auto del 3 de octubre de 2018 se dio inicio a la actuación administrativa asignada al expediente 2018-0169, durante la cual se surtieron las respectivas aclaraciones y correcciones, como respuesta a las etapas probatorias correspondientes. En el documento 172 del 17 de noviembre 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. SP

YRESOLUCIÓN No.216_. DE 17 NOV. 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 del Putumayo S.A. E.S.P. Con base en lo anterior, la Comisión de Regulación de Energía y Gas, en su sesión 1059 del 17 de noviembre 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

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 del Putumayo S.A. 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 ere

BRAEj,4,0 14.617.868.503

BRAEj,3,0 10.235.112.662

BRAE;2,0 18.396.350.842

BRAE;1,0 10.431.692.332

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 4, pesos de diciembre de 2017 ca INVAy<4,111 INVAy 4,12 INVA; 4,13 INVA; 414 INVA;4.15 1=1 (0) 10) O| 3.714.500.000 0 1=2 10) 0 10) 10) 10) 1=3 0 10) 0| 17.140.624.000 (0) l=4 0 10) 0 736.850.000 (0) l=5 0 Oo 0 0 0

1=3 0 10) 0| 17.140.624.000 (0) l=4 0 10) 0 736.850.000 (0) l=5 0 Oo 0 0 0 1=6 (0) 10) O| 2.550.598.000 (0) 1=7 0 10) (0) (0) 10) 1=8 10) 10) 10) 0 10) 1=9 0 10) (0) (0) 10) 1=10 0 10) 0 24.393.333 (0) Tabla 3 Plan de inversiones del nivel de tensión 3, pesos de diciembre de 2017 rre INVA, 911 INVA; 2,2 INVA, 2,42 INVA;3,14 INVAj3,15 l=1 [0] 0 [e] 897.299.000 0 1=2 ie} [e] [e] 0 0 l=3 0 [e] [e] 1.816.102.000 782.757.000 l=4 0 0 [e] 697.572.000 353.289.000 l=5 0 0 o 0 78.609.000 l=6 0 0 [e] 195.185.000 0

qnRESOLUCIÓN No.216_ DE 17 NOV. 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 del Putumayo S.A. E.S.P. Cateepre ee INVA, 911 INVA;012 INVAj3,13 INVA;3,14 INVAj3,15 l=7 [0] 0 [e] 0 0

Cateepre ee INVA, 911 INVA;012 INVAj3,13 INVA;3,14 INVAj3,15 l=7 [0] 0 [e] 0 0 1=8 0 [e] [e] [0] 0 l=9 60.774.000 0 [e] 46.381.000 0 1=10 0 0 o 24.393.333 0 Tabla 4 Plan de inversiones del nivel de tension 2, pesos de diciembre de 2017 Categoria de INVAj211 INVA) 2,12 INVA;213 INVA,214 INVA;215 activos 1 l=1 [e] Oo [e] Oo 0 l=2 [e] 0 [e] Oo 0 l=3 [e] 0 603.594.000| 1.207.188.000 0 l=4 o 0 o 618.061.000 0 l=5 [e] Oo [e] 383.765.000 0 l=6 [e] Oo [e] 171.220.000 0 1=7 709.553.360 254.776.400 628.894.340 482.208.840 498.911.780 1=8 [e] 0 [e] Oo 0 1=9 476.632.000 863.376.000 544.120.000 20.550.000 3.600.000 1=10 [e] 0 [e] 24.393.333 0 Tabla 5 Plan de inversiones del nivel de tensión 1, pesos de diciembre de 2017 Categoria de INVA,1311 INVA,112 INVAy113 INVAy1,14 INVAy 145 activos 1 l=11 34.554.000 52.254.000 130.117.000 32.157.000 71.460.000

Categoria de INVA,1311 INVA,112 INVAy113 INVAy1,14 INVAy 145 activos 1 l=11 34.554.000 52.254.000 130.117.000 32.157.000 71.460.000 1=12 926.936.419 517.392.676| 1.032.461.552 713.199.170 | 1.005.757.700 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 6 Recuperación de capital de activos de la BRA inicial Variable E ae

RCBIAj,4,1 562.397.935

RCBIAj,3,1 424.570.466

RCBIAj2,1 569.947.110

RCBIAj,1,1 488.449.209

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 hel aera

RCNAj4,1 0

RCNAj,3,1 1.771.128

RCNA;2,1 29.973.628

RCNAj,1,1 28.423.379RESOLUCIÓN No.216_ DE 17 NOV. 2020_ 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 del Putumayo S.A. E.S.P.

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 del Putumayo S.A. E.S.P. 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 Beson de distembre BRT41 155.099 BRT3.1 71.856 BRT) 21 183.351 Artículo 7. AOM base por nivel de tensión. El valor del AOM base para cada nivel de tensión, AOMbasej;n, es el siguiente: Tabla 9 AOM base por nivel de tensión Variable hel aera AOMbase;,4 567.622.286 AOMbasej,3 397.436.743 AOMbasej,2 714.343.457 AOMbase;1 405.070.072 Artículo 8. Factor ambiental para las nuevas inversiones. El valor del factor ambiental para las nuevas inversiones, fAMBj, es el siguiente: Tabla 10 Factor ambiental para nuevas inversiones Variable Valor fAMB; 1,000 Articulo 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 7,306 SAIFL Rj Veces 9,000 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:

SAIFL Rj Veces 9,000 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 Banda de indiferencia tarifario SAIDL_Mj: mite inferior | Límite superior t=1 6,721 6,688 6,755 t=2 6,183 6,153 6,214 t=3 5,689 5,660 5,717 t=4 5,234 5,207 5,260

t=5 4,815 4,791 4,839RESOLUCIÓN No.216_. DE 17 NOV. 2020_ 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 del Putumayo S.A. E.S.P. 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 Mj: - Banda de indiferencia _ tarifario iad Limite inferior Limite superior t=1 9,000 8,955 9,045 t=2 9,000 8,955 9,045 t=3 9,000 8,955 9,045 t=4 9,000 8,955 9,045 t=5 9,000 8,955 9,045

t=2 9,000 8,955 9,045 t=3 9,000 8,955 9,045 t=4 9,000 8,955 9,045 t=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,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 - 13,46 6,33 Riesgo 3 - - - Tabla 15 DIUG nivel de tensión 1, horas Ruralidad 1 Ruralidad 2 Ruralidad 3 Riesgo 1 - 7,68 11,82 Riesgo 2 - 15 Er 17,63 Riesgo 3 - - - Artículo 13. Indicadores de calidad individual de frecuencia de eventos. La frecuencia máxima anual de los eventos percibidos por los usuarios, FIUG;n,q, en los niveles de tensión 2, 3 y 1, es la siguiente: Tabla 16 FIUG niveles de tensión 2 y 3, veces Ruralidad 1 Ruralidad 2 Ruralidad 3 Riesgo 1 - - - Riesgo 2 - 2 0 Riesgo 3 - - Tabla 17 FIUG nivel de tensión 1, veces Ruralidad 1 Ruralidad 2 Ruralidad 3 Riesgo 1 - 2 5 Riesgo 2 - 4 4 Riesgo 3 - - - Artículo 14. Índices de referencia pérdidas eficientes. Los índices de

Ruralidad 1 Ruralidad 2 Ruralidad 3 Riesgo 1 - 2 5 Riesgo 2 - 4 4 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:

psRESOLUCIÓN No.216_. DE 17 NOV. 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 del Putumayo S.A. E.S.P. Tabla 18 Índice de pérdidas eficientes Variable Valor Pes 0,98% Pej2 2,80% Pej 8,92% 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 56.307.457.583

Crna 15.376.852.527 Crrj,3 10.672.402.300 Crrj2 18.872.523.681 Crrj,1 11.385.679.076 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; 63.093.651

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; 63.093.651 Articulo 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 21 Costo anual de inversiones en activos no clasificables como UC Variable Pesos de diciembre de 2017

INVNUC; 0

Artículo 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 22 Valor anual por concepto de conexiones al sistema de otro OR i Pesos de diciembre Variable de 2017 Oj3 o Oj2 (0) Artículo 19. 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 el desempeño en la calidad del servicio, DtSCr,m,t.

me $RESOLUCIÓN No.216 DE 17 NOV. 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 del Putumayo S.A. E.S.P. 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

comercialización atendido por la Empresa de Energía del Putumayo S.A. E.S.P. 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 Dtscr,;m,+ correspondientes a los meses que transcurran entre el 31 de marzo de 2020 y el último día calendario del mes anterior al del inicio de aplicación de la presente resolución Artículo 20. La presente Resolución deberá notificarse a la Empresa de Energía del Putumayo 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., 17 NOV. 2020

MIG! TTERD ROBLEDO JORGE ALBERTO VALENCIA MARÍN

Viceministrojde Energia, delegado del Director Ejecutivo Ministro de Minas y Energía Presidente Ya