CREG - Resolución 26 de 2020

República de Colombia

Ministerio de Minas y Energía

COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS RESOLUCIÓN No. 026 DE 2020 ( 12 MAR. 2020 )

Por la cual se resuelve el recurso de reposición interpuesto por la Empresa de Energía de Pereira S.A. E.S.P., contra la Resolución CREG 178 de 2019 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.

Mediante la Resolución CREG 178 de 2019 se aprobaron 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 el Documento CREG 115 de 2019 se encuentra el soporte de dicha resolución, donde se incluyen los criterios de revisión de la información, las bases de datos y los cálculos empleados por la Comisión para definir las variables aprobadas en la Resolución CREG 178 de 2019.

donde se incluyen los criterios de revisión de la información, las bases de datos y los cálculos empleados por la Comisión para definir las variables aprobadas en la Resolución CREG 178 de 2019. La Empresa de Energía de Pereira S.A. E.S.P., EEP, mediante comunicación con radicado CREG E-2020-000416 del 21 de enero de 2020, presentó recurso de reposición contra la Resolución CREG 178 de 2019. En esta comunicación se presentan los antecedentes, las razones de inconformidad y las peticiones del recurso de reposición. A continuación, se transcriben cada una de las peticiones:

3. SOLICITUD … Se modifiquen los artículos 2, 3, 4, 5, 9, 10, 11, 12 y 15 de la Resolución CREG

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Por la cual se resuelve el recurso de reposición interpuesto por la Empresa de Energía de Pereira S.A. E.S.P., contra la Resolución CREG 178 de 2019 178 de 2019, "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. " de la siguiente manera…

ANÁLISIS DE LA COMISIÓN Petición de modificación de la Base Regulatoria de Activos Eléctricos al inicio del período tarifario, BRAE0, por el cálculo de la variable CRI El OR fundamenta su solicitud de modificación de la Base Regulatoria de Activos Eléctricos al inicio del período tarifario, en lo siguiente: …1.1.1 CRI

inicio del período tarifario, BRAE0, por el cálculo de la variable CRI El OR fundamenta su solicitud de modificación de la Base Regulatoria de Activos Eléctricos al inicio del período tarifario, en lo siguiente: …1.1.1 CRI x Se observa diferencia de -$187.500.000 en el CRIj,3,6 entre la Resolución CREG 178 de 2019 que aprueba los cargos para ENERGÍA DE PEREIRA y la solicitud de cargos efectuada por la Compañía con los ajustes realizados conforme petición de la CREG y enviados el día 19 de noviembre de 2019. Una vez revisada la información, aplicando la metodología indicada Capitulo 14.1 literal q y los valores reconocidos de la tabla 60 del capítulo 15 de la Resolución CREG 015 de 2018, se observa que existe diferencia en el área reconocida de la casa de control de la Subestación de Cuba, siendo mayor área la que se debe aprobar. Aplicando la siguiente Formula y de acuerdo con el inventario reconocido BRA_0 OR³EEP.xlsx enviado por la CREG, se obtiene el área de Casa de Control de la Subestación Cuba, así:

En el archivo en mención suministrado por la CREG se observa que el área reconocida es de 142,5 m2 y el calculado es de 236,25 m 2, por tanto, se encuentra una diferencia de 93,75 m2, entonces el valor no reconocido hasta el momento asciende a $187.500.000. x Se advierte diferencia de -$80.843.077 en el CRIj,3,8, debido al no reconocimiento de 176,7 m de la UC N3L32, por tanto, respetuosamente se solicita a la Comisión de Regulación considerar la UC completa de 2,36 km,

reconocimiento de 176,7 m de la UC N3L32, por tanto, respetuosamente se solicita a la Comisión de Regulación considerar la UC completa de 2,36 km, fundamentado en los siguientes argumentos: a) En Resolución CREG 107 de 2009, por la cual se aprueban los cargos de Distribución para ENERGÌA DE PEREIRA, en archivo Éep Inventario Activos.xlsxµ, enviado por la CREG, se observa la información asociada a la UC N3L32, encontrando el siguiente resultado:

ARESOLUCIÓN No. 026 DE 12 MAR. 2020 HOJA No. 3/17

Por la cual se resuelve el recurso de reposición interpuesto por la Empresa de Energía de Pereira S.A. E.S.P., contra la Resolución CREG 178 de 2019

Tabla 5. Longitudes de Canalizaciones UC N3L32 ² Tomado de Eep Inventario de activos.xlxs De la tabla 5, se colige que la sumatoria relacionada al activo en cuestión da como resultado 2,36 km. b) Ahora bien, si a cada tramo de UC N3L32 se asocian los activos que contienen, es decir los conductores que están en su interior, se encuentra:

Tabla 6. Comparativos líneas de subterráneas vs Longitudes de canalizaciones ² Tomado de Eep Inventario de activos.xlxs De la tabla 6 es posible concluir, que una vez comparada la UC N3L32 (km canalización 4x6"), con los activos que contienen cada una de ellas, en todos los casos son iguales o mayores en longitud los conductores respecto a la canalización. Por tal razón, se desvirtúa la observación hecha por la Comisión

canalización 4x6"), con los activos que contienen cada una de ellas, en todos los casos son iguales o mayores en longitud los conductores respecto a la canalización. Por tal razón, se desvirtúa la observación hecha por la Comisión de Regulación para eliminar la canalización, la cual aduce: Én el circuito se reporta más canalización que conductor en operación". De esta manera, la Comisión de Regulación debería incluir nuevamente las UC N3L32 eliminadas, toda vez que adicionalmente fue verificada su existencia en la auditoría efectuada en la semana del 22 al 24 de octubre de 2018. Con base en lo analizado respetuosamente se solicita al Regulador reconocer las longitudes de canalizaciones completas.

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Por la cual se resuelve el recurso de reposición interpuesto por la Empresa de Energía de Pereira S.A. E.S.P., contra la Resolución CREG 178 de 2019 En cuanto al cálculo del área de la casa de control reconocida en la subestación Cuba, la Comisión procedió a revisar el cálculo de áreas de las casas de control, encontrando diferencias debido al número de celdas o área general incluida en el cálculo, por lo que se considera procedente la solicitud del OR. Por otro lado, frente a la solicitud de reconocimiento de las canalizaciones de nivel de tensión 3, esta se realiza a partir del inventario presentado en la presente actuación administrativa, en donde se tienen las siguientes cantidades de UC de canalización y conductor a partir de los grupos de activos CRI, CRINR, CRIFO y CRIN: Canalización (km) Conductores subterráneos (km)

actuación administrativa, en donde se tienen las siguientes cantidades de UC de canalización y conductor a partir de los grupos de activos CRI, CRINR, CRIFO y CRIN: Canalización (km) Conductores subterráneos (km)

IUL Nombre N3L32 N3L33 N3L27 N3L28 N3L29 N3L30 N3L31

Total canalización (km) Total conductor (km) 0001 VLR 0,04 0,00 0,00 0,10 0,00 0,00 0,00 0,04 0,10 0002 DCU 0,05 0,00 0,00 0,00 0,09 0,00 0,00 0,05 0,09 0005 CER 0,14 0,00 0,00 0,30 0,00 0,00 0,00 0,14 0,30 0006 DCE 0,07 0,00 0,00 0,07 0,00 0,12 0,00 0,07 0,20 0007 NAV 0,15 0,00 0,00 0,18 0,02 0,00 0,00 0,15 0,21 0008 NAC 0,04 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,04 0,00 0010 PAN 0,45 0,00 0,00 0,00 0,09 0,38 0,00 0,45 0,46

0018 IVE 0,69 0,00 0,00 0,00 0,00 0,12 0,40 0,69 0,52 0019 V14 2,02 0,00 0,00 0,00 0,00 1,35 0,68 2,02 2,02 0028 IDQ 0,81 0,00 0,00 0,00 0,00 0,03 1,58 0,81 1,62 0029 ANDI 0,24 0,00 0,00 0,14 0,00 0,00 0,28 0,24 0,42 0052 IPA1 0,41 0,00 0,00 0,00 0,26 0,02 1,99 0,41 2,27 De acuerdo con la tabla presentada, no se considera procedente la solicitud del OR, y se realizan los ajustes pertinentes en las UC asociadas a la línea IUL 0008. Petición de modificación de la Base Regulatoria de Activos Eléctricos al inicio del período tarifario, BRAE0, por el cálculo de la variable CRINRj,n,l El OR fundamenta su solicitud de modificación de la Base Regulatoria de Activos Eléctricos al inicio del período tarifario en lo siguiente: 1.1.2 CRINR x La diferencia en el CRINRj,2,8 por -$ 2.374.068.873 se debe al no reconocimiento de varios tramos de canalizaciones UC N2L67 donde, de los 7,6 km solicitados se eliminan 4,38 km y de la UC N2L69 de 18,08 km la Comisión de Regulación suprime 2,17 km. Al respecto, se reitera a la CREG la solicitud de reconocimiento de las longitudes completas de los cárcamos, dado que:

de Regulación suprime 2,17 km. Al respecto, se reitera a la CREG la solicitud de reconocimiento de las longitudes completas de los cárcamos, dado que: a) Fue observada su existencia en la auditoría efectuada en la semana del 22 al 24 de octubre de 2018, como lo indican los literales c) y d) del numeral 3.3.1 del informe de visita S-2019-001919. anexo 2 Informe de visita CREG. b) En la Regulación no se observan lineamientos explícitos en los que las canalizaciones deban contener redes de media tensión para su reconocimiento. c) Estos contienen redes de baja tensión. d) Se encuentran disponibles para expansiones en media tensión en la zona centro de la ciudad.

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Por la cual se resuelve el recurso de reposición interpuesto por la Empresa de Energía de Pereira S.A. E.S.P., contra la Resolución CREG 178 de 2019 e) Remuneran el uso de infraestructura de teleoperadores, la cual sería descontada en la variable OI. f) Finalmente, no existe UC en el capítulo 15 de la Resolución CREG 015 de 2018 que describa canalizaciones con red de baja. Analizados los argumentos presentados por el OR, estos no refutan el hecho de que la cantidad de canalización es mayor que la de los conductores subterráneos, tal como anotó la Comisión en el archivo Inventario reconocido BRA_0 OR - EEP.xlsx, sino que, por el contrario, presenta elementos tales como que en el capítulo 15 de la Resolución CREG 015 de 2018 no tiene UC de nivel 1, o que estas canalizaciones contienen redes de este nivel de tensión,

BRA_0 OR - EEP.xlsx, sino que, por el contrario, presenta elementos tales como que en el capítulo 15 de la Resolución CREG 015 de 2018 no tiene UC de nivel 1, o que estas canalizaciones contienen redes de este nivel de tensión, desconociendo que la metodología de valoración de las inversiones de la base inicial de activos en el nivel de tensión es distinta, y por tanto, no emplea UC. Considerando lo anterior, no se considera procedente atender la solicitud del OR. Petición de modificación de la Base Regulatoria de Activos Eléctricos al inicio del período tarifario, BRAE0, por el cálculo de la variable CRINj,n,l, El OR fundamenta su solicitud de modificación de la Base Regulatoria de Activos Eléctricos al inicio del período tarifario en lo siguiente: 1.1.3 CRIN x Se presenta diferencia de - $624.348.000 en el CRINj,3,3 dado que la CREG argumenta que ENERGÍA DE PEREIRA no adjuntó los conceptos UPME de las UC N4S8, de la Subestación PAVAS. Al respecto es preciso indicar que de acuerdo con el literal s) del capítulo 14 de la Resolución CREG 015 de 2018, modificado por el artículo 19 de la Resolución CREG 085 de 2018, los transformadores y las Bahías de Transformación distintas a los asociados con los transformadores de conexión al STN, se reconocen en el nivel de tensión del secundario del transformador o proporcionalmente a la potencia de cada uno de los devanados de baja cuando hay más de unoµ; sobre este entendido, la UC N4S8 Bahía de Transformador, se considera que debería ser reconocido en el inventario de activos de Nivel de Tensión 3 y que no es requisito para ello

de los devanados de baja cuando hay más de unoµ; sobre este entendido, la UC N4S8 Bahía de Transformador, se considera que debería ser reconocido en el inventario de activos de Nivel de Tensión 3 y que no es requisito para ello contar con concepto UPME. Se resalta que dichos activos son esenciales para la operación y puesta en marcha de la Subestación, en consecuencia, deben ser reconocidos como tal por el Regulador. x Se presenta diferencia de - $ 155.352.000 en el CRINj,4,4 y -$ 29.328.000 en el CRINj,4,5, dado que la CREG argumenta que ENERGÍA DE PEREIRA no adjuntó los conceptos UPME de las UC N4S45, N4EQ4, N4EQ7 y N4EQ3 de la Subestación PAVAS. De esta manera, según lo indican los considerandos de la Resolución CREG 016 de 2012, mediante Radicado S-2011-00,4232 la CREG solicitó a la UPME informar si bajo las condiciones actuales, el concepto emitido sobre la entrada en operación de la subestación PAVAS 115 kV se encontraba vigente o era necesario un nuevo análisis, frente a lo cual la UPME a través del RADICADO S-2012-000280, ratificó el concepto aprobatorio para esta Subestación. Por esta razón, se solicita a la CREG la remuneración de los activos mencionados y la revisión del criterio sobre la presentación de conceptos UPME sobre activos de subestaciones ya puestos en operación. Por otra parte, la UC N4S45 había sido aprobada inicialmente en el concepto UPME 6293 de 2005 bajo la UC de la Resolución CREG 082 de 2002 N4S37. Ver Anexo 3

la UC N4S45 había sido aprobada inicialmente en el concepto UPME 6293 de 2005 bajo la UC de la Resolución CREG 082 de 2002 N4S37. Ver Anexo 3 Resolución CREG 016 de 2012 y Anexo 4 Concepto UPME 6293 de 2005.

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Por la cual se resuelve el recurso de reposición interpuesto por la Empresa de Energía de Pereira S.A. E.S.P., contra la Resolución CREG 178 de 2019 x Se presenta diferencia de -$ 3.559.207.752 en el CRINj,2,8 dado que la CREG argumenta que hay evidencia de mayor canalización que conductor en operación de la UC N2L66, y procede a eliminar 15,8 km de los 22,6 km solicitados. Al respecto, se reitera a la CREG la solicitud de reconocimiento de las longitudes completas de los cárcamos, dado que: a) Fue observada su existencia en la auditoría efectuada en la semana del 22 al 24 de octubre de 2018. b) Estos contienen redes de baja tensión. c) Se encuentran disponibles para expansiones en media tensión en la zona centro de la ciudad. d) Remuneran uso el de infraestructura de teleoperadores la cual ser ía descontada en la variable OI. e) Finalmente, no existe UC en el capítulo 15 de la Resolución CREG 015 de 2015 que describa canalizaciones con red de baja. x Se presenta diferencia de -$7.871.104.464 en el CRINj,1,11, dado que se reconocen 1099 transformadores de baja tensión de los 1811 solicitados, descontando 712 transformadores sustentado en la definición de los activos de

x Se presenta diferencia de -$7.871.104.464 en el CRINj,1,11, dado que se reconocen 1099 transformadores de baja tensión de los 1811 solicitados, descontando 712 transformadores sustentado en la definición de los activos de nivel de tensión 1 de la Resolución CREG 015 de 2018, en la cual no se remuneran los transformadores mayores a 15 kVA con un solo us uario, no obstante, en el archivo enviado por ENERGÍA DE PEREIRA el 19 de noviembre de 2019 ÁNEXO 2. Formatos redes y transformadores de N1 " la cantidad de transformadores que cumplen con esta condición son 581, por lo tanto, respetuosamente se solicita a la CREG el reconocimiento de 1230 transformadores de baja tensión entrados en operación en el periodo 20082018. Ver Anexo 1. Alcance Auto de pruebas S2019-002075. x Se presenta diferencia de -$ 4.801.036.536 en el CRINj,1,12, dado que se reconocen 493 transformadores con redes de baja tensión de los 1276 solicitados, descontando 783 transformadores sustentado en la definición de activos de nivel de tensión 1 de la Resolución CREG 015 de 2018, en la cual no se remuneran los transformadores mayores a 15 kVA con un solo usuario, sin embargo, la Resolución es explícita acerca de la remuneración de los transformadores menores a 15 kVA y se considera que las redes asociadas a estos deben ser tenidas en cuenta, para el caso de ENERGÍA DE PEREIRA serían 792 transformadores entrados en operación en el periodo 2008-2018. En el archivo enviado por Energía de Pereira el 19 de noviembre de 2019 ÁNEXO

estos deben ser tenidas en cuenta, para el caso de ENERGÍA DE PEREIRA serían 792 transformadores entrados en operación en el periodo 2008-2018. En el archivo enviado por Energía de Pereira el 19 de noviembre de 2019 ÁNEXO

2. Formatos redes y transformadores de N1µ, es posible asociarlos. Ver Anexo

1. Alcance Auto de pruebas S-2019-002075.

Respecto al cálculo del valor de la inversión puesto en operación entre los años 2008 y diciembre de 2017, la empresa presenta cinco (5) reparos, frente a lo cual se señala lo siguiente:

1. En cuanto al reconocimiento de la Bahía de transformador configuración barra principal y transferencia, UC N4S8, se considera procedente la solicitud de la empresa, por cuanto la UC debe incorporarse como un activo en el nivel de tensión 3, de acuerdo con lo señalado en la Resolución CREG 015 de 2018, en cuyo caso no requiere concepto UPME.

2. Analizados los argumentos presentados por la empresa y lo señalado en el Documento CREG 005 de 2012, soporte de la Resolución CREG 016 de 2012, se considera procedente incluir en el inventario las UC N4S45, N4EQ3 y

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Por la cual se resuelve el recurso de reposición interpuesto por la Empresa de Energía de Pereira S.A. E.S.P., contra la Resolución CREG 178 de 2019 N4EQ4 solicitadas por la empresa. En cuanto a la UC N4EQ7, esta no cuenta con concepto UPME.

3. Frente al reconocimiento de 15,6 km de UC N2L66, analizados los

N4EQ4 solicitadas por la empresa. En cuanto a la UC N4EQ7, esta no cuenta con concepto UPME.

3. Frente al reconocimiento de 15,6 km de UC N2L66, analizados los argumentos presentados por el OR, estos no refutan el hecho de que la cantidad de canalización es mayor que la de los conductores subterráneos, tal como anotó la Comisión en el archivo Inventario reconocido BRA_0 OREEP.xlsx, sino que, por el contrario, presenta elementos tales como que en el capítulo 15 de la Resolución CREG 015 de 2018 no tiene UC de nivel 1, o que estas canalizaciones contienen redes de este nivel de tensión, desconociendo que la metodología de valoración de las inversiones de la base inicial de activos en el nivel de tensión es distinta y, por tanto, no emplea UC.

Teniendo en cuenta lo anterior, no se considera procedente la solicitud del OR.

4. En cuanto al reconocimiento de 1.230 transformadores de nivel de tensión 1 en vez de los 1.099 inicialmente considerados en el cálculo, la Comisión señala que la discrepancia corresponde a la diferencia de transformadores identificados por la Comisión en el SUI, 5.800, frente a lo reportado por la empresa, 5.931 transformadores, a diciembre de 2017.

La diferencia de 131 fue descontada de la cantidad de transformadores empleada para el cálculo de las inversiones. En la siguiente tabla se presenta el análisis realizado para los transformadores: Clasificación transformador A diciembre 2017 2018 Total Uso 918 57 975 CRQe[iyQ ”15 kVA 249 6 255 Conexión > 15 kVA 562 19 581 Total 1.729 82 1.811

A diciembre 2017 2018 Total Uso 918 57 975 CRQe[iyQ ”15 kVA 249 6 255 Conexión > 15 kVA 562 19 581 Total 1.729 82 1.811 Los transformadores empleados resultan de la suma de 975 y 255 , descontando la diferencia frente al SUI de 131, obteniendo 1.099. Teniendo en cuenta lo anterior, no se considera procedente la solicitud del OR.

5. En cuanto a las redes de nivel de tensión 1 incluidas en el cálculo, a continuación se resumen las cantidades presentadas por el OR: Clasificación redes baja tensión A diciembre 2017 2018 Total Uso 592 31 623

CRQe[iyQ ”15 kVA 186 1 187 Conexión > 15 kVA 453 13 466 Total 1.231 45 1.276 La cantidad de redes a reconocer corresponden a 623, descontando la diferencia frente al SUI de 131, obteniendo 492 redes. Como la Comisión incluyó inicialmente 493 redes, se procede a realizar el ajuste en los cálculos. En cuanto al reconocimiento de las acometidas de los transformadores de conexión con una capacidad menor o igual a 15 kVA, se señala lo siguiente:

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Por la cual se resuelve el recurso de reposición interpuesto por la Empresa de Energía de Pereira S.A. E.S.P., contra la Resolución CREG 178 de 2019 ƒ De acuerdo con la definición de las variables NTNj y NRNj del literal b. del numeral 3.1.1.1.4 de la Resolución CREG 015 de 2018, los

ƒ De acuerdo con la definición de las variables NTNj y NRNj del literal b. del numeral 3.1.1.1.4 de la Resolución CREG 015 de 2018, los transformadores y redes de conexión que atienden a un usuario se deben excluir de dichas variables y, por tanto, no hacen parte de la variable CRINj,1,l. ƒ En la definición de activos de nivel de tensión 1 del artículo 3 de la Resolución CREG 015 de 2018, modificada por la Resolución CREG 036 de 2019, se hace una excepción y se incluyen únicamente los transformadores de conexión de capacidades iguales o inferiores a 15 kVA para ser remunerados en la base de activos, sin incluir en dicha excepción las redes de conexión asociadas con estos transformadores. Por tal razón, en la aprobación de ingresos se incluyeron los transformadores de conexión de esta condición, sin incluir las redes de conexión. Tomando en cuenta lo anterior, no se considera procedente la solicitud del OR. Petición de modificación de la inversión aprobada en el plan de inversiones, INVAj,n,l,t El OR fundamenta su solicitud de modificación del v alor de las inversiones aprobadas en el plan de inversiones en lo siguiente:

2. INVA x En la categoría 12 de nivel de tensión 1 del año 2020 al año 2023 se aprueban las UC N1L54, N1L55, N1L57, N1L121, N1L122, N1L137 N1L138, N1L141, N1L143, N1L154, sin tener en cuenta el número de fases, dado que en el formato 5 de la Circular 29 de 2018, reportado por ENERGÍA DE PEREIRA el 17

N1L143, N1L154, sin tener en cuenta el número de fases, dado que en el formato 5 de la Circular 29 de 2018, reportado por ENERGÍA DE PEREIRA el 17 de septiembre de 2018 (Ver Anexo S Cargue CREG), la CREG no había creado el campo para reportarlas en la plataforma. Posterior a la fecha de cargue la CREG modificó el formato y no exigió a los operadores que habían cargado en el plazo inicialmente otorgado, actualizar la información conforme al formato nuevo, por lo tanto, se observa que solo se consideró el valor unitario de la Unidad Constructiva. De esta manera, respetuosamente se solicita a la CREG reconocer la UC para redes de tres o cuatro hilos. Ver Anexo 6 INVA 12. x En la categoría 6 de nivel de tensión 0 las UC N0P13 Casa de Control Cualquier nivel de tensión ($/m2), asociadas a la construcción de las Subestaciones Altagracia y Cerritos, no se reconocen las áreas las solicitadas de 418,75m2 y 391,25 m2 respectivamente. Respetuosamente se solicita a la Comisión de Regulación tener en cuenta el reconocimiento de estas áreas, dado que no se observa argumento del Regulador en el documento CREG 115 que sustente su no remuneración. x En la categoría 6 de nivel de tensión 0 las UC N0P13 Casa de Control Cualquier nivel de tensión ($/m2), asociadas a las Subestaciones Naranjito y Cuba, se reconocen áreas de 86,25 y 82,5 en Naranjito y 86,25 en Cuba, las cuales son menores a las presentadas en. el pliego (100 m2) por parte de ENERGÍA DE PEREIRA. Respetuosamente se solicita al Regulador reconsiderar la aprobación

menores a las presentadas en. el pliego (100 m2) por parte de ENERGÍA DE PEREIRA. Respetuosamente se solicita al Regulador reconsiderar la aprobación de estas áreas, toda vez que no se observa argumento alguno sobre su "ajuste en el documento CREG 115.

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Por la cual se resuelve el recurso de reposición interpuesto por la Empresa de Energía de Pereira S.A. E.S.P., contra la Resolución CREG 178 de 2019 x De acuerdo con el literal s) del capítulo 14 de la Resolución CREG 015 de 2018, modificado por el artículo 19 de la Resolución CREG 085 de la misma vigencia, definen que los transformadores y las Bahías de Transformación distintas a los asociados con los transformadores de conexión al STN, se reconocen en el nivel de tensión del secundario del transformador o proporcionalmente a la potencia de cada uno de los devanados de baja cuando hay más de uno, de esta manera, se observa que en el archivo ínventarios reconocido INVA OREEP", los transformadores y bahías de transformación de nivel de tensión 3 se encontrarían mal clasificadas en el lado primario del transformador, por lo tanto, respetuosamente se solicita a la CREG revisar y reclasificar las UC·s correspondientes. Respecto al cálculo del valor de la inversión puesto en operación entre los años 2008 y diciembre de 2017, la empresa presenta cuatro (4) reparos. frente a lo cual se señala lo siguiente:

1. En cuanto al reconocimiento de redes de baja tensión, los formatos de reporte de nivel de tensión 1 nunca consideraron el número de fases, por cuanto las

cual se señala lo siguiente:

1. En cuanto al reconocimiento de redes de baja tensión, los formatos de reporte de nivel de tensión 1 nunca consideraron el número de fases, por cuanto las UC están definidas en km por fase, considerando que las empresas pueden reponer una o dos fases en una red trifásica. Los cambios de formatos que señala la empresa se realizaron para el reporte de líneas de niveles de tensión 2 y 3. En todo caso, la Comisión accede a la modificación de la cantidad de UC de redes de nivel de tensión 1.

2. En cuanto al reconocimiento de las áreas de casas de control de las subestaciones Altagracia, Cerritos, Naranjito y Cuba, la Comisión procedió a revisar el cálculo, encontrando diferencias debido al número de celdas o área general incluida en el cálculo, por lo que se considera procedente la solicitud del OR.

3. Frente a la asignación entre niveles de tensión de las transformadores y bahías asociadas, la Comisión procedió a revisar la asignación, y encontró que la de los transformadores se realizó adecuadamente, y que la de las bahías no tuvo en cuenta el transformador asociado, debido a que la empresa cambio el nombre de la columna del formato de reporte. En consecuencia, se considera procedente la solicitud del OR para la modificación de la asignación entre niveles de las bahías incluidas en el inventario.

Petición de modificación de los indicadores de referencia de calidad media,

SAIDI_R y SAIFI_R.

El OR fundamenta su solicitud de modificación del valor de los indicadores de calidad media, en lo siguiente: « 5 CALIDAD DEL SERVICIO 5.1 Índices de Referencia SAIDI_R y SAIFI_R En este aspecto la Regulación prevé la estimación de unos índices de referencia,

calidad media, en lo siguiente: « 5 CALIDAD DEL SERVICIO 5.1 Índices de Referencia SAIDI_R y SAIFI_R En este aspecto la Regulación prevé la estimación de unos índices de referencia, aplicando la siguiente metodología, establecida en el numeral 5.2.5 de la Resolución CREG 015 de 2018, la cual menciona lo siguiente: anRESOLUCIÓN No. 026 DE 12 MAR. 2020 HOJA No. 10/17

Por la cual se resuelve el recurso de reposición interpuesto por la Empresa de Energía de Pereira S.A. E.S.P., contra la Resolución CREG 178 de 2019 Los indicadores de referencia, SAIDI_Rj y SAIFI_Rj, y los indicadores de calidad mínima garantizada, DIUGj,n,q y FIUGj,n,q serán calculados y definidos en la Resolución de aprobación de cargos que expida la CREG, a partir de la información contenida en los reportes diarios y trimestrales hechos por el OR j, durante 2016, al sistema denominado ´índices de calidad SDL, INDICAµ, considerando las exclusiones que allí se reportaron, pero excluyendo adicionalmente la duración y frecuencia de los eventos con duración menor o igual a tres (3) minutos . La información de vinculación de los usuarios a las redes de distribución será obtenida del SUI.µ De esta manera, una vez revisados lo s índices de calidad de referencia presentados por la Comisión de Regulación en la Resolución CREG 178 de 2019, SAIDI__R y SAIFI_R, se encuentran diferencias sustanciales en los resultados expuestos, frente a la aplicación de la metodología propuesta en el numeral 5.2.5 de la Resolución CREG 015 de 2018, la cual fue aplicada de manera exegética por

SAIDI__R y SAIFI_R, se encuentran diferencias sustanciales en los resultados expuestos, frente a la aplicación de la metodología propuesta en el numeral 5.2.5 de la Resolución CREG 015 de 2018, la cual fue aplicada de manera exegética por la ENERGÍA DE PEREIRA para determinar las metas de referencia a tener en cuenta en el seguimiento de nuestros indicadores estratégicos, donde se evidencia que la CREG no tuvo en cuenta las exclusiones reportadas en 2016 para el cálculo del indicador como lo indica el citado numeral (...) considerando las exclusiones que allí se reportaron (...)µ.. Por esta razón, comedidamente se invita al Regulador a revisar los cálculos para la determinación de los índices de referencia. Por otra parte, nuevamente se solicita de manera respetuosa a la CREG tener en cuenta en las exclusiones de los indicadores de calidad media, las suspensiones programadas asociadas a la ejecución del plan de inversiones aprobado, toda vez que según el artículo 1391 de la Ley142 y el artículo 6 de la Ley 143 de 1994, los eventos programados, mantenimientos, reparaci