CREG - Resolución 78 de 2019

Republica de Colombia Ministerio de Minas y Energia COMISION DE REGULACION DE ENERGIA Y GAS «078 RESOLUCION No. DE 2019 | 03 JUL. 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 Empresas Públicas de Medellín 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 de 20109.

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. Empresas Públicas de Medellin E.S.P., mediante comunicación con radicado CREG E 2018-0079009 del 8 de agosto 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 4 de septiembre de 2018 se dio inicio a la actuación

asociados con el sistema de transmisión regional y el sistema de distribución local que opera. Mediante Auto del 4 de septiembre de 2018 se dio inicio a la actuación administrativa, asignada al expediente 2018-0138, durante la cual se surtieron las respectivas aclaraciones y correcciones como respuesta a las etapas probatorias correspondientes. Dado que la Comisión se encontraba adelantando la actuación administrativa de actualización de ingresos de nivel de tensión 4 por la puesta en operación de activos en las subestaciones Amalfi, El salto, La Sierra y Guayabal y la línea Sierra - Cocorná, con base en la Resolución CREG 097 de 2008, por economía procesal, se procedió a analizar dicha solicitud conjuntamente con la solicitud de aprobación de ingresos con base en la Resolución CREG 015 de 2018. ifRESOLUCION No. 078 DE 03 11 2019 HOJANo. 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 Empresas Públicas de Medellín E.S.P. En el documento 046 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. Con base en lo anterior, la Comisión de Regulación de Energía y Gas, en su sesión 928 del 3 de julio de 2019, acordó expedir esta resolución.

RESUELVE:

factores, indicadores e indices que se aprueban en la presente resolución. Con base en lo anterior, la Comisión de Regulación de Energía y Gas, en su sesión 928 del 3 de julio 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 Empresas Públicas de Medellín 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 1.209,334.334.388

BRAE;s3,0 508.101.192.938

BRAE;2,0 3.622.387.167.923

BRAE; 1,0 1.491.958.134.092

Artículo 3. Inversión aprobada en el plan de inversiones. El valor de las inversiones aprobadas en el plan de inversiones, INVA;¡n 1, para cada nivel de tensión, es el siguiente: Tabla 2 Plan de inversiones del nivel de tensión 4, pesos de diciembre de 2017

Mein . ° INVA),4,1,1 INVA),4,1,2 INVA), 4,1,3 INVA), 4,1,4 INVAj,4,1,5

Tabla 2 Plan de inversiones del nivel de tensión 4, pesos de diciembre de 2017 Mein . ° INVA),4,1,1 INVA),4,1,2 INVA), 4,1,3 INVA), 4,1,4 INVAj,4,1,5 = ] 1.722.858.936 | 8.907.117.000 | 20.449.260.000 | 13.632.840.000 0) =2 0) 0 0) 0) 0) =3 4.019.552.585 | 13.357.004.961 | 5.492.697.147| 5.672.725.820 | 4.193.949.253 = 4 656.474.870| 3.044.844.448| 1.188.074.558| 1.067.811.492 | 1.612.236.187 l=5 609.456.044 948.696.000 203.292.000 203.292,000 0} l=6 2.930.131.1384] 8.642.595.580| 4.194.403.745| 3.483.613.046 | 7.699.380.228 1=7 3.2187875.715 | 10.871.397.465 | 38.934.501.252| 1.762.879.500 0 l=8 0) 0) 0) 0) 0 [=9 0) 0 0) 0) 0

l=10 633.293.771| 1.059.196.667 598.753.533 | (3.527.918.661 | 3.148.496.333RESOLUCION No. 6-7-8 DE 03 JUL. 2019 HOJA No. 3/7

8 Por la cual se aprueban las variables necesarias para calcular los ingresos y cargos

8 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 Públicas de Medellín E.S.P. Tabla 3 Plan de inversiones del nivel de tensión 3, pesos de diciembre de 2017 Categoría de INVA,5,11 INVA,,3,12 INVA,,3,1,3 INVA,,3,1,4 INVA,3,15 activos I =] 2.951.903.665| 9.301.143.000| 4.840.914.000| 6.666.742.500| 849.167.250 =2 0 0 0 0 0 =3 -/3.955.181.000| 2.910.725.774| 2.901.657.476 |, 6.318.649.746 | 3.697.909.133 =4 17690.349.000| 1.667.940.708| 1.114.702.524 | 3.169.257.605 | 2.234.681.940 =5 -159.516.000| 290.504.000 17.724.000| 159.516.000| 194.964.000 1=6 1.133.455.500| 1.556.236.876| 565.464.000| 2.305.411.266 | 1.610.271.030 1=7 9.164.689.511| 9.915.288.459 | 18.496.594.367| 9.377.623.956 | 9.628.686.178 1=8 Ol 888.525.500) 500.930.065| 438.366.400| 250.831.620

1=8 Ol 888.525.500) 500.930.065| 438.366.400| 250.831.620 1=9 2.725.588:474 | 1.186.854.474| 1.113.714.474| 1.322.071.474 | 1.720.811.474 1= 10 633.293.771| 1.059.196.667.| 598.753.533| 3.527.918.661 }3.148.496.333 Tabla 4 Plan de inversiones del nivel de tensión 2, pesos de diciembre de 2017 Categoría de INVA),2,1,1 INVA,,2,1,2 INVA,,2,1,3 INVA),,2,1,4 INVA),,2,1,5 activos l [=] 4.761.066.542 | 3.895.769.000 | 16.926.482.500 | 10.093.833.000 | 5.223.114.250 [=2 0 0 | 6) O O l=3 5.878.962.000| 3.959.547.600| 1.105.238.000| 6.733.378.000| 4.619.448.000 l= 4 8.682.081.0000} 8.138.473.000| 8.060.717.000 | 13.415.499.000 | 11.133.542.000 l=5 1.137.992.000| 1.419.001.000 424.386.000 468.522.000 468.522.000

l=6 1.202.381.000| 1.178.281.000 749.641.000| 3.849.794.000| 2.934.834.130 l=7 82.536.311.144 | 86.756.124.310 | 80.857.921.575 | 83.635.445.965 | 75.526.779.856 1=8 17.490.073.875 | 20.992.399.625] 3.744.389.400 | 19.126.061.695| 9.979.049.395 l=9 295.162.849.600 | 13.719.280.600 | 13.838.472.600 | 7.415.979.600| 8.075.161.600 [= 10 033.293.7714 1.059.196.667 998.753.533 |} 3.527.918.6611 | 3.148.496.333 Tabla 5 Plan de inversiones del nivel de tension 1, pesos de diciembre de 2017 C ; ategoria . ° INVA,, 1,11 INVA),, 1,12 INVAj,1,1,3 INVAj,1,1,4 INVA,,1,15 l=1] 25.968.378.000 | 25.272.947.000 | 22.747.703.000 | 26.007.817.000 | 24.151.202.000 l= 12 28.262.534.387 | 24.410.545.481 | 22.556.019.043 | 24.006.453.099 | 21.691.324.521 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: Tabla 6 Recuperación de capital de activos de la BRA inicial Variable O e

la recuperación de capital reconocida para los activos incluidos en la base regulatoria inicial de activos, RCBIAjn,1, es el siguiente: Tabla 6 Recuperación de capital de activos de la BRA inicial Variable O e

RCBIAj4,1 40.442.560.174

RCBIAj,3,1 16.903.703.593

RCBIA;2,1 104.505.346.354

RCBIA; 1,1 62.522.200.861

Artículo 5. Recuperación de capital de activos nuevos. El valor de la recuperación de capital reconocida para los activos que entraron en operación r el primer año, RCNAjn,1, es el siguiente: PO | Fit078 4 aA:

RESOLUCION No. DE 0 3 JUL 20.9 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 Empresas Públicas de Medellin E.S.P. Tabla 7 Recuperación de capital de activos nuevos Variable Pesos de diciembre de 2017

RCNAj,4,1 456.045.476

RCNAj,3,1 755.808.552

RCNAj,2,1 _4:321.249.424

RCNA, 1,1 1.883.160.825

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: Tabla 8 Base regulatoria de terrenos Variable Pesos de diciembre de 2017 BRT;4,1 1.352.357.507 BRT;3,1 542.382.035

Tabla 8 Base regulatoria de terrenos Variable Pesos de diciembre de 2017 BRT;4,1 1.352.357.507 BRT;3,1 542.382.035 BRT;2,1 19.301.903 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 Pesos de diciembre de 2017 AOMbasej, 4 38.223.146.682 | AOMbasé;j,3 16.059,435.240 AOMbasej; 2 114.491.941.658 AOMbasé;1 477.155.970.835 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

SAMB; 1,0125

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 11 Indicadores de referencia de calidad media Variable Unidad Valor SAIDI_ Rj Horas 13,811 SAIFI_Rj Veces 9,000 a “vf an078 RESOLUCION No. pe sO. JUL. 09 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 Empresas Públicas de Medellín 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

comercialización atendido por Empresas Públicas de Medellín 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 Banda de indiferencia og os SAIDI_M;: OR e : E : tarifario Límite inferior Limite superior t= 1 12,706 12,643 12,770 t=2 11,690 11,631 11,748 t=3 10,754 10,701 10,808 t=4 9,894 9,845 9,944 t=5 9,103 9,057 9,148 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 Artículo 12. Indicadores de calidad individual de duración de eventos. La duración máxima anual de los eventos percibidos por los usuarios, DIUGjng, en Año del periodo Banda de indiferencia e. SAIFI_M;: tose : na : tarifario Límite 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 los niveles de tensión 3, 2 y 1, es la siguiente: Artículo 13. Indicadores de calidad individual de frecuencia de eventos. La

t=4 9,000 8,955 9,045 t=5 9,000 8,955 9,045 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,q, Tabla 14 DIUG niveles de tensión 2 y 3, horas Ruralidad 1 Ruralidad 2 Ruralidad 3 Riesgo 1 - 5,77 17,16 Riesgo 2 5,12 10,33 12,49 Riesgo 3 17,09 7,36 33,53 Tabla 15 DIUG nivel de tensión 1, horas Ruralidad 1 Ruralidad 2 Ruralidad 3 Riesgo 1 - 11,35 43,19 Riesgo 2 8,17 17,16 49,54 Riesgo 3 23,36 25,48 119,95 en los niveles de tensión 3, 2 y 1, es la siguiente: Tabla 16 FIUG niveles de tensión 2 y 3, veces | Ruralidad 1 Ruralidad 2 Ruralidad 3 Riesgo 1 - 7 8 Riesgo 2 3 9 10 4 | Riesgo 3 20 6 20 | - vat mel

%RESOLUCION No. 078 pbE__-05 JUL. 08 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 Empresas Públicas de Medellín E.S.P. Tabla 17 FIUG nivel de tensión 1, veces Ruralidad 1 Ruralidad 2 Ruralidad 3

asociados con la actividad de distribución de energía eléctrica para el mercado de comercialización atendido por Empresas Públicas de Medellín E.S.P. Tabla 17 FIUG nivel de tensión 1, veces Ruralidad 1 Ruralidad 2 Ruralidad 3 Riesgo 1 - 14 20 Riesgo 2 9) 14 20 Riesgo 3 | 21 23 42 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 18 Índice de pérdidas eficientes Variable Valor Pej,3 1,21% Pej,2 1,12% Pej,1 10,41% 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 Pesos de Dre CRR; 7.219.381.878.427 Crrj4 1.271.804.066.433 Crrj,3 941.658.365.124 Crri.2 3.832.433.372.219 Crrj1 1.573.486.074.652 Artículo 16. Costo anual del plan de gestion 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; 31.852.970.795 Artículo 17. Costo de las inversiones en activos que no son clasificables

Tabla 20 Costo anual del plan de gestión de pérdidas Variable Pesos de diciembre de 2017 CAP; 31.852.970.795 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, INVNUGC;, es el siguiente: Tabla 21 Costo anual de inversiones en activos no clasificables como UC Pesos de diciembre de 2017

INVNUC; 0

Variable. 078 05 JUL. 20:9 RESOLUCION 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 energía eléctrica para el mercado de comercialización atendido por Empresas Públicas de Medellín E.S.P. 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 Variabl Pesos de diciembre ariable de 2017 Oj.3 0 Oj,2 O Artículo 19. La presente Resolución deberá notificarse a Empresas Públicas de Medellin 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 03 JUL. .09

Dado en Bogotá D.C.,

Ejecutiva de la CREG dentro de los cinco (5) dias hábiles siguientes a la fecha de su notificación.

NOTIFÍQUESE, PUBLÍQUESE Y CÚMPLASE 03 JUL. .09

Dado en Bogotá D.C., pp) THAME Of >

CHRISTIAN JARAMILLO HERRERA

/ Director Ejegútivo GO MESA PUYO Viceministro de Energía, delegado de la Ministra de Minas y Energía / Presidente PA