RESOLUCIÓN 72 DE 2021

(junio 4)

Diario Oficial No. 51.721 de 30 de junio de 2021

COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS - CREG

Por la cual se resuelve el recurso de reposición interpuesto por la Electrificadora del Huila S.A. E.S.P. contra la Resolución CREG 008 de 2021

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 y 1260 de 2013.

CONSIDERANDO QUE:

Mediante la Resolución CREG 008 de 2021 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 Electrificadora del Huila S.A. E.S.P.

En el documento 008 de 2021 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 008 de 2021.

La Electrificadora del Huila S.A. E.S.P., mediante comunicación con radicado CREG E-2021-002809, presentó recurso de reposición contra la Resolución CREG 008 de 2021.

En la comunicación citada se presentan las pretensiones y justificaciones del recurso de reposición, que se resumen y se analizan a continuación:

Pretensión 1 Modificar la variable BRAE_j,4,0, del artículo 2 correspondiente a la Base Regulatoria de activos eléctricos al inicio del período tarifario.

Con respecto a esta solicitud, después de revisar el soporte suministrado por el OR, se encuentra que en el año 2017 se trasladó el centro de control a unas nuevas instalaciones. Por tanto, la unidad constructiva asociada al edificio del control no entró en operación en el año reportado inicialmente en el inventario del OR, sino el año 2017.

Con base en lo anterior, se encuentra que existe justificación suficiente para ajustar el inventario reconocido a la empresa, considerando que la unidad constructiva de edificio de control pertenece al inventario CRIN, y que el año de entrada en operación es el 2017.

Este ajuste modifica los valores de las variables BRAE de los niveles de tensión 2, 3 y 4, debido a que es una unidad de la categoría de activos de centro de control, los cuales sirven de manera transversal a estos niveles de tensión.

Pretensión 2 Modificar el artículo 9 de la Resolución CREG 008 de 2021, con respecto al indicador SAIFI_R_j

Sobre esta pretensión, el OR señala lo siguiente:

Cuando se realizó la revisión de la información remitida por la CREG en los archivos (…) se encontró que el cálculo del valor del indicador SAIDI_R_j es acorde a la información de duración remitida, sin embargo,-el valor del indicador SAIFI_R_j no corresponde con la información de frecuencia remitida ni con la metodología descrita en la Resolución CREG 015 de 2018.

Adicionalmente menciona:

Se solicita comedidamente a la CREG realizar la revisión del procedimiento de cálculo del valor SAIFI de referencia y ajustarlo al valor de 40,792 veces.

Con respecto a esta pretensión, la CREG encuentra que el OR no consideró lo establecido en el segundo inciso del numeral 5.2.5 del anexo general de la Resolución CREG 015 de 2018, en el que se menciona que:

Para el cálculo de los indicadores de referencia de los OR que no reportaron información al sistema INDICA se utiliza la información reportada al SUI durante el año 2016, afectando este cálculo por la relación que resulta de comparar la información con y sin la desagregación de los eventos menores o iguales a tres (3) minutos de los OR que reportaron a INDICA.

En consideración de lo anterior, en la Resolución CREG 008 de 2021 el valor de SAIFI_R_j está afectado por el factor resultante de comparar la información con y sin la desagregación de los eventos menores o iguales a tres (3) minutos de los OR que reportaron a INDICA.

De lo anterior se concluye que el indicador SAIFI_R_j aprobado en el artículo 9 de la Resolución CREG 008 de 2021 está calculado con base en lo establecido en la metodología contenida en la Resolución CREG 015 de 2018, y que esto es coherente con la forma y condiciones de cálculo anual de los indicadores con base en las reglas definidas para ello. Por lo expuesto, no se acepta la solicitud de ajuste de este valor.

Pretensión 3 Modificar el artículo 11 de la Resolución CREG 008 de 2021, tomando como referencia la pretensión anterior. Al respecto el OR señala lo siguiente:

Con base en la justificación expuesta en la solicitud No. 1 [SIC] referente al cambio del valor de SAIFI_R_j a 40,792 veces, se hace necesario ajustar el valor de las metas de la tabla 15. Metas anuales de calidad media para el indicador de frecuencia, Veces (…)

Dado que esta solicitud surge de la pretensión de ajustar el indicador SAIFI_R_j aprobado en el artículo 9 de la Resolución CREG 008 de 2021, se concluye que no existe justificación para modificar las metas anuales de calidad aprobadas, con base en el análisis hecho por la CREG sobre la pretensión anterior.

Pretensión 4 Modificar los indicadores de calidad individual de duración de eventos DIUG_j,23,22 y DIUG_j,23,32 del artículo 12 de la Resolución CREG 008 de 2021.

Sobre la pretensión, el OR señala lo siguiente:

Los valores de los mencionados indicadores que aparecen en la tabla 16 del artículo 12 de la Resolución CREG 008 de 2021 efectivamente corresponde al valor que se obtiene al procesar la información remitida por la Comisión.

Sin embargo, queremos poner situación

- Las cuentas de los usuarios de las. áreas: rurales de los municipios de Rivera, Aipe se han considerado urbanos por la CREG, en virtud a que en la información reportada en 2016, estas cuentas no estaban relacionadas con un transformador de distribución concreto, sino a circuitos primarios conectados a subestaciones catalogadas como urbanas.

- Al ser las subestaciones catalogadas como urbanas, los usuarios que efectivamente estaban en esa época y están localizados actualmente en las áreas rurales de estos municipios, quedaron catalogados como urbanos.

Como soporte de lo anterior, el OR entrega información de la georreferenciación de los usuarios y presenta imágenes de los mapas de estos municipios.

Con respecto a esta solicitud, la CREG encuentra que en el numeral 5.2.5 del anexo general de la metodología establecida en la Resolución CREG 015 de 2018 se menciona que “La información de vinculación de los usuarios a las redes de distribución será obtenida del SUI.”.

Así mismo, como se menciona en el recurso, la CREG utilizó la información de georreferenciación de transformadores y circuitos que fue reportada por el OR al Sistema Único de Información, SUI, y esto se hace en cumplimiento de lo dispuesto en la Ley 689 de 2001.

Por lo anterior, la CREG no encuentra soporte suficiente para aceptar la solicitud hecha en esta pretensión, ya que el cálculo de los indicadores fue hecho con base en la información que, por ley, deben reportar los OR en el SUI, y la utilización de esta información para el cálculo de los indicadores de referencia se encontraba prevista en la metodología, por lo que, ante errores en la información reportada, es responsabilidad del OR corregirlos a través de los mecanismos dispuestos para ello en el SUI.

Pretensión 5 Modificar los indicadores de calidad individual de frecuencia de eventos FIUG de los niveles de tensión 1, 2 y 3, de las tablas 18 y 19, del artículo 13 de la Resolución CREG 008 de 2021. Al respecto, el OR menciona que obtiene valores diferentes al realizar el cálculo de los indicadores con la información suministrada por la CREG.

Sobre esto la CREG encuentra que, al igual que en la pretensión 2, el OR no considera lo establecido en el segundo inciso del numeral 5.2.5 del anexo general de la Resolución CREG 015 de 2018 y, por tanto, no está afectando los indicadores que calcula con el factor resultante de comparar la información con y sin la desagregación de los eventos menores o iguales a tres (3) minutos de los OR que reportaron a INDICA.

Dado que la aplicación del factor mencionado es necesario para la correcta aplicación del esquema de compensaciones, según las reglas dispuestas en esta metodología, no se acepta la solicitud del OR de modificar los valores de los indicadores FIUG.

Pretensión 6 Modificar los indicadores de calidad individual de frecuencia de eventos FIUG_j,23,22 y FIUG_j,23,32 del artículo 13 de la Resolución CREG 008 de 2021.

Sobre esta pretensión, el OR señala lo siguiente:

Los valores de los mencionados indicadores que aparecen en la tabla 18 del artículo 12 de la Resolución CREG 008 de 2021 efectivamente corresponden al valor que se obtiene al procesar la información remitida por la Comisión. Sin embargo, queremos poner en consideración de ustedes la siguiente situación:

- Los indicadores de calidad individual de los niveles de. tensión 2 y 3, que la CREG utilizó para el cálculo de los indicadores FIUG_j,23,22 y FIUG_j,23,32 corresponden a cuentas de usuarios los municipios de Rivera, Aipe e Iquira.

- Las cuentas de los usuarios de las áreas rurales de los municipios de Rivera, Aipe se han considerado urbano por la CREG, en virtud a que en la información reportada en 2016, estas cuentas no estaban relacionadas con un transformador de distribución concreto, sino a circuitos primarios conectados a subestaciones catalogadas como urbanas, es decir, localizadas en el área urbana de los municipios-

- Al ser las subestaciones catalogadas como urbanas, los usuarios que efectivamente estaban en esa época y están localizados actualmente en las áreas rurales de estos municipios, quedaron catalogados como urbanos.

- Esta interpretación de la información reportada, condujo a que algunas de las cuentas que debían utilizarse para el cálculo del indicador FIUG_j,23,32 se utilizaran para el cálculo del indicador FIUG_j,23,22.

- Entendemos y reconocemos que de la información con que dispone la CREG no se puede determinar si las cuentas asociadas en el año 2016 a circuitos primarios de los niveles de tensión 2 y 3, de los municipios Rivera y Aipe, eran o no efectivamente rurales o urbanas.

Considerando lo antes expuesto, solicitamos a la CREG, considerar en el cálculo de los indicadores FIUG_j,23,22 y FIUG_j,23,32 las NIU de los usuarios consideradas en el cálculo hecho por la CREG, pero cambiando la ruralidad de algunas de ellas, de acuerdo con la información que se presentó en la justificación de la solicitud No.4.

Con respecto a esta pretensión, la CREG encuentra que la razón y el soporte presentado son los mismos de la pretensión 4, en la que el OR argumenta que hubo un error en el reporte que él hizo al SUI sobre la información de georreferenciación de los transformadores que pertenecen a los municipios mencionados. Por lo anterior, y en concordancia con lo mencionado sobre la pretensión 4, no se acepta modificar los indicadores FIUG_j,23,22 y FIUG_j,23,32, ya que, con base en lo establecido en la metodología de la Resolución CREG 015 de 2018, la información de vinculación de usuarios al sistema que debe utilizarse para calcular los indicadores de referencia es la reportada por los OR en el SUI.

Pretensión 7 Modificar el indicador de calidad individual de duración de eventos DIUG_j,23,21 del artículo 12 de la Resolución CREG 008 de 2021.

Sobre esta pretensión el OR señala lo siguiente:

Al realizar revisión de la información remitida por la CREG en los archivos (…), se encontró que para los usuarios de nivel 2 y 3, asociados a la Subestación de Zuluaga, fueron clasificados en el nivel de Ruralidad 2; el código DANE asociado a la subestación es el 41298004, el cual corresponde al centro Poblado de Zuluaga del municipio de Garzón.

De acuerdo con lo dispuesto en la resolución CREG 015 de 2018, si una subestación se localiza en el área rural de un municipio, la subestación se considera rural.

Considerando lo antes expuesto, solicitamos a la CREG, considerar en el cálculo de los indicadores DIUG_j,23,21 y DIUG_j,23,31 las cuentas de los usuarios consideradas en el cálculo hecho por la CREG, pero cambiando la ruralidad de urbano a rural para los usuarios asociados al código DANE 41298004 (Centro Poblado Zuluaga).

En el Anexo No.2 del presente documento se presenta copia de la comunicación del Sr. Director Planeación Municipal de Garzón, en la cual se certifica que de acuerdo con el Plan de Ordenamiento territorial (POT) del municipio, la subestación Zuluaga se encuentra en el centro Poblado de Zuluaga del municipio de Garzón.

(…)

Con respecto a esta pretensión se aclara que, tal como se menciona en el documento de soporte de la Resolución CREG 008 de 2021, los elementos del sistema del OR fueron ubicados en los respectivos municipios de acuerdo con la información de georreferenciación reportada por el OR al SUI, y fueron clasificados como urbanos o rurales según la información del DANE.

En el caso de los activos en mención, la clasificación de ruralidad (urbano o rural) fue obtenida con base en la georreferenciación reportada por el OR al SUI.

Por lo anterior, la CREG considera que, como en el caso de las pretensiones 4 y 6, no procede la solicitud del OR, ya que en la metodología se establece que la información que debe utilizarse para establecer los indicadores de calidad de referencia será la reportada por el OR al SUI.

Pretensión 8 Modificar el valor de la variable AOMNI_j,n,t en la hoja "Capitulo_4" del archivo “Calculo ingresos D Electrohuila.xls” enviado por la CREG anexo al proyecto de resolución de aprobación de ingresos.

Sobre esta pretensión el OR señala lo siguiente:

La variable AOMNI es función de las variables VACNI y VACPIEC. La variable VACNI representa el valor acumulado hasta el año te de las inversiones puestas en operación en el nivel de tensión N diferentes a la reposición.

La variable VACNI_j,n,t depende de las variables VACNI_j,n,t, BRAEN_RP_j,n,t-1 y INVTR_RP_j,n,T1,l,t-1.

La variable VACNI_j,n,t para el nivel de tensión 4 aparece en cero en la hoja Capitulo_4 del archivo “Calculo ingresos D Electrohuila.xls”.

De igual manera en el numeral 4.1 valor de AOM para nuevas inversiones, la variable INVA_j,n,l,t del numeral 3.1.1.2.1 ajustada para la aplicación en este numeral, que aparece a partir de la celda A310 de la hoja “Información Resolución” del archivo Calculo ingresos D Electrohuila.xls aparece en cero, que si bien por error en la última versión de la Circular 029 de 2018 reportada a la CREG se envió en 0, sus valores reales aparecen en la Circular reportada a la CREG a finales de 2020.

Con respecto a esta pretensión, se aclara que la hoja “Capitulo_4” del archivo “Calculo ingresos D Electrohuila.xls” contiene una posible proyección de los ingresos anuales de AOM, donde se suma el valor del AOM_base y el valor del AOM que se reconoce por las nuevas inversiones (variable AOMNI).

En la Resolución CREG 008 de 2021 se aprobaron los ingresos de la Electrificadora del Huila S.A. E.S.P., dentro de los cuales se incluyó el valor del AOM base, el cual se tendrá en cuenta para calcular el valor anual de los ingresos de la empresa.

En cuanto al valor anual de la variable AOMNI, como se define en la Resolución CREG 015 de 2018, esta se calcula cada año a partir de las variables BRAEN_RP, INVTR_RP e IREC_RP, las cuales deben ser calculadas y reportadas por el OR cada año con base en la ejecución real del año anterior.

Con base en lo anterior se concluye que, como la variable AOMNI se calcula cada año a partir de la ejecución real del plan de inversiones y de las variables que reporte el OR al LAC sobre esta ejecución, no es necesario hacer ajustes en el archivo “Calculo ingresos D Electrohuila.xls”, porque los valores allí proyectados para esta variable no se tendrán en cuenta. Por tanto, no se requiere hacer ajustes en los valores de AOM aprobados en la Resolución CREG 008 de 2021.

Pretensión 9 Modificar el valor de 1a variable IPT_j,t=0 en la hoja "Capitulo_7" del archivo “Calculo ingresos D Electrohuila.xls” enviado por la CREG anexo al proyecto de resolución de aprobación de ingresos.

El valor pasa de 13,672% a 14,90%, como consecuencia de la revisión de la información utilizada para calcular los flujos de energía de entrada y de salida.

Sobre esta pretensión el OR señala lo siguiente:

La fuente de información para calcular los flujos de las energías de entrada y de salida es la información que reposa en el SUI para el caso de las ventas y en el ASIC para las energías de entrada provenientes del STN y de otros OR.

Cuando Electrohuila elaboró la presentación del plan de recuperación y mantenimiento de pérdidas, tomó como fuente de información para los flujos de energía de entrada y de salida, la información que reposa en el formato F6.

Esta información aparece en la "Hoja ASIC_SUI' del archivo Electrohuila Solicitud 9-15.xls, que se anexa al presente recurso.

En la hoja "Balance mensual ASIC_SUI" del archivo Electrohuila Solicitud 9-15.xls, se encuentran los flujos mensuales de entrada y salida de energía, por cada nivel de tensión, trayendo la información que está en (…). En la misma hoja se presenta el cálculo del índice de pérdidas totales del año t=o, IPT_j,t=0,en la celda AY19, y el resultado es 14,899%.

Electrohuila no tiene registros sobre el cambio oficial de la información que sobre ventas de energía eléctrica y flujos de entrada y salida. de energía reposa en el SUI y el ASIC respectivamente, desde las fechas que la Comisión menciona que tomo dicha información de estas bases de datos (26 de abril y julio 3 de 2019)

Para la expedición de la Resolución CREG 008 de 2021 se aplicó la metodología prevista en el numeral 7.1.4.1 del anexo general de la Resolución CREG 015 de 2018 para establecer el índice de pérdidas totales.

En el recurso de reposición el OR señala lo siguiente:

La fuente de información para calcular los flujos de energías de entrada y de salida es la información del SUI para el caso de ventas y en el ASIC para las energías de entrada provenientes del STN y de otros OR.

Al respecto se señala que la forma de cálculo y las fuentes de información de los flujos de energía de entrada, energía de salida y energía entre niveles de tensión se definen en los numerales 7.3.7.1, 7.3.7.2 y 7.3.7.3.

En relación con las energías de entrada, en el numeral 7.3.7.1 se establece que la energía de entrada del STN, de generadores y de otros OR, corresponde a la suma de las energías medidas en las fronteras comerciales respectivas, y que la energía de entrada desde el nivel de tensión superior del sistema del OR se calcula con base en la energía de entrada, la energía de salida y las pérdidas reconocidas de los niveles de tensión superiores, según lo definido en el numeral 7.3.7.3.

Sobre las energías de salida, en el numeral 7.3.7.2 se establece que los flujos de salida al STN y a otros OR corresponde a la suma de las energías medidas en las respectivas fronteras comerciales. Para las ventas se emplean dos fuentes: i) la suma de las energías medidas en las fronteras comerciales para la venta de energía a usuarios no regulados de todos los comercializadores del mercado y las de los usuarios regulados de los comercializadores distintos al incumbente; y, ii) las ventas de energía a usuarios regulados del comercializador incumbente reportadas al SUI.

En el recurso de reposición el OR compara la información obtenida con los flujos de energía y cálculos del OR con los flujos de energía suministrados por la Comisión en el archivo “Calculo ingresos D Electrohuila.xlsx” que hace parte del documento soporte de la Resolución 008 de 2021.

En relación con la información, se identificaron diferencias en la cantidad de fronteras de la consulta realizada al LAC por la CREG y la información reportada por el OR. Sin embargo, los valores de energía son similares.

Respecto a la información del SUI, se presentan diferencias menores que pueden explicarse porque la Comisión utiliza la información reportada en los formatos 2 y 3, y tomada de una consulta realizada directamente en la base de datos del SUI, mientras que el OR, según se señala en el recurso, utiliza la información del formato 6 del SUI, que es tomada de la herramienta de análisis O3 de este sistema, según información de los archivos suministrados en el recurso.

En relación con el cálculo de los flujos de energía, la principal diferencia se encuentra en la energía de salida con frontera comercial de nivel de tensión 1, EsVFC₁. Al respecto se identificó que, en el cálculo de estos flujos de salida, el OR no incluye la información de los usuarios no regulados atendidos por el comercializador incumbente, lo cual explica en gran medida la diferencia mostrada por el OR.

CREG		OR	Diferencia	Diferencia %
FsOR4	527.795.355	527.767.181	28.174	0,0%
EsVSFC3	14.539.903	13.683.092	856.811	6,3%
EsVSFC2	37.542.931	36.877.475	665.456	1,8%
EsVFC1	15.031.267	12.572.653	2.458.615	19,6%
EsVSFC1	598.681.857	597.656.036	1.025.821	0,2%
Total	1.193.591.313	1.188.556.436	5.034.877	0,4%

De otra parte, el OR señala lo siguiente:

El valor pasa de 13.672% a 14.9%, como consecuencia de la revisión de la información utilizada para calcular los flujos de energía de entrada y de salida.

Al respecto se señala que el valor solicitado por el OR es calculado por el OR con la información del período octubre de 2016 a septiembre de 2017, mientras que el valor aprobado es calculado para el período enero a diciembre de 2017. Al respecto se observa que en los archivos suministrados por el OR se calcula el índice total de pérdidas para el período enero a diciembre de 2017, obteniendo un valor de 14,1%.

Una vez verificada la información y los cálculos realizados por la Comisión y los argumentos presentados en el recurso de reposición, se encuentra que el índice de pérdidas calculado por el OR es mayor debido a que es calculado con información de un período diferente al previsto en la metodología, y porque en el cálculo de los flujos de energía no considera las ventas a usuarios no regulados del comercializador incumbente.

Con base en lo anterior, no se accede a la modificación del índice inicial de pérdidas totales, ni se modifican los valores asociados con el cálculo de la variable CPCE, ni los de la senda de reducción de pérdidas.

Pretensiones 10 a 14 Las pretensiones presentadas en estos numerales son las siguientes:

- Modificar la senda de recuperación de pérdidas de energía eléctrica que aparece en el numeral 2.6.3 Pérdidas, del documento CREG 008 del 10 de febrero de 2021.

- Modificar el valor del índice de pérdidas de energía. PT_j,1,0, calculado con base en la metodología definida en el -numeral 7.1.4.2 de la Resolución CREG 015 de 2018, empleando los flujos y balances mencionados en la solicitud 9.

- Modificar el artículo 17. Factor de pérdidas reconocidas en el nivel de tensión 1 en el año 1, FPI_j,1, en virtud del cambio que tendría el valor del índice PT_j,1,0 a 16,04%. El valor del índice, PTj,1,0 pasa de 14,42% a 16,04%.

- Modificar el artículo 16. Costo anual del plan de gestión de pérdidas. Considerando las modificaciones de los flujos de. entrada y de salida la energía, así como los valores de los coeficientes que se han descrito en las solicitudes anteriores, consideramos que es necesario recalcular el valor del costo total del plan.

- Modificar el artículo 18. Costo de las inversiones en activos que no son clasificables como UC, reconociendo el monto de las inversiones que van dirigidas a la compra e instalación de macro medidores.

La CREG concluye que, con base en lo expuesto para la pretensión 9, sobre no modificar el IPT_j,t=0, no proceden las pretensiones 10 y 11 (numerada esta última en el recurso como 12) acerca de la modificación de la senda de reducción de pérdidas y el índice de pérdidas de energía. PT_j,1,0.

Con respecto a la pretensión 12 (numerada en el recurso de reposición como 13), en la cual se solicita modificar el factor de pérdidas reconocidas en el nivel de tensión 1 en el año 1, FPI_j,1, contenido en el artículo 17, no se acepta la solicitud debido a que no se modifica el índice de pérdidas de energía PT_j,1,0 solicitado en la pretensión 11.

Sobre la pretensión 13 (numerada como 14 en el recurso de reposición) la CREG concluye que no es procedente el ajuste del costo anual del plan de gestión de pérdidas ya que con base en el análisis hecho para la pretensión 9 no se accede a considerar diferentes flujos de entrada y de salida la energía.

Con respecto a la pretensión 14 (numerada en el recurso como 15) en la que se solicita la modificación del costo de las inversiones en activos que no son clasificables como UC, INVNUC_j, se señala lo siguiente:

a. El costo total del plan, CTP, es igual al valor de la variable CPCE, ya que esta es menor que el valor de la variable CPOR calculada.

b. La variable CPOR está compuesta por un componente de inversiones, variable INVNUC, y otro asociado con los gastos para la reducción de pérdidas, que es calculado con base en los costos históricos del OR en dicha actividad.

c. La variable CTP, calculada con base en la metodología definida en el numeral 7.3.2 de la Resolución CREG 015 de 2018, es menor que el componente de gastos de AOM de la variable CPOR, por lo cual, el valor de la variable CTP, al ser un valor máximo, solamente incluye el componente de gastos, sin incluir el componente de inversiones.

Por lo expuesto, la Comisión encuentra que el valor de INVNUC es igual a cero.

Con base en lo anterior, la Comisión de Regulación de Energía y Gas, en su sesión 1096 del 4 de junio de 2021, acordó expedir esta resolución.

RESUELVE:

ARTÍCULO 1. MODIFICAR EL ARTÍCULO 2 DE LA RESOLUCIÓN CREG 008 DE 2021. El artículo 2 de la Resolución CREG 008 de 2021 quedará así:

Artículo 2. Base regulatoria de activos eléctricos al inicio del período tarifario. La base regulatoria de activos eléctricos al inicio del período tarifario, BRAE_j,n,0, es el siguiente:

Tabla 1 Base regulatoria de activos eléctricos al inicio del período tarifario.

Variable	Pesos de diciembre de 2017
diciembre de 2017
BRAEj,4,0	155.391.391.849
BRAEj,3,0	194.308.951.009
BRAEj,2,0	451.594.599.075
BRAEj,1,0	152.233.518.173

ARTÍCULO 2. La presente resolución deberá notificarse al representante legal de la Electrificadora del Huila S.A. E.S.P. y publicarse en el Diario Oficial. Contra lo dispuesto en este acto no procede recurso alguno, toda vez que se entienden agotados todos los recursos que por ley son obligatorios.

ARTÍCULO 3. MODIFICAR EL ARTÍCULO 4 DE LA RESOLUCIÓN CREG 008 DE 2021. <Artículo adicionado por el artículo 1 de la Resolución 142 de 2021. El nuevo texto es el siguiente:> El artículo 4 de la Resolución CREG 008 de 2021 quedará así:

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, RCBIA_j,n,1, es el siguiente:

Tabla 8 Recuperación de capital de activos de la BRA inicial

Variable	Pesos de diciembre de 2017
RCBIAj,4,1	5,133,361,616
RCBIAj,3,1	6,205,110,089
RCBIAj,2,1	13,116,409,252
RCBIAj,1,1	5,677,710,578

ARTÍCULO 4. MODIFICAR EL ARTÍCULO 7 DE LA RESOLUCIÓN CREG 008 DE 2021. <Artículo adicionado por el artículo 1 de la Resolución 142 de 2021. El nuevo texto es el siguiente:> El artículo 7 de la Resolución CREG 008 de 2021 quedará así:

Artículo 7. AOM base por nivel de tensión. El valor del AOM base para cada nivel de tensión, AOMbase_j,n, es el siguiente:

Tabla 11 AOM base por nivel de tensión

Variable	Pesos de diciembre de 2017
AOMbasej,4	7,502,112,607
AOMbasej,3	9,381,006,333
AOMbasej,2	21,802,453,113
AOMbasej,1	7,349,654,201

ARTÍCULO 5. MODIFICAR EL ARTÍCULO 15 DE LA RESOLUCIÓN CREG 008 DE 2021. <Artículo adicionado por el artículo 1 de la Resolución 142 de 2021. El nuevo texto es el siguiente:> El artículo 15 de la Resolución CREG 008 de 2021 quedará así:

Artículo 15. Costos de reposición de referencia. El costo de reposición de referencia, CRR_j, y los costos de reposición de referencia por nivel de tensión, Crr_j,n, son los siguientes:

Tabla 21 Costo de reposición de referencia

Variable	Pesos de diciembre de 2017
CRRj	991,967,041,431
Crrj,4	161,594,477,610
Crrj,3	199,962,962,875
Crrj,2	473,825,775,441
Crrj,1	156,583,825,505

NOTIFÍQUESE, PUBLÍQUESE Y CÚMPLASE

Dado en Bogotá D.C., 04 JUN. 2021

MIGUEL LOTERO ROBLEDO

Viceministro de Energía, delegado del Ministro de Minas y Energía

Presidente

JORGE ALBERTO VALENCIA MARÍN

Director Ejecutivo