Publicación Diario Oficial No.: 51.026, el día:26/July/2019
Publicada en la WEB CREG el: 29/July/2019
República de Colombia

Ministerio de Minas y Energía

COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS

RESOLUCIÓN No. 077 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 la Central Hidroeléctrica de Caldas 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 y 036 de 2019.

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.

La Central Hidroeléctrica de Caldas S.A. E.S.P., mediante comunicación con radicado CREG E 2018-007872 del 3 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 administrativa, asignada al expediente 2018-0139, durante la cual se surtieron las respectivas aclaraciones y correcciones como respuesta a las etapas probatorias correspondientes.

En el documento 045 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 índices 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 la Central Hidroeléctrica de Caldas S.A. 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, BRAEj,n,0, es el siguiente:
Tabla 1 Base regulatoria de activos eléctricos al inicio del periodo tarifario.
Variable
Pesos de diciembre de 2017
BRAEj,4,0
321.415.153.955
BRAEj,3,0
241.978.968.169
BRAEj,2,0
589.097.549.940
BRAEj,1,0
289.076.412.786
Artículo 3. Inversión aprobada en el plan de inversiones. El valor de las inversiones aprobadas en el plan de inversiones, INVAj,n,l,t, para cada nivel de tensión, es el siguiente:

Tabla 2 Plan de inversiones del nivel de tensión 4, pesos de diciembre de 2017
Categoría de activos l
INVAj,4,l,1
INVAj,4,l,2
INVAj,4,l,3
INVAj,4,l,4
INVAj,4,l,5
l = 1
7.244.807.500
0
0
0
0
l = 2
0
0
0
0
0
l = 3
5.508.434.712
813.563.900
3.028.867.322
542.335.669
818.981.708
l = 4
934.442.775
609.657.564
529.441.666
449.225.768
240.647.694
l = 5
689.688.869
440.466.000
203.292.000
474.348.000
0
l = 6
0
3.305.385.000
2.570.855.000
454.234.000
3.934.363
l = 7
1.703.004.342
608.140.000
413.528.000
2.157.531.800
0
l = 8
0
0
0
0
0
l = 9
0
0
0
0
0
l = 10
0
0
0
0
0

Tabla 3 Plan de inversiones del nivel de tensión 3, pesos de diciembre de 2017
Categoría de activos l
INVAj,3,l,1
INVAj,3,l,2
INVAj,3,l,3
INVAj,3,l,4
INVAj,3,l,5
l = 1
0
0
0
0
1.857.250.000
l = 2
0
0
0
0
0
l = 3
259.932.174
1.749.031.458
850.074.203
906.169.767
2.485.688.511
l = 4
969.120.702
1.366.990.944
447.265.962
617.369.280
50.028.000
l = 5
35.448.000
106.344.000
53.172.000
35.448.000
53.172.000
l = 6
87.880.861
255.829.000
87.758.000
86.045.295
324.511.000
l = 7
329.548.720
601.459.660
854.425.340
0
1.242.364.425
l = 8
0
10.249.300
0
0
71.745.100
l = 9
177.935.420
170.236.000
11.040.000
0
273.052.000
l = 10
0
0
0
0
0

Tabla 4 Plan de inversiones del nivel de tensión 2, pesos de diciembre de 2017
Categoría de activos l
INVAj,2,l,1
INVAj,2,l,2
INVAj,2,l,3
INVAj,2,l,4
INVAj,2,l,5
l = 1
0
260.526.000
0
1.564.649.000
1.653.599.000
l = 2
0
0
0
0
0
l = 3
905.391.000
1.408.386.000
0
1.002.233.400
956.638.000
l = 4
1.174.404.000
1.159.473.000
1.104.840.000
1.074.150.000
1.093.392.000
l = 5
219.384.000
50.139.000
0
0
33.426.000
l = 6
56.926.000
328.407.000
0
58.337.000
282.664.000
l = 7
2.983.385.200
3.756.954.460
4.687.731.600
4.161.987.733
2.633.289.400
l = 8
499.463.450
254.830.650
641.233.300
227.294.775
0
l = 9
4.788.054.000
1.095.728.000
550.534.000
13.338.000
556.685.000
l = 10
0
0
0
0
0

Tabla 5 Plan de inversiones del nivel de tensión 1, pesos de diciembre de 2017
Categoría de activos l
INVAj,1,l,1
INVAj,1,l,2
INVAj,1,l,3
INVAj,1,l,4
INVAj,1,l,5
l = 11
2.954.485.000
3.362.181.000
2.395.041.000
2.333.187.000
2.281.634.000
l = 12
11.237.230.152
7.475.567.602
8.831.384.051
7.595.250.086
6.301.974.154
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, RCBIAj,n,1, del año 1, para cada nivel de tensión, es el siguiente:

Tabla 6 Recuperación de capital de activos de la BRA inicial
Variable
Pesos de diciembre de 2017
RCBIAj,4,1
10.404.926.342
RCBIAj,3,1
8.506.869.999
RCBIAj,2,1
18.322.352.721
RCBIAj,1,1
9.459.250.729

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, RCNAj,n,1, es el siguiente:


Tabla 7 Recuperación de capital de activos nuevos
Variable
Pesos de diciembre de 2017
RCNAj,4,1
525.680.015
RCNAj,3,1
122.105.818
RCNAj,2,1
372.340.831
RCNAj,1,1
448.027.981
Artículo 6. Base regulatoria de terrenos. El valor de la base regulatoria de terrenos, BRTj,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
BRTj,4,1
113.029.356
BRTj,3,1
33.766.671
BRTj,2,1
806.289
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
10.303.223.447
AOMbasej,3
7.756.832.084
AOMbasej,2
18.883.999.757
AOMbasej,1
9.266.578.870

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
fAMBj
1,000
Artículo 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
31,660
SAIFI_Rj
Veces
26,164
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_Mj,t, son las siguientes:

Tabla 12 Metas anuales de calidad media para el indicador de duración, horas
Año del periodo tarifario
SAIDI_Mj,t
Banda de indiferencia
Límite inferior
Límite superior
t=1
29,127
28,981
29,273
t=2
26,797
26,663
26,931
t=3
24,653
24,530
24,776
t=4
22,681
22,567
22,794
t=5
20,866
20,762
20,971

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,t, son las siguientes:

Tabla 13 Metas anuales de calidad media para el indicador de frecuencia, veces
Año del periodo tarifario
SAIFI_Mj,t
Banda de indiferencia
Límite inferior
Límite superior
t=1
24,071
23,951
24,191
t=2
22,145
22,034
22,256
t=3
20,374
20,272
20,475
t=4
18,744
18,650
18,837
t=5
17,244
17,158
17,330
Artículo 12. Indicadores de calidad individual de duración de eventos. La duración máxima anual de los eventos percibidos por los usuarios, DIUGj,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
-
93,45
-
Riesgo 2
14,16
17,99
66,24
Riesgo 3
20,11
14,37
46,54
Tabla 15 DIUG nivel de tensión 1, horas
Ruralidad 1
Ruralidad 2
Ruralidad 3
Riesgo 1
-
93,45
142,26
Riesgo 2
12,25
38,00
131,87
Riesgo 3
23,59
35,26
194,17

Artículo 13. Indicadores de calidad individual de frecuencia de eventos. La frecuencia máxima anual de los eventos percibidos por los usuarios, FIUGj,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
-
34
-
Riesgo 2
16
31
53
Riesgo 3
24
25
32
Tabla 17 FIUG nivel de tensión 1, veces
Ruralidad 1
Ruralidad 2
Ruralidad 3
Riesgo 1
-
37
44
Riesgo 2
17
47
71
Riesgo 3
23
32
93
Artículo 14. Índices de referencia pérdidas eficientes. Los índices de pérdidas eficientes, Pej,n, en los niveles de tensión 3, 2 y 1, son los siguientes:

Tabla 18 Índice de pérdidas eficientes
Variable
Valor
Pej,3
1,36%
Pej,2
1,81%
Pej,1
7,73%
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, Crrj,n, son los siguientes:

Tabla 19 Costo de reposición de referencia
Variable
Pesos de diciembre de 2017
CRRj
1.502.066.314.914
Crrj,4
335.566.734.368
Crrj,3
256.492.643.166
Crrj,2
619.508.208.668
Crrj,1
290.498.728.712
Artículo 16. Costo anual del plan de gestión de pérdidas. El costo anual del plan de gestión de pérdidas, CAPj, es el siguiente:

Tabla 20 Costo anual del plan de gestión de pérdidas
Variable
Pesos de diciembre de 2017
CAPj
7.088.747.504
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, INVNUCj, es el siguiente:

Tabla 21 Costo anual de inversiones en activos no clasificables como UC
Variable
Pesos de diciembre de 2017
INVNUCj
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, Oj,n, es el siguiente:

3.1.1 Tabla 22 Valor anual por concepto de conexiones al sistema de otro OR
Variable
Pesos de diciembre de 2017
Oj,3
428.486
Oj,2
45.999.749
Artículo 19. La presente Resolución deberá notificarse a la Central Hidroeléctrica de Caldas 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., 03 JUL. 2019

DIEGO MESA PUYO
CHRISTIAN JARAMILLO HERRERA
Viceministro de Energía, delegado de la Ministra de Minas y Energía
Director Ejecutivo
Presidente



Doble click sobre el archivo anexo para bajarlo(Resoluciones CREG)
Creg077-2019.docxCreg077-2019.docxCreg077-2019.pdfCreg077-2019.pdf
Doble click sobre el archivo anexo para bajarlo(Documento CREG)