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. 078 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 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.

Empresas Públicas de Medellín E.S.P., mediante comunicación con radicado CREG E 2018-007909 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 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.


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 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 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, 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
1.209.334.334.388
BRAEj,3,0
508.101.192.938
BRAEj,2,0
3.622.387.167.923
BRAEj,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, 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
1.722.858.936
8.907.117.000
20.449.260.000
13.632.840.000
0
l = 2
0
0
0
0
0
l = 3
4.019.552.585
13.357.004.961
5.492.697.147
5.672.725.820
4.193.949.253
l = 4
656.474.870
3.044.844.448
1.188.074.558
1.067.811.492
1.612.236.187
l = 5
609.456.644
948.696.000
203.292.000
203.292.000
0
l = 6
2.930.131.134
8.642.595.580
4.194.403.745
3.483.613.046
7.699.380.228
l = 7
3.218.875.715
10.871.397.465
38.934.501.252
1.762.879.500
0
l = 8
0
0
0
0
0
l = 9
0
0
0
0
0
l = 10
633.293.771
1.059.196.667
598.753.533
3.527.918.661
3.148.496.333

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
2.951.903.665
9.301.143.000
4.840.914.000
6.666.742.500
849.167.250
l = 2
0
0
0
0
0
l = 3
3.955.181.000
2.910.725.774
2.901.657.476
6.318.649.746
3.697.909.133
l = 4
1.690.349.000
1.667.940.708
1.114.702.524
3.169.257.605
2.234.681.940
l = 5
159.516.000
290.504.000
17.724.000
159.516.000
194.964.000
l = 6
1.133.455.500
1.556.236.876
565.464.000
2.305.411.266
1.610.271.030
l = 7
9.164.689.511
9.915.288.459
18.496.594.367
9.377.623.956
9.628.686.178
l = 8
0
888.525.500
500.930.065
438.366.400
250.831.620
l = 9
2.725.588.474
1.186.854.474
1.113.714.474
1.322.071.474
1.720.811.474
l = 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 activos l
INVAj,2,l,1
INVAj,2,l,2
INVAj,2,l,3
INVAj,2,l,4
INVAj,2,l,5
l = 1
4.761.066.542
3.895.769.000
16.926.482.500
10.093.833.000
5.223.114.250
l = 2
0
0
0
0
0
l = 3
5.878.962.000
3.959.547.600
1.105.238.000
6.733.378.000
4.619.448.000
l = 4
8.682.081.000
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
l = 8
17.490.073.875
20.992.399.625
3.744.389.400
19.126.061.695
9.979.049.395
l = 9
25.162.849.600
13.719.280.600
13.838.472.600
7.415.979.600
8.075.161.600
l = 10
633.293.771
1.059.196.667
598.753.533
3.527.918.661
3.148.496.333
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
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, RCBIAj,n,1, es el siguiente:

Tabla 6 Recuperación de capital de activos de la BRA inicial
Variable
Pesos de diciembre de 2017
RCBIAj,4,1
40.442.560.174
RCBIAj,3,1
16.903.703.593
RCBIAj,2,1
104.505.346.354
RCBIAj,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 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
456.045.476
RCNAj,3,1
755.808.552
RCNAj,2,1
4.321.249.424
RCNAj,1,1
1.883.160.825
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
1.352.357.507
BRTj,3,1
542.382.035
BRTj,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
AOMbasej,3
16.059.435.240
AOMbasej,2
114.491.941.658
AOMbasej,1
47.155.970.835
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
1,0125
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
13,811
SAIFI_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_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
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
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
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, DIUGj,n,q, en los niveles de tensión 3, 2 y 1, es la siguiente:

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
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 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
Riesgo 3
20
6
20
Tabla 17 FIUG nivel de tensión 1, veces
Ruralidad 1
Ruralidad 2
Ruralidad 3
Riesgo 1
-
14
20
Riesgo 2
5
14
20
Riesgo 3
21
23
42
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
1,21%
Pej,2
1,12%
Pej,1
10,41%
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
7.219.381.878.427
Crrj,4
1.271.804.066.433
Crrj,3
541.658.365.124
Crrj,2
3.832.433.372.219
Crrj,1
1.573.486.074.652
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
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, 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
0
Oj,2
0
Artículo 19. La presente Resolución deberá notificarse a Empresas Públicas de Medellín 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



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