RESOLUCIÓN 10 DE 2020

(enero 30)

Diario Oficial No. 51.213 de 31 de enero 2020

COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS

Por la cual se establece el régimen transitorio especial en materia tarifaria para la región Caribe.

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, 1260 de 2013 y 1645 de 2019,

CONSIDERANDO QUE:

En cumplimiento de las funciones asignadas por las Leyes 142 y 143 de 1994 y atendiendo los principios y criterios tarifarios allí definidos, expidió la Resolución CREG 015 de 2018, publicada en el Diario Oficial del 3 de febrero de 2018, mediante la cual se estableció 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.

El Plan Nacional de Desarrollo, Ley 1955 de 2019, en su artículo 318 autorizó al Gobierno Nacional para que estableciera un régimen transitorio especial en materia tarifaria para las actividades de distribución y comercialización de energía eléctrica en el mercado que actualmente atiende la Electrificadora del Caribe S. A. E.S.P.

Mediante Decreto 1645 de 2019, expedido por el Gobierno Nacional, contenido en el Decreto Único Reglamentario para el Sector Administrativo de Minas y Energía, 1073 de 2015, se reglamentó el mencionado artículo 318 de la Ley 1955 de 2019 y se delegó en la Comisión de Regulación de Energía y Gas la función de establecer el régimen transitorio especial en materia tarifaria para asegurar la sostenibilidad de la prestación eficiente del servicio público domiciliario de energía eléctrica en la región Caribe, de que trata el artículo 318 de la Ley 1955 de 2019, conforme a los lineamientos allí dispuestos.

En el mismo decreto se estableció un procedimiento especial para la adopción del régimen transitorio especial, estableciendo términos de consulta y expedición de la resolución definitiva.

El Ministerio de Minas y Energía, mediante comunicación 2019090413 del 20 de diciembre de 2019 expresó que la facultad delegada a la CREG (...) puede reconocer o incluir las particularidades que se deriven y/ o que resulten procedentes para asegurar la sostenibilidad de la prestación eficiente del servicio público domiciliario de energía eléctrica, en concordancia con artículo 18 de la Ley 1955 de 2019 (...) y que (...) En el evento en que la CREG encontrara necesario establecer condiciones particulares adicionales, aunque no contrarias, relacionadas con las actividades de distribución y/ o comercialización de energía electrica(1), teniendo en cuenta los lineamientos establecidos en el Decreto, y a fin de articular un régimen transitorio especial conforme lo dispuesto en la Ley 1955 de 2019 y el Decreto, podría hacerlo.

(...)

Que la Resolución CREG 080 de 2019 establece reglas generales de comportamiento de mercado para los agentes que desarrollen las actividades de servicios públicos domiciliarios de energía eléctrica y gas combustible.

Para dar cumplimiento al artículo 2.2.3.2.2.1.5 del Decreto 1073 de 2015, antes citado, se expidió la Resolución CREG 109 de 2019 publicando el proyecto de resolución a consulta.

Se recibieron comentarios de los siguientes agentes: Electricaribe S. A. E.S.P. (E- 2019-010350); XM Compañía de Expertos en Mercados S. A. E.S.P. (E-2019-010368); Asocodis (E-2019-010447); Celsia S. A. E.S.P. (E-2019-010448); Empresa de Energía de Pereira S. A. E.S.P. (E-2019-010456); EPM E.S.P. (E-2019-010485) y Codensa S. A. E.S.P. (E-2019-010488).

La respuesta a los comentarios recibidos y los análisis de la CREG que sustentan las decisiones que aquí se adoptan, se presentan en el Documento CREG que acompaña esta resolución.

Conforme al Decreto 1074 de 2015 y la Resolución SIC 44649 de 2010, la CREG dio respuesta al cuestionario adoptado por la Superintendencia de Industria y Comercio para la evaluación de la incidencia sobre la libre competencia del presente acto administrativo.

Independientemente de que el resultado del análisis para responder el cuestionario arrojó que no existe incidencia en la libre competencia en los términos del artículo 7o de la Ley 1340 de 2009, mediante radicación SIC 19-302181--00000-000 del 27 de diciembre de 2019 se informó a la Superintendencia de Industria y Comercio (SIC), sobre el proyecto de resolución “por la cual se establece el régimen transitorio especial en materia tarifaría para la región Caribe, de que trata el artículo 318 de la Ley 1955 de 2019 y el Decreto 1645 de 2019”.

La SIC dio respuesta a la CREG, mediante Comunicación 19-302181-1-0 del 24 de enero de 2020 con radicado CREG E-2020-000684, donde recomienda lo siguiente:

- Revisar la fórmula para el cálculo de la remuneración de pérdidas eficientes llegado el sexto año contado desde el año en el cual se aprobaron por la CREG los esquemas tarifarios para cada operador, de modo que dichas pérdidas correspondan a la realidad de la operación de los agentes que se encuentran atendiendo el Mercado de la Costa Caribe.

Al respecto, se tienen las siguientes consideraciones:

- Según lo establecido en el numeral 4 del artículo 2.2.3.2.2.1.2 del Decreto 1645 de 2019, contenido en el Decreto 1073 de 2015, la vigencia de los ingresos que se aprueben con base en lo allí dispuesto es de cinco años. Con base en lo anterior, la resolución no define aspectos específicos sobre la aplicación del régimen tarifario especial a partir del año sexto.

- En relación con el cálculo de pérdidas eficientes de que trata el artículo 12 de la norma enviada a la Superintendencia de Industria y Comercio para concepto de abogacía de la competencia, se encuentra que lo allí señalado busca obtener las pérdidas eficientes en cada mercado acorde con la realidad de la operación de la red de cada uno en el año 5 de aplicación de la resolución particular.

- Otros aspectos considerados para la revisión de la solicitud realizada por la Superintendencia de Industria y Comercio son los siguientes:

a) el cálculo de las pérdidas reconocidas a un agente se encuentra en función, principalmente, del nivel de inversión proyectado o ejecutado anualmente, según la expresión del numeral 7.1.4.3.1 de la Resolución CREG 015 de 2018;

b) el cálculo de las pérdidas reconocidas a un agente considera, como objetivo alcanzar al final de 10 años, las pérdidas eficientes de que tratan los numerales 7.1.1.2 y 7.1.1.3 de la Resolución CREG 015 de 2018;

c) las normas para el reconocimiento de pérdidas se basan en metodologías de incentivos que buscan que el prestador del servicio mejore sus niveles de pérdidas de tal manera que, si sus índices reales son inferiores a los de eficiencia, dicho agente pueda obtener una mayor remuneración que la prevista;

d) el artículo 45 de la Ley 143 de 1994 establece que los costos de distribución tendrán en cuenta niveles de pérdidas de energía y potencia característicos de empresas eficientes comparables;

e) el literal c) del artículo 3o del Decreto 387 de 2007 determina que la regulación creará los mecanismos para incentivar la implantación de planes de reducción de pérdidas de energía eléctrica de corto, mediano y largo plazo para llegar a niveles eficientes en cada mercado de comercialización;

f) la vigencia de las resoluciones particulares tiene un periodo mínimo de cinco años y hasta cuando sean reemplazadas;

g) según lo establecido en el artículo 12 de la presente resolución, cada prestador del servicio podrá efectuar los análisis de sus sistemas respectivos para que la referencia de pérdidas eficientes pueda ser ajustada conforme a las condiciones particulares de cada uno de ellos;

Una vez revisada la resolución según la solicitud de la Superintendencia de Industria y Comercio, no se considera necesario efectuar ajustes a la resolución.

Con base en lo anterior, la Comisión de Regulación de Energía y Gas, en su sesión 974 del 30 de enero de 2020, acordó expedir esta resolución;

RESUELVE:

ARTÍCULO 1o. OBJETO. La presente resolución tiene como fin dar cumplimiento a los artículos 2.2.3.2.2.1.2 y 2.2.3.2.2.1.3 del Decreto 1073 de 2015 expedido por el Gobierno Nacional con el fin de establecer el régimen transitorio especial en materia tarifaría para asegurar la sostenibilidad de la prestación eficiente del servicio público domiciliario de energía eléctrica en la región Caribe, de que trata el artículo 318 de la Ley 1955 de 2019.

ARTÍCULO 2o. DEFINICIONES. Para efectos de la aplicación de las disposiciones contenidas en esta resolución, se utilizarán las siguientes definiciones:

Mercado Caribe: conjunto de usuarios regulados y no regulados conectados al STR y SDL servido por la Electrificadora del Caribe S. A. E.S.P. También hacen parte de este mercado de comercialización los usuarios conectados directamente al STN del área de influencia de este OR, así como los usuarios conectados a activos de un TR dentro de esta misma área.

Mercados resultantes: es el mercado Caribe o el mercado o mercados derivados de este, resultantes del proceso de búsqueda de una solución empresarial que se adopte para garantizar la prestación del servicio público domiciliario de energía eléctrica en la región Caribe.

AOM total reconocido: es el valor del AOM base más el valor del AOM destinado a los programas de reducción o mantenimiento de pérdidas.

ARTÍCULO 3o. ÁMBITO DE APLICACIÓN. Las disposiciones aquí contenidas aplican a los mercados resultantes. En lo no dispuesto en la presente resolución se aplicará lo establecido en la Resolución CREG 015 de 2018.

ARTÍCULO 4o. FECHA DE CORTE. Para la aplicación de la metodología establecida en la Resolución CREG 015 de 2018 en los mercados resultantes, la fecha de corte definida en el artículo 3o de la citada resolución es el 31 de diciembre del 2019.

ARTÍCULO 5o. FECHA DE SOLICITUD DE APROBACIÓN DE INGRESOS. Las disposiciones transitorias especiales definidas en la presente resolución sólo serán aplicables a las solicitudes de aprobación de ingresos presentadas a la CREG a más tardar el 15 de diciembre de 2020, incluyendo explícitamente alguna de las dos opciones de que trata el artículo 8o.

ARTÍCULO 6o. INFORMACIÓN DE LOS MERCADOS RESULTANTES. Para la aplicación de la metodología establecida en la Resolución CREG 015 de 2018 en los mercados resultantes y para el régimen transitorio especial definido en la presente resolución, la información de energía, municipios atendidos, inventario de activos, gastos de AOM, transformadores de distribución y las demás requeridas para la aplicación de dicha resolución deberá ser entregada a la CREG con la solicitud de aprobación de ingresos, empleando los formatos definidos en la Circular CREG 029 de 2018.

PARÁGRAFO 1o. En caso de que un OR de los mercados resultantes no entregue alguno de los datos solicitados, la CREG podrá utilizar la mejor información disponible.

PARÁGRAFO 2o. Para efectos de lo dispuesto en el parágrafo 2 del artículo 5o de la Resolución CREG 015 de 2018, durante los primeros noventa (90) días calendario posteriores a la expedición de esta resolución, la Electrificadora del Caribe S. A. E.S.P. deberá enviar a la CREG la información de la Circular CREG 029 de 2018 actualizada al 31 de diciembre de 2019.

ARTÍCULO 7o. CÁLCULO DE VALOR IMPLÍCITO. Para la aplicación de la metodología establecida en la Resolución CREG 015 de 2018 en los mercados resultantes y para el régimen transitorio especial definido en la presente resolución, para el cálculo de la variable CRIIj,n,l se utilizará el valor correspondiente al mercado caribe, distribuido según los activos en operación a la fecha de corte de cada uno de los mercados resultantes.

ARTÍCULO 8o. PRESENTACIÓN DE LOS PLANES DE INVERSIÓN. Para la aplicación de la metodología establecida en la Resolución CREG 015 de 2018 en los mercados resultantes y para el régimen transitorio especial definido en la presente resolución, en la solicitud de aprobación de ingresos para el siguiente periodo tarifado las empresas pueden optar por uno de los siguientes mecanismos:

a) Presentación de un plan de inversiones con un horizonte de cinco (5) años, correspondientes al periodo 2021-2025, con la solicitud de aprobación de ingresos enviada a la Comisión en el plazo definido en el artículo 5 de la presente resolución;

b) Presentación de un plan de inversiones, con un horizonte de cuatro (4) años, correspondientes al periodo 2022-2025, a más tardar el 1 de abril del 2021.

En este caso, la BRAENj,n,t, para el primer año se calcula de acuerdo con lo establecido en el numeral 3.1.1.2.2 del anexo general de la Resolución CREG 015 de 2018.

El OR en su solicitud de aprobación de ingresos debe indicar a cuál mecanismo se acoge.

En caso de que el OR no presente su plan de inversión en los plazos establecidos en los literales a) y b) de este numeral se considera que hay un incumplimiento a la regulación y una posible afectación de la calidad, seguridad y confiabilidad del STN, STR o SDL. La Comisión procederá a informar a la SSPD para lo de su competencia”.

ARTÍCULO 9o. CÁLCULO DE AOM BASE. Para la aplicación de la metodología establecida en la Resolución CREG 015 de 2018 en los mercados resultantes y para el régimen transitorio especial definido en la presente resolución, para el cálculo de la variable AOM base establecida en el Capítulo 4 de la citada resolución, se utilizará la información del mercado Caribe del periodo 2012-2019 y se aplicará de la siguiente manera:

a) Los gastos anuales de AOM de los mercados resultantes serán calculados con base en la información de Electrificadora del Caribe S.A. E.S.P. de manera proporcional a la base regulatoria de activos eléctricos, a la fecha de corte, de cada uno de los mercados resultantes;

b) Se calculará la variable AOMbasej relacionada en el numeral 4.1 de la Resolución CREG 015 de 2018, considerando las series de AOM demostrado entre el 2015 y el 2019, AOM remunerado entre el 2015 y el 2019 y el AOM destinado a los programas de reducción o mantenimiento de pérdidas entre el 2015 y el 2019;

c) Se calculará la variable AOMbasej relacionada en el numeral 4.1 de la Resolución CREG 015 de 2018, considerando las series de AOM demostrado entre el 2012 y el 2016, AOM remunerado entre el 2012 y el 2016 y el AOM destinado a los programas de reducción o mantenimiento de pérdidas entre el 2012 y el 2016;

d) Para el primer año de inversión, se reconocerá un valor igual al AOMbasej calculado con base en las variables del literal b más un 20%.

e) Para el segundo y tercero años de inversión, se reconocerá un valor igual al AOMbasej calculado con base en las variables del literal b) al cual se le adicionará hasta un 20% de dicha variable.

Los OR de los mercados resultantes deberán demostrar sus gastos a la SSPD a más tardar el 31 de marzo del año inmediatamente posterior al del reconocimiento.

En caso de que algún prestador del servicio de los mercados resultantes no demuestre que, durante alguna de las dos vigencias de los años 2 y 3 del plan de inversión, realizó el gasto adicional del 20% inicialmente reconocido, se deberá regresar la diferencia entre los recursos recibidos y los gastos efectivamente demostrados en la vigencia inmediatamente posterior, como un descuento en las tarifas del servicio, para lo cual se deberá informar al LAC;

f) Para el cuarto año de inversión se reconocerá un valor igual al AOMbasej calculado con base en las variables del literal b).

g) Para el quinto año de inversión se reconocerá un valor igual al AOMbasej calculado con base en las variables del literal c).

ARTÍCULO 10. CÁLCULO DEL AOM DE PÉRDIDAS. Para la aplicación de la metodología establecida en la Resolución CREG 015 de 2018 en los mercados resultantes y para el régimen transitorio especial definido en la presente resolución, para el cálculo de la variable AOMPj,k del numeral 7.3.2.3 de dicha resolución, se utilizará la información del mercado Caribe y se repartirá en forma proporcional a la longitud de las redes rurales de nivel de tensión 2 de los mercados resultantes.

ARTÍCULO 11. AOM TOTAL RECONOCIDO. Durante la vigencia del régimen transitorio especial, el AOM total reconocido no será inferior al 3% de la base regulatoria de activos del año anterior.

En el caso de que el valor del AOM total reconocido sea inferior al 3% de la base regulatoria de activos del año anterior, la diferencia entre estos valores se deberá adicionar al valor del ingreso anual por concepto de AOM.

ARTÍCULO 12. PÉRDIDAS EFICIENTES. Para la aplicación de la metodología establecida en la Resolución CREG 015 de 2018 en los mercados resultantes y para el régimen transitorio especial definido en la presente resolución, los índices de pérdidas eficientes de dichos mercados durante la vigencia del régimen transitorio especial serán iguales a los calculados para el mercado Caribe a la fecha de expedición de la Ley 1955 de 2019.

PARÁGRAFO 1o. Para la determinación de las pérdidas eficientes de los niveles de tensión 2 y 3, durante los tres primeros meses del quinto año del plan de inversiones, los OR que atiendan los mercados resultantes deberán presentar a la CREG los estudios establecidos en el literal d), del numeral 7.1.1.2 de la Resolución CREG 015 de 2018.

Para la determinación de las pérdidas eficientes del nivel de tensión 1 los agentes deben presentar a la CREG el estudio señalado en el numeral 7.1.1.3, durante los tres primeros meses del quinto año del plan de inversiones.

PARÁGRAFO 2o. Para definir los índices de pérdidas eficientes a partir de los estudios de pérdidas definidos en el párrafo anterior se aplicará lo señalado en los literales e) del numeral 7.1.1.2 y en el último párrafo numeral 7.1.1.3 de la Resolución CREG 015 de 2018, según corresponda.

ARTÍCULO 13. PÉRDIDAS RECONOCIDAS. El índice de pérdidas reconocidas, Pj,n,m,t, de que trata el numeral 7.1.3 de la Resolución 015 de 2018, se calculará con base en la siguiente expresión:

 Índice de pérdidas reconocidas del nivel de tensión n del OR j a aplicar en el mes m del año t.

 Índice de pérdidas de energía en nivel de tensión 1 del OR j calculado para el año t. El primer año del plan, esta variable será igual a PT_j,1,0, que corresponde al índice calculado para el año que finaliza en la fecha de corte

 Índice de pérdidas eficientes para el OR j en el nivel de tensión n según lo establecido en el numeral 7.1.1. de la Resolución CREG 015 de 2018.

 Índice de pérdidas adicionales reconocidas para el OR j en el nivel de tensión n para el año t según lo establecido en el numeral 7.1.3.1 de la Resolución CREG 015 de 2018.

PARÁGRAFO 1o. El reconocimiento de pérdidas con base en los factores resultantes de la presente resolución se efectuará a partir del mes siguiente al de la fecha del auto de inicio de la actuación administrativa que se expida para atender la solicitud de aprobación de ingresos.

Para tal efecto, una vez se encuentre en firme la resolución que apruebe los respectivos ingresos con base en esta metodología, los comercializadores de energía eléctrica deben trasladar a sus usuarios el reconocimiento de pérdidas calculado según el artículo 14 de la presente resolución. Una vez recaudados estos valores, deberán ser trasladados a los respectivos OR, según la facturación y liquidación que cada OR realice para tal fin, con base en la información de ventas de energía de cada comercializador registrada en el SUI.

ARTÍCULO 14. APLICACIÓN TRANSITORIA DEL ARTÍCULO 14 DE LA RESOLUCIÓN CREG 119 DE 2007 EN LOS MERCADOS RESULTANTES. Durante los primeros doce meses de aplicación de la resolución que apruebe ingresos a los OR de los mercados resultantes, la variable  se calculará de acuerdo con la siguiente expresión:

Donde

 Costos de compra de energía ($/kWh) del Comercializador Minorista i, para el mercado resultante j, para el mes m, según la metodología vigente para tal fin.

 Fracción de las pérdidas de energía eficientes reconocidas por la CREG, para el mercado resultante j, en el mes m, acumulados hasta el nivel de tensión n del Sistema de Distribución respectivo.

Es igual a las variables de que trata el numeral 7.2 del Capítulo 7 de la Resolución CREG 015 de 2018 y con base en lo establecido en la presente resolución.

 Fracción que corresponde a las pérdidas de energía por uso del Sistema de Transmisión Nacional asignadas por el ASIC durante el mes m-1, conforme a la metodología vigente.

 Corresponde al costo retrospectivo por el reconocimiento de pérdidas de energía eléctrica, en el nivel de tensión n, para el mercado resultante j, calculado de la siguiente manera:

Donde:

 Número de meses entre el último día calendario del mes de inicio de la actuación administrativa para cada OR j y el último día calendario del mes anterior al del inicio de aplicación de la nueva metodología.

 Fracción de las pérdidas de energía eficientes reconocidas por la CREG, para el mercado resultante j, en el primer mes de vigencia de los ingresos aprobados con base en la presente metodología, acumulados hasta el nivel de tensión n del Sistema de Distribución respectivo.

Es igual a las variables de que trata el numeral 7.2 del Capítulo 7 de la Resolución CREG 015 de 2018 para el primer mes de aplicación.

 Fracción que corresponde a las pérdidas de energía por uso del Sistema de Transmisión Nacional asignadas por el ASIC durante el mes ma, conforme a la metodología vigente.

 Fracción de las pérdidas de energía eficientes reconocidas por la CREG, aplicadas en el mercado resultante j, en el mes ma, acumulados hasta el nivel de tensión n del sistema de distribución respectivo.

 Cargos por uso del Sistema Nacional de Transmisión ($/kWh) para el mes m determinados conforme al artículo 9o de la presente Resolución.

 Cargo en $/kWh por concepto del Plan de Pérdidas, del Mercado de Comercialización j, en el mes m.

ARTÍCULO 15. INDICADORES DE REFERENCIA DE CALIDAD MEDIA Y DE CALIDAD MÍNIMA GARANTIZADA. Para la aplicación de la metodología establecida en la Resolución CREG 015 de 2018 en los mercados resultantes y para el régimen transitorio especial definido en la presente resolución, el cálculo de los indicadores de referencia de calidad media y de calidad mínima garantizada, definidos en el numeral 5.2.5 de la citada resolución, se realizará con la información del 2019.

ARTÍCULO 16. METAS DE CALIDAD DEL SERVICIO. Para la aplicación de la metodología establecida en la Resolución CREG 015 de 2018 en los mercados resultantes y para el régimen transitorio especial definido en la presente resolución, las metas de calidad media para el año 5 del plan de inversiones serán iguales a las obtenidas con base en los indicadores de referencia de calidad media de los mercados resultantes, calculados con la información del 2019, aplicando una reducción del 34%.

ARTÍCULO 17. TRANSICIÓN ENTRE ESQUEMAS DE CALIDAD. Para la aplicación de la metodología establecida en la Resolución CREG 015 de 2018 en los mercados resultantes y para el régimen transitorio especial definido en la presente resolución, la transición establecida en el numeral 5.2.16 del anexo general deberá efectuarse según las siguientes disposiciones:

a) Es obligación del OR y del comercializador aplicar los incentivos y compensaciones resultantes de la aplicación de las disposiciones de la Resolución CREG 097 de 2008, con base en la información que reporten los OR hasta el 2020. Esto, sin perjuicio de que su aplicación se traslape con el reporte de eventos y de indicadores de la presente resolución.

Después de la entrada en vigencia de la resolución en la que se le aprueban los ingresos al OR y cuando estén pendientes por aplicar incentivos causados con base en la metodología de la Resolución CREG 097 de 2008, el OR estará encargado de calcularlos y enviarlos al LAC para que el total del saldo pendiente se incluya en los cargos por uso que se calculen para el segundo mes de aplicación de los ingresos aprobados.

Las compensaciones pendientes deberán aplicarse en la factura de cada usuario en el segundo mes de aplicación de los ingresos aprobados;

b) Los eventos sucedidos en los SDL a partir del 1 de enero del primer año del plan de inversiones deben ser considerados en la aplicación de la regulación de calidad del servicio establecida en la Resolución CREG 015 de 2018.

c) A partir del 1 de enero del primer año del plan de inversiones debe iniciarse la aplicación de las disposiciones de calidad del servicio del numeral 5.2 de la Resolución CREG 015 de 2018, con las siguientes excepciones:

- Durante los primeros cinco años del plan de inversiones presentado en la vigencia del presente régimen transitorio especial, cuando el valor del indicador de calidad media de duración o frecuencia sea superior al valor de la meta respectiva, el valor de los incentivos fijos de calidad media If_SAIDIj,t e If_SAIFIj,t será igual a cero.

- Durante el primer año de aplicación de los incentivos a la calidad media, cuando el valor del indicador de calidad media de duración o frecuencia sea superior al valor de la meta respectiva, el valor de los incentivos variables de calidad media Iv_SAIDIj,t e Iv_SAIFIj,t será igual a cero.

- A partir del segundo año de aplicación de los incentivos a la calidad media, el incentivo variable de calidad por duración de eventos, cuando el valor de SAIDIj,t-1 es mayor que el límite superior de la banda de indiferencia de su meta para el año t-1, se obtiene utilizando la siguiente expresión:

Donde:

 Meta de duración de los eventos para el OR j, para el año t-1.

 Valor del indicador de duración de eventos utilizado para calcular y limitar el valor del incentivo, cuando el SAIDij,t 1 es mayor que el límite superior de la banda de indiferencia.

 Indicador de duración de referencia de los eventos, en horas al año, de que trata el numeral 5.2.5.

 Meta de largo plazo para el indicador de duración de los eventos, fijada en 2 horas/ año.

 Indicador de duración de los eventos alcanzado por el OR j en el año t-1, calculado con base en lo establecido en el numeral 5.2.3.1.

 Incentivo variable máximo con respecto al indicador de duración de los eventos, para el OR j, en el año t, cuando el SAIDij,t-1 es mayor que el límite superior de la banda de indiferencia.

Costo de reposición de referencia del OR j en el nivel de tensión n al inicio del periodo tarifario, de que trata el numeral 6.4.2.

 Base regulatoria de activos eléctricos nuevos del OR j en el nivel de tensión n para el año t-1, calculada de acuerdo con lo previsto en el numeral 3.1.1.2.

- A partir del segundo año de aplicación de los incentivos a la calidad media, el incentivo variable de calidad por frecuencia de eventos, cuando el valor de SAIFIJ,t-1 es mayor que el límite superior de la banda de indiferencia de su meta para el año t-1, se obtiene utilizando la siguiente expresión:

Donde:

 Meta de frecuencia de eventos para el OR j, para el año t-1.

 Valor del indicador de frecuencia de eventos utilizado para calcular y limitar el valor del incentivo, cuando el SAIFIj,t-1 es mayor que el límite superior de la banda de indiferencia.

 Frecuencia de referencia de ocurrencia de los eventos, en cantidad, de que trata numeral 5.2.5.

 Meta de largo plazo para el indicador de frecuencia de los eventos, fijada en 9 veces/ año.

 Indicador de frecuencia de eventos, alcanzado por el OR j en el año t-1, calculado con base en lo establecido en el numeral 5.2.3.1.

 Incentivo variable máximo con respecto al indicador de frecuencia de eventos, para el OR j, en el año t, cuando el SAIFIj,t-1 es mayor que el límite superior de la banda de indiferencia.

 Costo de reposición de referencia del OR j en el nivel de tensión n al inicio del periodo tarifario, de que trata el numeral 6.4.2.

 Base regulatoria de activos eléctricos nuevos del OR j en el nivel de tensión n para el año t-1, calculada de acuerdo con lo previsto en el numeral 3.1.1.2.

d) A partir de la fecha de presentación de la solicitud de ingresos el OR iniciará con la responsabilidad de reporte del plan anual de trabajos de reposición o modernización en subestaciones, en los plazos determinados para tal fin en el numeral 5.2.2 de la Resolución CREG 015 de 2018.

ARTÍCULO 18. PORCENTAJE DE REDUCCIÓN ANUAL DE INDICADORES DE REFERENCIA DE CALIDAD MEDIA. Para la aplicación de la metodología establecida en la Resolución CREG 015 de 2018 en los mercados resultantes y para el régimen transitorio especial definido en la presente resolución, para todos los años del plan de inversiones, la meta anual será calculada por la CREG aplicando una reducción del 8% anual con respecto a los indicadores de referencia de calidad media.

ARTÍCULO 19. REMUNERACIÓN DE LA ACTIVIDAD DE DISTRIBUCIÓN MIENTRAS SE APRUEBAN LOS INGRESOS ANUALES. Mientras se aprueban los ingresos anuales con base en la metodología definida en la Resolución CREG 015 de 2018 y lo dispuesto en esta resolución, los cargos de distribución de los niveles de tensión 1, 2 y 3 de los mercados resultantes corresponderán a los aprobados para el mercado caribe en aplicación de la Resolución CREG 097 de 2008.

Para la determinación de los ingresos de los activos en el nivel de tensión 4, el ingreso que corresponde al mercado caribe se distribuirá proporcionalmente a los activos, en este nivel de tensión, de los OR que atiendan los mercados resultantes.

Dentro de los cinco (5) días siguientes a la fecha de inicio de actividades de los OR de los mercados resultantes, los agentes deberán enviar al LAC la relación de activos correspondiente. La CREG revisará que la suma de los activos reportados por los OR de los mercados resultantes no supere el valor total de los activos del nivel de tensión 4 del mercado caribe calculado con base en la información entregada en el parágrafo 2 del artículo 6o de la presente resolución.

PARÁGRAFO. Los ingresos que se aprueben en desarrollo de lo previsto en esta resolución estarán vigentes por cinco (5) años a partir de la firmeza de la resolución particular. Vencido el período de vigencia, estos continuarán rigiendo hasta que se aprueben los nuevos de acuerdo con la metodología de remuneración de la actividad de distribución vigente en ese momento.

ARTÍCULO 20. REMUNERACIÓN DE LA ACTIVIDAD DE COMERCIALIZACIÓN. Mientras se reemplaza, modifica o sustituye la Resolución CREG 180 de 2014 y se aprueban nuevos cargos de comercialización, los comercializadores integrados con los OR que atiendan los mercados resultantes aplicarán el costo base de comercialización de energía eléctrica, el riesgo de cartera de usuarios tradicionales, el riesgo de cartera de usuarios de áreas especiales y la prima de riesgo de cartera por atender usuarios ubicados en barrios subnormales para el mercado caribe establecidos con base en la metodología de la Resolución CREG 180 de 2014.

ARTÍCULO 21. TRANSICIÓN OPCIONAL. Para la aplicación de la metodología establecida en la Resolución CREG 015 de 2018 en los mercados resultantes y para el régimen transitorio especial definido en la presente resolución, se podrá presentar a la CREG una opción tarifaria para la aplicación gradual de variaciones de tarifas al usuario final, siempre y cuando no se excedan los parámetros establecidos en la resolución vigente que establezca una opción tarifaria para definir los costos máximos de prestación del servicio que podrán ser trasladados a los usuarios regulados del servicio público de energía eléctrica en el Sistema Interconectado Nacional que se encuentre o, en su defecto, en la Resolución CREG 168 de 2008.

ARTÍCULO 22. VIGENCIA. Esta resolución rige a partir de su publicación en el Diario Oficial y no deroga, ni modifica, ni adiciona las disposiciones contenidas en la Resolución CREG 015 de 2018 y sus modificatorias, toda vez que se trata de un régimen transitorio especial.

Publíquese y cúmplase.

Dada en Bogotá, D. C., a 30 de enero de 2020.

El Presidente,

Diego Mesa Puyo,

Viceministro de Energía, Delegado de la Ministra de Minas y Energía.

El Director Ejecutivo,

Jorge Alberto Valencia Marín.