RESOLUCIÓN 141 DE 2019

(octubre 18)

Diario Oficial No. 51.164 de 11 de diciembre 2019

COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS

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 Compañía Energética de Occidente S.A.S. 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 números 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 Compañía Energética de Occidente S.A.S. E.S.P., mediante comunicación con radicado CREG E 2018-009397 del 17 de septiembre de 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 19 de septiembre de 2018 se dio inicio a la actuación administrativa, asignada al expediente 2018-0149, durante la cual se surtieron las respectivas aclaraciones y correcciones como respuesta a las etapas probatorias correspondientes.

En el documento 098 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 953 del 18 de octubre de 2019, acordó expedir esta resolución.

RESUELVE:

ARTÍCULO 1o. 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 Compañía Energética de Occidente S.A.S. E.S.P., en aplicación de la Resolución CREG 015 de 2018.

ARTÍCULO 2o. BASE REGULATORIA DE ACTIVOS ELÉCTRICOS AL INICIO DEL PERIODO TARIFARIO. La base regulatoria de activos eléctricos al inicio del periodo tarifario, BRAE_j,n,0, es el siguiente:

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

ARTÍCULO 3o. INVERSIÓN APROBADA EN EL PLAN DE INVERSIONES. <Consultar resoluciones que modifican este artículo en Notas de Vigencia. El texto ORIGINAL es el siguiente:> El valor de las inversiones aprobadas en el plan de inversiones, INVA_j,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

Tabla 3. Plan de inversiones del nivel de tensión 3, pesos de diciembre de 2017

Tabla 4. Plan de inversiones del nivel de tensión 2, pesos de diciembre de 2017

Tabla 5. Plan de inversiones del nivel de tensión 1, pesos de diciembre de 2017

ARTÍCULO 4o. 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, del año 1, para cada nivel de tensión, es el siguiente:

Tabla 6. Recuperación de capital de activos de la BRA inicial

ARTÍCULO 5o. 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, RCNA_j,n,1, es el siguiente:

Tabla 7. Recuperación de capital de activos nuevos

ARTÍCULO 6o. BASE REGULATORIA DE TERRENOS. El valor de la base regulatoria de terrenos, BRT_j,n,1, del año 1, para los niveles de tensión 4, 3 y 2, es el siguiente:

Tabla 8. Base regulatoria de terrenos

ARTÍCULO 7o. AOM BASE POR NIVEL DE TENSIÓN. El valor del AOM base para cada nivel de tensión, AOMbase_j,n, es el siguiente:

Tabla 9. AOM base por nivel de tensión

ARTÍCULO 8o. FACTOR AMBIENTAL PARA LAS NUEVAS INVERSIONES. El valor del factor ambiental para las nuevas inversiones, fAMB_j, es el siguiente:

Tabla 10. Factor ambiental para nuevas inversiones

ARTÍCULO 9o. INDICADORES DE REFERENCIA DE CALIDAD MEDIA. Los indicadores de referencia de la calidad media SAIDI_R_j y SAIFI_R_j, son los siguientes:

Tabla 11. Indicadores de referencia de calidad media

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_j,t, son las siguientes:

Tabla 12. Metas anuales de calidad media para el indicador de duración, horas

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_M_j,t, 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, DIUG_j,n,q, en los niveles de tensión 2, 3 y 1, es la siguiente:

Tabla 14. DIUG niveles de tensión 2 y 3, horas

Tabla 15. DIUG nivel de tensión 1, horas

ARTÍCULO 13. INDICADORES DE CALIDAD INDIVIDUAL DE FRECUENCIA DE EVENTOS. La frecuencia máxima anual de los eventos percibidos por los usuarios, FIUG_j,n,q, en los niveles de tensión 2, 3 y 1, es la siguiente:

Tabla 16. FIUG niveles de tensión 2 y 3, veces

Tabla 17. FIUG nivel de tensión 1, veces

ARTÍCULO 14. ÍNDICES DE REFERENCIA PÉRDIDAS EFICIENTES. Los índices de pérdidas eficientes, Pe_j,n, en los niveles de tensión 3, 2 y 1, son los siguientes:

Tabla 18. Índice de pérdidas eficientes

ARTÍCULO 15. FACTOR DE PÉRDIDAS RECONOCIDAS EN EL NIVEL DE TENSIÓN 1 EN EL AÑO 1. El factor de pérdidas reconocidas en el nivel de tensión 1 en el año 1, FPI_j,1, aplicable al plan de reducción de pérdidas aprobado, es el siguiente:

Tabla 19. Índice de pérdidas eficientes

ARTÍCULO 16. 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 20. Costo de reposición de referencia

ARTÍCULO 17. COSTO ANUAL DEL PLAN DE GESTIÓN DE PÉRDIDAS. El costo anual del plan de gestión de pérdidas, CAP_j, es el siguiente:

Tabla 21. Costo anual del plan de gestión de pérdidas

ARTÍCULO 18. 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 22. Costo anual de inversiones en activos no clasificables como UC

ARTÍCULO 19. 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, O_j,n, es el siguiente:

Tabla 23. Valor anual por concepto de conexiones al sistema de otro OR

ARTÍCULO 20. LA PRESENTE RESOLUCIÓN DEBERÁ NOTIFICARSE A LA COMPAÑÍA ENERGÉTICA DE OCCIDENTE S.A.S. 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.

Dada en Bogotá, D. C., 18 de octubre de 2019.

El Presidente,

Diego Mesa Puyo,

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

El Director Ejecutivo,

Christian Jaramillo Herrera.