Resolución 223 de 2020 CREG
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RESOLUCIÓN 223 DE 2020
(diciembre 11)
Diario Oficial No. 51.611 de 9 de marzo de 2021
COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS - CREG
Por la cual se resuelve el recurso de reposición interpuesto por la Empresa Distribuidora del Pacífico S.A. E.S.P. contra la Resolución CREG 197 de 2020
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 197 de 2020 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 Empresa Distribuidora del Pacífico S.A. E.S.P.
En el documento 156 de 2020 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 019 de 2020.
La Empresa Distribuidora del Pacífico S.A. E.S.P., mediante comunicación con radicado CREG E-2020-013936, presentó recurso de reposición contra la resolución CREG 197 de 2020, realizando las siguientes peticiones:
I. PETICIONES
PRIMERA: Modificar la Resolución No. 197 de 2020, fechada el 19 de octubre de 2020, “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 Empresa Distribuidora del Pacifico S.A. E.S.P.”
SEGUNDA: Consecuencialmente, disponer la revisión de la información y posterior ajuste de la citada resolución, considerando en su totalidad todas las variables y cargos asociados a la remuneración de la actividad de distribución de la empresa DISPAC S.A. E.S.P., conforme a las consideraciones que a continuación se expondrá y el acervo probatorio obrante en la actuación administrativa, asignada al expediente CREC 2018-0147.
A continuación, se trascribe cada una de las solicitudes presentadas en el recurso de reposición y el análisis respectivo de la Comisión.
Solicitud No. 1
1.1 formato4_UC_transformadores
En la categoría de activos de transformadores de potencia, no se reconoce la siguiente unidad constructiva: (…)
Dicho activo es el transformador de la Subestación Eléctrica “El Siete”, el cual es un activo de DISPAC S.A. E.S.P. Este transformador no solo alimenta la carga de “La Minera El Roble” sino que atiende la carga usuarios asociados a los proyectos de inversión DISPAC - RPP6 Interconexión Eléctrica Comunidades indígenas municipio de Carmen de Atrato y DISPAC - 0025 Interconexión eléctrica comunidades indígenas El Carmen de Atrato – Quibdó, aprobados por la CREG dentro de la Resolución CREG 197 de 2020 y presentados a DISPAC S.A. E.S.P. en el documento inventario reconocido INVA OR – DISPAC.xls; lo cual está de acuerdo con lo definido en la resolución CREG 015 de 2018 sobre activos de Uso: “ Activos de Uso de STR y SDL. Son aquellos activos de transporte de electricidad que operan a tensiones inferiores a 220 kV que son utilizados por más de un usuario y son remunerados mediante cargos por uso de STR o SDL”.
De otra parte, en la información reportada al SUI en el formato 1 de la Resolución SSPD 20102400008055 de 2010, el usuario “La Minera” con código I2AWB001 es reportado como usuario de uso, a partir de noviembre de 2016.
Adicionalmente, tal como se evidencia en el contrato FAER 642 de 2017 suscrito entre el Ministerio de Minas y Energía - MME y DISPAC S.A. E.S.P., y cuyo objeto es. “Ampliar y prestar el servicio de energía eléctrica en condiciones de calidad y confiabilidad, en las zonas rurales del Sistema Interconectado Nacional – SIN ubicadas en el mercado de comercialización del OPERADOR DE RED, mediante la ejecución del proyecto Construcción de redes de media y baja tensión en resguardos indígenas del Fiera (Mirla), Sabaleta y El Consuelo del municipio de El Carmen de Atrato, departamento del Chocó, con recursos del Fondo de Apoyo Financiero para la Energización de las Zonas Rurales Interconectadas – FAER”, el cual se anexa en esta comunicación.
Análisis de la Comisión
En el Artículo 4 de la Resolución CREG 015 de 2018, se establece lo siguiente respecto a la base regulatoria de activos eléctricos.
Artículo 4 Criterios generales. La metodología que se aplicará para el cálculo de los ingresos y cargos por uso de los STR o SDL tendrá en cuenta los siguientes criterios generales: (…)
b. La base regulatoria de activos de los niveles de tensión 4, 3 y 2, correspondiente a los activos en operación a diciembre de 2007, se determinará a partir del valor implícito en los cargos de distribución vigentes y para los activos que entraron en operación a partir de enero de 2008 a la fecha de corte se determinará con base en los inventarios. (…)
d. Para la determinación de la base regulatoria de activos inicial se podrá incluir el valor de activos en operación a diciembre de 2007 que no fueron reportados y no se encuentran en el valor implícito reconocido en los cargos de distribución vigentes.
Subrayado fuera de texto
En el numeral 3.1.1.1.1.7 del anexo general de la Resolución CREG 015 de 2018 se establece lo siguiente:
3.1.1.1.17. Valor de los activos en operación no incluido
a. Niveles de tensión 2, 3 y 4
El valor de los activos en operación no incluidos en el inventario que pertenecen a la categoría l se calcula de la siguiente manera: (…)
Para poder incluir el valor de estos activos el OR debe certificar que estos activos se encontraban en operación a diciembre de 2007, no fueron incluidos en el inventario utilizado para definir los cargos por uso en aplicación de la metodología de la Resolución CREG 097 de 2008 y se encuentran en operación a la fecha de corte.
Subrayado fuera de texto
En el artículo 3 de la Resolución CREG 015 de 2018 se definen los activos de conexión y uso de la siguiente manera:
Activos de conexión a un STR o a un SDL: son los bienes que se requieren para que un OR se conecte físicamente a un Sistema de Transmisión Regional, STR, o a un Sistema de Distribución Local, SDL, de otro OR. También son activos de conexión los utilizados exclusivamente por un usuario final para conectarse a los niveles de tensión 4, 3, 2 o 1. Un usuario está conectado al nivel de tensión en el que está instalado su equipo de medida individual.
Activos de uso de STR y SDL: son aquellos activos de transporte de electricidad que operan a tensiones inferiores a 220 kV que son utilizados por más de un usuario y son remunerados mediante cargos por uso de STR o SDL.
Subrayado fuera de texto
Con base en lo anterior se aclara que en la base regulatoria inicial de activos se reconocen únicamente los activos de uso que se encontraban en operación a la fecha de corte, es decir a diciembre de 2017.
En relación con el transformador del asunto, reportado con el código IUA 10004000J000, se señala que fue clasificado por el OR en la categoría CRINR que corresponde a los activos que no fueron reportados por el OR en aplicación de la metodología de la Resolución CREG 097 de 2008 y que se encontraban en operación a diciembre de 2007.
De lo señalado en el recurso de reposición, se entiende que a la fecha de corte el transformador atendía un solo usuario, Minera el Roble, y que el OR espera conectar nuevos usuarios a partir del año 2020 al señalar que estos proyectos hacen parte del plan de inversiones.
Teniendo en cuenta que, a la fecha de corte, diciembre de 2017, este transformador correspondía a un activo de conexión, no es posible incluirlo en la base regulatoria inicial de activos en aplicación de la metodología definida en la Resolución CREG 015 de 2018.
Solicitud No. 2
1.2 formato6_UC_SE
En la categoría de activos de subestación, no se reconocen las siguientes unidades constructivas: (…)
Estos activos (N2S10, N2S14, N4S2) corresponden a la Subestación eléctrica “El Siete” (IUS=10004), los cuales son activos de DISPAC S.A. E.S.P. y no solo alimentan la carga de la ”Minera El Roble”, sino que atiende la carga usuarios asociados a los proyectos de inversión DISPAC - RPP6 Interconexión Eléctrica Comunidades indígenas municipio de Carmen de Atrato y DISPAC - 0025 Interconexión eléctrica comunidades indígenas El Carmen de Atrato – Quibdó, aprobados por la CREG dentro de la Resolución CREG 197 de 2020 y presentados a DISPAC en el documento Inventario reconocido INVA OR – DISPAC.xls.
Adicionalmente, tal como se evidencia en el contrato FAER 642 de 2017 suscrito entre el Ministerio de Minas y Energía - MME y DISPAC S.A. E.S.P., y cuyo objeto es “Ampliar y prestar el servicio de energía eléctrica en condiciones de calidad y confiabilidad, en las zonas rurales del Sistema Interconectado Nacional – SIN ubicadas en el mercado de comercialización del OPERADOR DE RED, mediante la ejecución del proyecto Construcción de redes de media y baja tensión en resguardos indígenas del Fiera (Mirla), Sabaleta y El Consuelo del municipio de El Carmen de Atrato, departamento del Chocó, con recursos del Fondo de Apoyo Financiero para la Energización de las Zonas Rurales Interconectadas – FAER”, el cual se anexa en esta comunicación; lo cual está de acuerdo con lo definido en la resolución CREG 015 de 2018 sobre activos de uso: “Activos de Uso de STR y SDL. Son aquellos activos de transporte de electricidad que operan a tensiones inferiores a 220 kV que son utilizados por más de un usuario y son remunerados mediante cargos por uso de STR o SDL”.
De otra parte, en la información reportada al SUI en el formato 1 de la resolución SSPD 20102400008055 de 2010, el usuario la Minera con código I2AWB001 es reportado como usuario de uso, a partir de noviembre de 2016.
Análisis de la Comisión
Los activos señalados en este punto, al igual que el transformador de la primera petición, hacían parte de la conexión de un usuario a diciembre de 2017, por lo cual, en aplicación de la metodología definida en la Resolución CREG 015 de 2018 no pueden ser incluidos en la base regulatoria inicial de activos.
Solicitud No. 3
1.3 Formato7_UC_SE
En la categoría de activos de líneas aéreas, dentro del listado de activos entregado por la CREG a DISPAC, se da tratamiento a la línea SC301 Cértegui – Istmina a 34.5 kV como activos ejecutados con recursos públicos RPP=1, sin embargo, estos fueron realizados con recursos propios, por lo anterior remitimos actualización de los activos de esta línea. (…)
Análisis de la Comisión
Se ajusta el valor de la variable RPP en los registros asociados a la línea Certegui- Itsmina con IUL 20005, con base en la aclaración presentada en el recurso de reposición.
Solicitud No. 4
1.4 formato9_UC_SE
En la categoría de activos de equipos de subestación, dentro del listado de activos entregado por la CREG a DISPAC, no se evidencia tratamiento de los activos concernientes a los equipos de línea reportados en el Formato 2.9. Unidades constructivas de equipos de subestación, correspondientes a la variable CRINR: (…)
Análisis de la Comisión
Se verificó que las UC relacionadas en el recurso de reposición fueron reportadas en la tabla formato 2.9 de la hoja de cálculo formato 2 del archivo Circular 029-2018 Formatos reporte inventario OR Rev 3, enviado en la comunicación con radicado CREG E-2020-004157.
Adicionalmente se identificó que estas UC no fueron incluidas en el inventario de UC para determinar la base inicial de activos del OR, por lo cual se incluyen en el inventario para su reconocimiento.
Solicitud No. 5
1.5 formato10_UC_CC
En la categoría de activos de centros de control, no se reconocen las siguientes unidades constructivas: (…)
La Empresa DISPAC S.A. E.S.P. en el año 2016 construyó un Centro de Supervisión y Maniobra – CSM, ubicado en su sede principal en el municipio de Quibdó tal como se muestra en la ilustración 1, el cual se encuentra ubicado en la Cra 7 No. 24 – 76 Piso 4- Edificio Don Pedro – Quibdó y cuyas coordenadas (latitud, longitud) son las siguientes: 5.6885633, -76.6601507. (…)
Dado que esta sede administrativa no cuenta con Indicador Único de Subestación - IUS, DISPAC le asignó el IUS (10001) de la subestación más cercana (subestación Huapango) dentro del formato de reporte de inventario presentado a la comisión.
A su vez DISPAC en la subestación Huapango ubicado en la Cra. 6 No. 39 -28 – Quibdó y cuyas coordenadas (latitud, longitud) son las siguientes: 5.6885633, -76.6601507, también cuenta con un centro de control de menor envergadura, tal como se muestra en la ilustración 2 y el cual fue objeto de revisión en la visita realizada por los funcionarios de la CREG los días 22 y 23 de octubre de 2018, en la cual se realizó visita tanto al Centro de Supervisión y Maniobra -CSM de la sede administrativa como al Centro de control ubicado en la subestación Huapango, en la cual no se hizo comentarios referentes a estos activos, ni tampoco hizo comentarios en e l AUTO DECRETO DE PRUEBAS REVISIÓN DE INFORMACIÓN DE ACTIVOS INFORME DE VISITA del 13 de febrero de 2019 (…)
Por lo anterior y dado que todas las UCs se reportaron sobre la misma subestación, la Comisión asumió que estas nuevas UCs reemplazaban a las existentes en la subestación “Huapango” e incluyó estas UCs dentro de tipo de inventario “CRIFO” sacándolas de operación, sin embargo, estos activos actualmente se encuentran operando en la subestación Huapango.
Con respecto a la UC CCS27, quisiéramos conocer el motivo porque esta se excluye de operación si en la subestación “El Siete” no se ha hecho ninguna adecuación correspondiente a esta UC.
Análisis de la Comisión
Se aclara que, de acuerdo con la metodología establecida en la Resolución CREG 015 de 2018, solamente se reconoce un centro de control por operador de red, en este sentido, se entiende que al reportarse un nuevo centro de control por parte del OR se debe reportar la salida de operación del existente.
Se verificó que el OR reportó en las categorías CRI y CRINR seis UC de centros de control y calidad correspondientes a un centro de control tipo 4 y que en la categoría CRIN se reportaron siete UC de un centro de control tipo 3 que cuenta con mayores especificaciones, no obstante, no se identificó el reporte de unidades en la categoría CRIFO.
Con base en lo anterior, se ajustó el inventario incluyendo en la categoría CRIFO las UC correspondientes a las reportadas en la categoría CRI y CRINR que fueron reemplazadas por las UC de centro de control tipo 3
Por lo anterior, en aplicación de la metodología de la Resolución CREG 015 de 2018, no se accede a reconocer dos centros de control al OR y por lo tanto no se realizan ajustes en las UC de centro de control.
Solicitud No. 6
1.6 Propuesta base regulatoria de activos eléctricos al inicio del periodo tarifario
De acuerdo a lo expresado anteriormente y con base a la diferencia presentada con los valores aprobados en el artículo 2. Base regulatoria de activos eléctricos al inicio del periodo tarifario de la Resolución CREG 197 de 2020, colocamos a consideración los valores de la Base regulatoria de activos eléctricos al inicio del periodo tarifario para cada nivel de tensión: (…)
Análisis de la Comisión
Los valores finales de la base inicial de activos serán calculados con base en los ajustes considerados, según lo señalado en el análisis de cada una de las solicitudes relacionadas con el tema.
Solicitud No. 7
2.1 UC especiales
La resolución CREG 015 de 2018 en su numeral 6.3.3 Sistema de Gestión de Activos indica entre otras cosas, que para la implementación del sistema de gestión de activos, durante el primer año, se debe realizar un diagnóstico de las brechas frente al cumplimiento de la norma y el plan de trabajo para los próximos 4 años para obtener la certificación, en consecuencia al reconocerse con valor de $0 la unidad constructiva especial UC N0P63 SGA - Dispac Etapa I (ver tabla 7), la empresa no tendría la oportunidad de dar cumplimiento a lo establecido por la resolución, ya que no son suficientes los recursos para el libre desarrollo de la primera etapa y las sucesivas, donde al parecer las UCs (N0P64, N0P65 y N0P66) fueron indexadas por la Comisión a precios de la fecha de corte diciembre 2017.
A continuación, se relacionan las UCs Especiales reconocidas por la Comisión para DISPAC S.A E.S.P.
La comisión reconoce para DISPAC como Unidades Constructivas Especiales: (…)
Así las cosas, y considerando que el consultor empleó precios para el costeo con fecha de corte diciembre 2017, sugerimos el siguiente valor para las UCs Especiales (…)
Con objeto a que se dé cumplimiento a la consideración de que trata el numeral 6.1 literal p de la resolución CREG 015 de 2018 donde refiere que El OR debe incluir en el plan de inversión los activos necesarios para la implementación y certificación de un sistema de gestión de activos acorde con la norma ISO 55001 en un plazo de cinco (5) años contados a partir de la entrada en vigencia de la presente resolución, consideramos necesario que estas UCs Especiales sean relacionadas dentro del valor del plan de inversiones presentado por DISPAC S. A. ESP.
Análisis de la Comisión
En relación con el sistema de gestión de activos se aclara que solamente se reconocen los activos asociados con el sistema sin incluir los gastos asociados con su implementación.
En la hoja de cálculo DDP SGA del archivo unidades constructivas especiales reportado en la comunicación con radicado CREG E-2020-004157, el OR presentó el análisis de precios del sistema de gestión de activos solicitado, en la información reportada se identifican actividades de planeación y certificación que se entiende hacen parte de los gastos asociados con su implementación, por lo cual no fueron incluidos en el valor a reconocer.
Con base en lo anterior no se accede a modificar el valor aprobado a estas UC especiales.
Solicitud No. 8
2.2 Propuesta Inversión aprobada en el plan de inversiones
De acuerdo a lo descrito en el numeral 6.3.3.3 Valoración del plan de inversiones de la Resolución CREG 015 de 2018, donde se determina la forma de valoración del plan de inversión para cada año solicitado por el OR.
Por lo anterior y con base a la diferencia presentada con los valores aprobados en el artículo 3. Inversión aprobada en el plan de inversiones de la Resolución CREG 197 de 2020, específicamente en el valor aprobado para inversiones en el nivel de tensión II, en la categoría de activos 7 se coloca a consideración de la Comisión, la siguiente inversión para el Plan de Inversiones: (…)
Análisis de la Comisión
Los valores finales del plan de inversiones aprobado serán calculados con base en los ajustes considerados, según lo señalado en el análisis de cada una de las solicitudes relacionadas con el tema.
Solicitud No. 9
3. Análisis Recuperación de capital de activos de la BRA inicial
La Resolución CREG 015 de 2018 en su numeral 3.2.1 Recuperación de capital de activos de la BRA inicial, modificada por el numeral 4 de la Resolución CREG 085 de 2018, determinó la manera para la Recuperación de capital reconocida para los activos incluidos en la base regulatoria inicial de activos del OR.
Por lo anterior, con base a la diferencia presentada con los valores aprobados en el artículo 4. Recuperación de capital de activos de la BRA inicial de la Resolución CREG 197 de 2020 y a los ajustes propuestos en el numeral 2. Análisis base regulatoria de activos eléctricos al inicio del periodo tarifario de este documento, proponemos los siguientes ajustes en las variables: (…)
Análisis de la Comisión
Los valores finales de la recuperación de capital de la base inicial de activos serán calculados con base en los ajustes considerados, según lo señalado en el análisis de cada una de las solicitudes relacionadas con el tema.
Solicitud No. 10
4. Análisis Recuperación de capital de activos nuevos
La Resolución CREG 015 de 2018 en su numeral 3.2.2 Recuperación de capital de activos nuevos, modificada por el numeral 5 de la Resolución CREG 085 de 2018, determinó la manera para la Recuperación de capital reconocida para los activos del OR, que entraron en operación a partir del primer año de aplicación del ingreso aprobado.
Por lo anterior, con base a la diferencia presentada con los valores aprobados en el artículo 5. Recuperación de capital de activos nuevos de la Resolución CREG 197 de 2020 y de acuerdo a los ajustes propuestos en el numeral 3. Análisis Inversión aprobada en el plan de inversiones de este documento, proponemos los siguientes ajustes en las variables: (…)
Análisis de la Comisión
Los valores finales de la recuperación de capital de activos nuevos serán calculados con base en los ajustes considerados, según lo señalado en el análisis de cada una de las solicitudes relacionadas con el tema.
Solicitud No. 11
5. Análisis AOM base por nivel de tensión
La Resolución CREG 015 de 2018 en su numeral 4.1.6 AOM por niveles de tensión, se determina la forma de repartición del AOM, por cada nivel de tensión.
Por lo anterior, con base a la diferencia presentada con los valores aprobados en el artículo 7. AOM base por nivel de tensión de la Resolución CREG 197 de 2020 y a los ajustes propuestos en el numeral 2. Análisis base regulatoria de activos eléctricos al inicio del periodo tarifario de este recurso de reposición, proponemos los siguientes ajustes en las variables: (…)
Análisis de la Comisión
Los valores finales del AOM base por nivel de tensión serán calculados con base en los ajustes considerados en la base inicial de activos, según lo señalado en el análisis de cada una de las solicitudes relacionadas con el tema.
Solicitud No. 12
6. Análisis indicadores de calidad individual de duración de eventos y de frecuencia de eventos
La Resolución CREG 015 de 2018 en su numeral 5.2.4.2 Indicadores de calidad individual, estableció los indicadores de calidad individual se establecerán a nivel de usuario, asociados al nivel de tensión y al grupo de calidad al que pertenece.
Por lo anterior y teniendo en cuenta que mediante revisión al anexo del capítulo 5 de la resolución 197 de 2020 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 empresa DISPAC S.A E.S.P., logramos evidenciar la necesidad de realizar dos solicitudes las cuales esperamos sean tenidas en cuenta, ya que de no ser así, nuestra organización no tendría la oportunidad de evaluar el cumplimiento de la garantía de calidad para determinar si los usuarios en cuestión deben o no ser compensados mensualmente, lo anterior en vista de que no se cuentan con indicadores de calidad mínima garantizada DIUG y FIUG, para los casos que se exponen a continuación: (…)
6.1 Caso 1
Cuenta con un usuario activo ubicado en el municipio de El Carmen de Atrato en zona rural y punto de conexión al circuito SE-201 (20006).
En vista que el año de evaluación para asignación de cargos fue el 2016 y considerando que para dicho periodo el grupo de calidad no cuenta con tiempos de incidencias para ser tomadas como base, se solicita se nos den los límites de calidad individual valorando un operador con un mercado similar a DISPAC S.A. E.S.P.
6.2 Caso 2
Cuenta con un usuario activo ubicado en zona rural del municipio de Unión Panamericana, circuito SC-201 (20014).
En vista que el año de evaluación para asignación de cargos fue el 2016 y considerando que para dicho periodo el grupo de calidad no existía por ende no cuenta con tiempos de incidencias para ser tomadas como base para la definición de límites de referencias de calidad, por ello, se solicita los límites de calidad individual valorando un operador con un mercado similar a DISPAC S.A. E.S.P.
Para los dos casos solicitamos poner a consideración se aplique el numeral 5.2.5 de la Resolución CREG 015 de 2018 donde:
5.2.5 Indicadores de referencia y de calidad mínima garantizada
“Para las empresas que no reportaron información al sistema INDICA y tampoco reportaron información al SUI o el reporte a este sistema es incompleto o de mala calidad, los indicadores de referencia son calculados por la CREG como un promedio de los indicadores de referencia de las empresas que más se parezcan en cantidad de km de redes de media tensión y transformadores de nivel 1, por grupo de calidad”.
Análisis de la Comisión
En el numeral 5.2.5 del anexo general de la Resolución CREG 015 de 2018 se establece que los indicadores de referencia para calidad media e individual, son calculados por la CREG y para esto se utiliza la información de calidad brindada por el OR durante el año 2016.
Así mismo, en el numeral 5.2.14 del mencionado anexo se establecen las disposiciones que deben ser observadas para la aplicación de la regulación de calidad en los casos de nuevos usuarios en los sistemas de los OR, tales como conexión de usuarios de las ZNI que se conectan a la red de un OR existente y la interconexión de usuarios por ampliación de cobertura.
Si los usuarios que menciona el recurrente se encuentran conectados a transformadores que no corresponden a ninguno de los casos antes expuestos, esta Comisión entiende que estos hacen parte de una zona perteneciente al SIN antes del año 2016 y por tal razón son aplicables los indicadores existentes en dicha zona, con la mejor información posible. Esto es, para usuarios de un nivel de tensión que se clasifiquen en grupos en los que no había información durante el año 2016, les son aplicables los indicadores de referencia existentes para el mismo grupo de calidad en diferente nivel de tensión, o en caso de transformadores ubicados en zonas que cambien de nivel de ruralidad, si no existe indicador de referencia para el nuevo grupo, les continúan aplicando los indicadores definidos antes del cambio de ruralidad.
Con base en lo anterior, no se acepta la solicitud hecha con respecto a la modificación de los indicadores de calidad individual establecidos con la Resolución CREG 197 de 2020, pues según la metodología los indicadores de referencia se calculan con la información del año 2016 y durante la aplicación del esquema, ante las variaciones que puedan presentarse, se entiende que el OR deberá aplicar la mejor información disponible.
Solicitud No. 13
7. Análisis Costo de reposición de referencia
La Resolución CREG 015 de 2018 en su numeral 6.4.2 Costo de reposición de referencia, determina la forma de cálculo del costo de reposición de referencia del OR en los diferentes niveles de tensión al inicio del periodo tarifario.
Por lo anterior, con base a la diferencia presentada con los valores aprobados en el artículo 15. AOM base por nivel de tensión de la Resolución CREG 197 de 2020 y a los ajustes propuestos en el numeral 2. Análisis base regulatoria de activos eléctricos al inicio del periodo tarifario de este documento, proponemos los siguientes ajustes en las variables: (…)
Análisis de la Comisión
Los valores finales del costo de reposición de referencia serán calculados con base en los ajustes considerados, según lo señalado en el análisis de cada una de las solicitudes relacionadas con el tema.
Solicitud No. 14
8. Análisis AOM para nuevas inversiones proyectos (No se considera la variable IAECjn,n,l,t y el componente (1-RPP) es igual a 1, ya que RPP se toma igual a cero)
La Resolución CREG 015 de 2018 en su numeral 4.2 VALOR DE AOM PARA NUEVAS INVERSIONES, determino la forma para el cálculo del reconocimiento del valor de AOM para las nuevas inversiones diferentes a reposición.
Por lo anterior y de acuerdo a la hoja Capítulo_4 del documento “Cálculo ingresos D DISPAC”, no se evidencia el reconocimiento del AOM para los proyectos de expansión ejecutados con recursos públicos DISPACRPP, ni para los proyectos de inversión con recursos de DISPAC pertenecientes a las categorías de activos II y IV y aprobados por la CREG dentro de la Resolución CREG 197 de 2020 y presentados en el documento Inventario reconocido INVA OR – DISPAC.xls, por lo cual sugerimos sean cargados estos dentro de la base de cálculo para AOM de la siguiente forma: (…)
Análisis de la Comisión
Se señala que la variable AOMNIj,n,t definida en el numeral 4.2 del anexo general de la Resolución CREG 015 de 20018, que corresponde al AOM asociado a nuevas inversiones, no es aprobado en la Resolución particular de ingresos. Esta variable será calculada anualmente por el LAC de acuerdo con lo establecido en la Resolución CREG 015 de 2018.
En relación con la información contenida en el archivo Calculo ingresos D DISPAC.xls entregado como soporte de la Resolución CREG 197 de 2020, se indica que esta información es de referencia tal como se señala en el numeral 4 del documento de soporte de la Resolución CREG 197 de 2020.
4 PROPUESTA DE VARIABLES A APROBAR
En el archivo Calculo ingresos D DISPAC.xls, adjunto a esta comunicación, se presenta la información, el modelo de cálculo y los parámetros empleados para calcular las variables a aprobar al OR en aplicación de la metodología definida en la Resolución CREG 015 de 2018.
El archivo contiene algunas estimaciones de cargos y otras variables que son de carácter informativo, ya que estas deben ser calculadas por el LAC según lo establece la metodología.
Con base en lo anterior, no se accede a modificar la resolución.
Solicitud No. 15
9. Análisis Costo anual del plan de gestión de pérdidas
La Resolución CREG 015 de 2018 en su numeral 7.3.2.1 Cálculo del costo anual del plan, determina el costo anual del plan que remunera los costos y gastos asociados con la recuperación o mantenimiento de pérdidas de energía y, para los OR que requieren de aprobación de plan de reducción de pérdidas, la remuneración de activos no asociados con UC.
Por lo anterior y con base a la diferencia presentada con los valores aprobados en el artículo 17 de la resolución CREG 197 de 2020 Costo de las inversiones en activos que no son clasificables como UC, se presenta la variable (INVNUCj) igual a cero, además de lo anterior en el anexo de la resolución el archivo “Calculo Ingresos D Dispac.xlsx”, para el cálculo del CPOR se excluyeron los proyectos señalados como medición centralizada con medidor AMI en el soporte del OR. Teniendo en cuenta lo anterior, interpretamos que las Inversiones en activos que no son clasificables como UC (Proyectos de medición centralizada con medidor AMI y la micromedición de clientes directos o sin medición), no se aprobaron en esta resolución.
De otra parte, en la Resolución No. 197 de 2020, en su anexo Resultados Generales, archivo “Calculo Ingresos D Dispac.xlsx”, en lo referente al Capítulo 7 de Pérdidas de Energía Eléctrica, Numeral 7.1.4.1 PÉRDIDAS TOTALES DE ENERGÍA, se realiza el cálculo del Índice de Pérdidas Totales (Senda), el cual aparece sin información reportado en este anexo, para lo cual se solicita la senda aprobada en esta resolución, ya que la CREG aplicó el modelo de estimación de costos eficientes (CPCE), en el cual cambiaron algunos parámetros de entrada.
Por lo anterior, solicitamos muy amablemente nos indique que dado que no se reconoció las variables asociadas a las inversiones en activos que no son clasificables como unidades constructivas INVNUCj=0, el plan de pérdidas aprobado a DISPAC solo corresponde a un mantenimiento de pérdidas e indicarnos la senda a cumplir.
Con relación a los numerales 7.1.1 Pérdidas eficientes, 7.1.1.1 Nivel de tensión 4, Pej,4,m,t, de la Resolución CREG 015 de 2018, y que en el artículo 14 de la resolución CREG 197 de 2020 de pérdidas eficientes, se observa que no se relacionó las pérdidas de nivel de tensión 4. Pero revisado el archivo “Calculo ingresos D Dispac”, en la hoja de resultados se registra el valor de 0,91% para la variable Pej,4,m,t, por lo que solicitamos a la CREG la revisión de este valor aprobado por la CREG en:
Para lo cual es importante mencionar que las cifras de las pérdidas de energía de nivel de tensión 4, calculadas por XM para las empresas con la resolución CREG 015 de 2018, para registra los siguientes valores para DISPAC S. A. ESP, que se pueden consultar en: (…)
Por lo que, lo aprobado por la CREG en la variable Pej,4,m,t, no representa las pérdidas que se presentan, y que con las obras del refuerzo de la línea Huapango Siete y el mantenimiento de la línea Huapango - Cértegui, estas pérdidas disminuyan.
También, para la presentación de la solicitud de cargos que se presentó a la CREG, se contaba con los análisis pérdidas “INFORME DE PÉRDIDAS TÉCNICAS Y NO TECNICAS Incluyendo Energías en tránsito para Enero, Febrero y Marzo del 2015”, los resultados indicaron que las a pérdidas técnicas de nivel 4 eran de 5,78%, referidas al STN. Se adjunta estudio de la firma Energy, contratada en el 2015 para la evaluación de las pérdidas. Por lo cual, la empresa DISPAC S. A. ESP, reitera que se revise la senda de pérdidas eficientes de nivel de tensión 4, presentados por DISPAC S. A. ESP: (…)
Análisis de la Comisión
De acuerdo con lo establecido en el numeral 7.3.2.3 del anexo general de la Resolución CREG 015 de 2018, modificado en la Resolución CREG 085 de 2018, el costo total del plan propuesto por el OR, variable CPORj, está conformada por los gastos relacionados con pérdidas de energía, variable AOMPjk, y por la remuneración de las inversiones definidas en el numeral 7.3.2.1, variable INVNUCj.
En relación con los gastos en recuperación de pérdidas de energía, como se señala en documento de soporte, el OR no incluyó la información de AOM para reducción de pérdidas de los años 2012 y 2013, no obstante, se identificó que el OR había enviado dicha información a la Comisión en respuesta a la Circular CREG 027 de 2014. Por lo anterior, se empleó la información reportada para los años 2012 y 2013 lo que hace que el valor asociado con la variable AOMPjk sea $16.749.070.572 y no $4.759.387.963 como solicitó el OR.
Respecto a las inversiones el OR solicitó $22.545.357.304 asociados con la variable INVNUCj. En la hoja de cálculo 2. Activos-AOM del archivo Plan pérdidas_Dispac.xlsx, remitido en la comunicación con radicado CREG E–2020–004157, se identifican dos grupos de inversiones, i) medidores de usuarios finales regulados que no cuenten con medidor a la fecha de presentación del plan y su costo no sea trasladado al usuario, por un valor de 3.819 millones de pesos y ii) Inversiones en sistemas de medición centralizada. Incluye medidor (AMI), por un valor de 18.727 millones de pesos.
Con base en lo anterior, no se incluyó en la variable INVNUCj las inversiones del segundo grupo al incluir inversiones en AMI, las cuales no son reconocidas en los ingresos definidos en esta metodología.
En relación con la variable CPCEj el OR solicitó $14.017.000.000, mientras que el valor empleado por la Comisión fue de $13.507.544.548, para obtener este valor se realizó la simulación en el modelo de costo eficiente utilizando las mismas variables de entrada del OR y ajustando únicamente los parámetros de mínima y máxima inversión del modelo, tal como se observa en la tabla 7.3.2.2 de la hoja de cálculo Dispac del archivo Calculo ingresos D Dispac.xlsx entregado al OR como soporte de la Resolución CREG 197 de 2020. Por lo anterior, la senda de pérdidas simulada y aprobada es igual a la solicitada por el OR.
Aplicando la metodología definida en el numeral 7.3.2 del anexo general de la Resolución CREG 015 de 2018 se obtuvo el valor del costo total del plan de reducción de pérdidas que corresponde al valor máximo a reconocer.
Teniendo en cuenta que el costo total es inferior al costo histórico de AOM destinado a pérdidas del OR, no es posible, en aplicación de la metodología, aprobar inversiones asociadas con la variable INVNUCj. No obstante, el costo total del plan aprobado corresponde a un plan de reducción de pérdidas según la senda solicitada, y para su aplicación se deben seguir los procedimientos definidos en el capítulo 7 de la Resolución CREG 015 de 2018.
La senda de reducción de pérdidas corresponde a la presentada por el OR en la hoja de cálculo 4. Senda del archivo Plan pérdidas_Dispac.xlsx, remitido en la comunicación con radicado CREG E-2020-004157.
Tabla 1 Senda de reducción de pérdidas aprobada
| t = 1 | t = 2 | t = 3 | t = 4 | t = 5 | t = 6 | t = 7 | t = 8 | t = 9 | t = 10 | |
| IPTSj,t | 20,06% | 19,39% | 18,73% | 18,10% | 17,50% | 16,78% | 16,13% | 15,34% | 14,65% | 14,00% |
Respecto a las pérdidas eficientes de nivel de tensión 4, En el numeral 7.1.1.1. del anexo general de la Resolución CREG 015 de 2018 se establece lo siguiente:
7.1.1.1. Nivel de tensión 4, Pej,4,m,t
Las pérdidas en este nivel de tensión serán calculadas mensualmente por el LAC con el balance energético que resulte del reporte de las fronteras comerciales respectivas.
El primer cálculo utilizando el balance energético se realizará doce (12) meses después de la fecha de finalización de la primera verificación quinquenal de las fronteras de que trata el artículo 39 de la Resolución CREG 038 de 2014.
Mientras tanto, se calcularán, anualmente, índices para cada sistema que opera las redes en un mismo mercado de comercialización, mediante flujos de carga horarios con base en la información del año anterior al de cálculo.
El índice de pérdidas se aplicará por mercado de comercialización independientemente que se existan varios TR en un mismo sistema.
El primer calculo con flujos de carga horarios se deberá efectuar en marzo de 2018 y los índices resultantes serán aplicables una vez entren en vigencia los cargos particulares aprobados según la presente metodología. (…)
Subrayado fuera de texto
Con base en lo anterior, teniendo en cuenta que las pérdidas eficientes del nivel de tensión 4 son calculadas periódicamente por el LAC, en el artículo 14 de la Resolución 197 de 2020 no se aprobó un valor para las pérdidas eficientes de nivel de este nivel de tensión para el mercado de Dispac.
Se reitera que el archivo Calculo ingresos D DISPAC.xls, entregado como soporte de la Resolución CREG 197 de 2020, contiene algunas estimaciones de cargos y otras variables que son de carácter informativo, ya que estas deben ser calculadas por el LAC según lo establece la metodología.
Solicitud No. 16
10. Análisis energía de entrada para cada nivel de tensión
La Resolución CREG 015 de 2018 en su numeral 7.3.7.1 Energía de entrada para cada nivel de tensión, determina la energía de entrada en cada uno de los niveles de tensión del sistema del OR.
Por lo anterior y de acuerdo a la hoja Capítulo_7 del documento “Cálculo ingresos D DISPAC”, no se evidencia el reconocimiento de flujo de energía en el nivel de tensión 3, el cual se relaciona a continuación y corresponde a la demanda regulada de los circuitos SH-201 (IUL=20022), SH-202 (IUL=20023), SG-201 (IUL=20024), SG-202 (IUL=20025), circuitos de distribución en nivel II asociados a las subestaciones Chaqui (IUS=10005) y San Miguel (IUS=10006), esta última subestación corresponde a su vez al punto de conexión del proyecto DISPAC-RPP5 = PTSP Interconexión Eléctrica a 13.200 Voltios San Miguel – Sipí, aprobado por la CREG dentro de la Resolución CREG 197 de 2020 y presentados a DISPAC en el documento Inventario reconocido INVA OR – DISPAC.xls.
Por lo que consideramos muy importante el reconocimiento de cargos de Nivel de tensión 3 de la variable CD3j,m,t, del numeral 1.2.2 de la resolución CREG 015 de 2018. Con base en la información suministrada en la solicitud de cargos de cargos de DISPAC S. A. ESP: (…)
Análisis de la Comisión
Se aclara que en la Resolución CREG 197 de 2020 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 DISPAC y que, de acuerdo con lo establecido en los capítulos 1 y 2 del anexo general de la Resolución CREG 0154 <sic, 15> de 2018, el LAC es el encargado de calcular los ingresos anuales y los cargos mensuales de cada mercado de comercialización.
Las variables del nivel de tensión 3 aprobadas son las requeridas para que el LAC pueda calcular los cargos de nivel de tensión 3 en aplicación de la metodología establecida en la Resolución CREG 015 de 2018, por lo cual, no es necesario hacer ajustes a la resolución CREG 197 de 2020 en este aspecto.
Se aclara que el archivo Calculo ingresos D DISPAC.xls, entregado como soporte de la Resolución CREG 197 de 2020, contiene algunas estimaciones de cargos y otras variables que son de carácter informativo, ya que estas deben ser calculadas por el LAC según lo establece la metodología.
Solicitud No. 17
11. Factor de Eficiencia de DISPAC S. A. ESP afectado por el IVA de las facturas por concepto de remuneración al gestor en virtud del contrato de gestión celebrado para la administración del establecimiento de comercio
Sea lo primero manifestar a título de antecedente, que mediante Resolución No. 2084 del 1o de abril de 1998, emitida por la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, se ordenó la toma de posesión de la extinta Electrificadora del Chocó S.A., con el objeto de liquidarla, por incumplimiento de sus obligaciones adquiridas por concepto de compras, conexión, peajes y transporte de la energía suministrada para su comercialización y servicio.
Posteriormente, el día 17 de junio de 2001, el Consejo Nacional de Política Económica y Social, mediante documento COMPES 3122, (sic) estableció una estrategia para asegurar la prestación del servicio de energía eléctrica en el área de influencia del departamento del Chocó, de manera que se asegurara la prestación del servicio de energía, mediante un nuevo esquema de gestión.
Así las cosas, mediante escritura pública número 3.659 del 11 de diciembre del 2001, otorgada en la Notaría 24 del Círculo de Bogotá D.C., se constituye la Distribuidora del Pacifico S.A. E.S.P. - DISPAC S.A. E.S.P., como empresa de servicios públicos domiciliarios, con capital mixto, en la cual el Estado colombiano es poseedor de la mayoría del capital social (más del 99%), razón por la cual se rige por las normas generales de presupuesto público para Empresa Industriales y Comerciales del Estado. Bajo estas premisas se da inicio a la gestión, adjudicándosele la administración a la empresa a partir del 26 de julio de 2002, e iniciando sus operaciones el 06 de agosto del mismo año.
Su composición accionaria se compone así: (…)
De esta manera, el Gobierno Nacional ante la necesidad de asegurar la prestación del servicio de energía en el departamento del Chocó (distribución y comercialización), en las zonas interconectadas o de influencia, crea un modelo de gestión diferente en el área, en el que asume gran parte de los compromisos requeridos para garantizar y dar solución a la problemática energética de la región.
El modelo de gestión adoptado estableció que la propiedad de la empresa quedara en manos de la Nación y que la administración y operación de la misma estuviera a cargo de una entidad privada. En tal sentido, previo los trámites contractuales correspondientes, el 1º de septiembre de 2019, entre la empresa DISPAC S.A. E.S.P. y su actual Gestor - Consorcio Energía Confiable se suscribió el Contrato de Gestión DG-025 de 2019, por medio del cual se encomendó a este último la administración del establecimiento de comercio y, especialmente, la ejecución de las actividades que comprenden el giro ordinario de los negocios del establecimiento de comercio de DISPAC S.A. E.S.P., de tal manera que se asegure la prestación ininterrumpida del servicio público domiciliario de energía eléctrica en el área de influencia.
Así las cosas, se precisa sobre la relación existente entre DISPAC S.A. E.S.P. y el Consorcio Energía Confiable es de un Contrato de Preposición, regida por el artículo 1332 del Código de Comercio.
Frente al asunto particular, se tiene que la Resolución CREG 015 de 2018 en su numeral 4.1.2 AOM objetivo, determinó un Factor de eficiencia para el OR que corresponde al límite superior del intervalo de confianza del 90% estimado a partir del modelo de frontera estocástica, el cual cuantifica el valor del AOM demostrado, el valor en pesos por usuario de los gastos de personal y misceláneos, el valor en pesos por usuario de los gastos en edificios, materiales y equipos de oficina. Adicionalmente, DISPAC S. A. ESP por la condición de Operador de Red con el esquema de gestoría (esquema estipulado por el ESTADO) dentro de sus costos debe pagar el IVA a la empresa (GESTOR) por el contrato de Gestión, esto implica una facturación que es objeto de este impuesto, que adicionalmente ya la DIAN ha manifestado que debe pagarse. El hecho de no reconocer este IVA dentro de los costos de DISPAC implica retirar recursos de AOM para destinarlos a pagar este impuesto sin opción alguna para la empresa.
Para los fines pertinentes se adjunta certificación expedida por la contadora de la entidad, donde se hace constar los valores cancelados al Gestor por concepto de remuneración, incluyendo el correspondiente IVA.
Por lo anterior, consideramos que los costos asociados al IVA del contrato de gestión deberían cuantificarse dentro del esquema de costos eficientes, dada las particularidades que tiene el contrato de gestoría de DISPAC y los cuales resultan ser relevantes en cuanto a las finanzas de DISPAC; para lo cual se solicita ejecutar el modelo de eficiencia con y sin el IVA de la facturación del gestor, que indicará el impacto sobre la empresa.
Análisis de la Comisión
De acuerdo con la metodología establecida en los capítulos 4 y 7 del anexo general de la Resolución CREG 015 de 2018, el AOM total a reconocer está compuesto por dos componentes: i) un valor asociado con las actividades de reducción o mantenimiento de pérdidas, incluido en el costo anual del programa de reducción de pérdidas, y ii) un valor asociado con las demás actividades del negocio de distribución AOMbasej.
Para calcular la variable AOMbasej se descuenta el valor de los gastos reportados en reducción de pérdidas, variable AOMPj, a su vez, este último valor se incluye en el cálculo del costo del plan de reducción de pérdidas propuesto por el OR, variable CPORj la cual es considerada para determinar el costo de reducción o mantenimiento de pérdidas reconocido.
En la hoja de cálculo Capítulo 4 del archivo Circular 029-2018 Formato solicitud ingresos CREG 015 Rev 4.xlsx, enviado por el OR, mediante comunicación con radicado CREG E-2020-004157, como parte de la solicitud de aprobación de ingresos se identifica la siguiente información:
El OR solicitó un AOMbasej de $7.746.430.901 y un AOMPj de $ 1.074.367.990, que sumados son $8.820.798.891, valores en pesos de diciembre de 2017.
De otra parte, en el archivo Calculo ingresos D Dispac.xlsx, entregado al OR como soporte de la Resolución CREG 197 de 2020, se identifica un AOMbasej de $7.145.891.834 y un AOMPj de $1.674.907.057 que sumados corresponden a $8.820.798.891, es decir el mismo valor solicitado por el OR.
Como se señaló en el análisis de la solicitud No. 15, el OR no incluyó la información de AOM para reducción de pérdidas de los años 2012 y 2013, no obstante, se identificó que el OR había enviado dicha información a la Comisión en respuesta a la Circular CREG 027 de 2014, por lo cual el valor de la variable AOMPj es mayor en los cálculos empleados por la Comisión.
De otra parte, se identificó que el factor de eficiencia solicitado por el OR en el archivo Circular 029-2018 Formato solicitud ingresos CREG 015 Rev 4.xlsx tiene un valor de 0.6335, mientras que el aprobado por la Comisión fue de 0.6543.
Con lo anterior se entiende que la aplicación de la metodología para calcular el AOM base se realizó de acuerdo con lo establecido en la Resolución CREG 015 de 2018, e incluso con resultados similares a los solicitados por el OR, salvo por el ajuste de información.
No obstante, entendiendo que la petición del OR consiste en recalcular el factor de eficiencia, definido en el numeral 4.1.2.4 de la Resolución CREG 015 de 2018, considerando una situación particular del esquema de operación de la empresa que no había sido considerada por el OR en la solicitud de aprobación de ingresos que dio resultado a la aprobación de la Resolución CREG 197 de 2020, se señala lo siguiente:
El recurso de reposición es la primera actuación o herramienta que tiene el destinatario del acto administrativo para impugnar las decisiones contenidas en el acto administrativo particular que pueden lesionar derechos, y por ello, como lo exige el mismo artículo 74 de la Ley 1437 de 2011, se interpone ante quien profirió el acto para que lo aclare, modifique, adicione o revoque, pero no constituye una instancia para modificar la solicitud. Según el CONSEJO DE ESTADO, SALA DE LO CONTENCIOSO ADMINISTRATIVO, SECCION CUARTA, consejero Ponente. CARMEN TERESA ORTIZ DE RODRIGUEZ, Bogotá, D.C., veintinueve (29) de Mayo de dos mil catorce (2014), Radicación 13001233300020120004501 Actor DEPARTAMENTO DE BOLIVAR contra la DIAN Numero Interno. 20383 (Sentencia No. 13001233300020120004501, 2014), Auto, el recurso de reposición es “… la vía a través de la cual se llega directamente ante el funcionario que tomó la decisión administrativa con el fin de que la aclare (explique o despeje puntos dudosos) o revoque (deje totalmente sin efectos la decisión reemplazándola o derogándola) a través de escrito presentado en la diligencia de notificación personal.
En relación con los requisitos para interponer los recursos de reposición, el numeral segundo del artículo 77 de la Ley 1437 de 2011, hace alusión a que debe sustentarse con expresión concreta los motivos de inconformidad. Es decir, al no existir aceptación con lo resuelto en el acto administrativo, trae como consecuencia inconformidad a las pretensiones que fueron expuestas con anterioridad, el cual debe estipular, no solamente en qué consiste esa inconformidad y a la vez sustentar o argumentar lo pretendido, en forma clara y precisa para que al desatarse el recurso sean tenidos en cuenta los puntos de inconformidad, a fin de que, si fuere del caso lo aclare, modifique o revoque.
Por lo anterior, y dado que esta pretensión está encaminada a modificar la solicitud inicial de aprobación de ingresos presentada por la Empresa Distribuidora del Pacífico S.A. E.S.P., y no versa sobre la decisión contenida en la Resolución CREG 197 de 2020, esta Comisión no acepta lo solicitado en esta petición.
Con base en la información aportada por el OR en el recurso de reposición y los análisis realizados por la Comisión, se ajusta el inventario aprobado del OR y por lo tanto se modifican algunas de 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 Empresa Distribuidora del Pacífico S.A. E.S.P. La información de las modificaciones realizadas en el inventario de activos aprobado será entregada al OR.
La Comisión de Regulación de Energía y Gas, en su sesión No.1065 del 11 de diciembre de 2020, acordó expedir esta resolución.
RESUELVE:
ARTÍCULO 1. MODIFICAR EL ARTÍCULO 2 DE LA RESOLUCIÓN CREG 197 DE 2020. El artículo 2 de la Resolución CREG 197 de 2020 quedará así:
Artículo 2. 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 | 85.185.124.285 |
| BRAEj,3,0 | 9.314.514.053 |
| BRAEj,2,0 | 68.744.528.351 |
| BRAEj,1,0 | 24.296.329.150 |
ARTÍCULO 2. MODIFICAR EL ARTÍCULO 4 DE LA RESOLUCIÓN CREG 197 DE 2020. El artículo 4 de la Resolución CREG 197 de 2020 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, 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 | 2.747.801.683 |
| RCBIAj,3,1 | 357.164.924 |
| RCBIAj,2,1 | 2.235.920.968 |
| RCBIAj,1,1 | 1.282.184.947 |
ARTÍCULO 3. MODIFICAR EL ARTÍCULO 7 DE LA RESOLUCIÓN CREG 197 DE 2020. El artículo 7 de la Resolución CREG 197 de 2020 quedará así:
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 | 3.245.825.288 |
| AOMbasej,3 | 354.912.733 |
| AOMbasej,2 | 2.619.386.078 |
| AOMbasej,1 | 925.767.735 |
ARTÍCULO 4. MODIFICAR EL ARTÍCULO 15 DE LA RESOLUCIÓN CREG 197 DE 2020. El artículo 15 de la Resolución CREG 197 de 2020 quedará así:
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 | 198.100.983.735 |
| Crrj,4 | 88.948.046.482 |
| Crrj,3 | 9.035.668.554 |
| Crrj,2 | 72.441.922.878 |
| Crrj,1 | 27.675.345.820 |
ARTÍCULO 5. La presente Resolución deberá notificarse a la Empresa Distribuidora del Pacífico 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.
NOTIFÍQUESE, PUBLÍQUESE Y CÚMPLASE
Dado en Bogotá D.C., 11 DIC. 2020
MIGUEL LOTERO ROBLEDO
Viceministro de Energía, delegado del Ministro de Minas y Energía
Presidente
MARÍA CLAUDIA ALZATE MONROY
Directora Ejecutiva ( E )
