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Sesión No.763 de 2017

D-010-17 METODOLOGÍA REMUNERACIÓN ACTIVIDAD DE DISTRIBUCIÓN 4

METODOLOGÍA DE REMUNERACIÓN DE LA ACTIVIDAD DE DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA

DOCUMENTO CREG-010

4 de marzo de 2017

CIRCULACIÓN:

MIEMBROS DE LA COMISIÓN DE

REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS



TABLA DE CONTENIDO

1. REMUNERACIÓN DE LAS INVERSIONES ............................................................... 7

1.1 Definición del factor CRA ................................................................................. 8

1.2 Ejemplo de aplicación del factor CRA ............................................................ 10

1.3 Tasa de remuneración de la inversión ........................................................... 14

2. INGRESO ANUAL POR GASTOS DE AOM ............................................................ 14

3. MENÚ DE CONTRATOS PARA INVERSIONES Y GASTOS .................................. 15

4. PÉRDIDAS DE ENERGÍA ELÉCTRICA ................................................................... 15

4.1 Determinación de pérdidas eficientes de nivel de tensión 1 ........................... 15

4.2 Pérdidas de energía de transición en el nivel de tensión 1 ............................ 15

4.3 Gestión de pérdidas ....................................................................................... 16

5. CARGOS HORARIOS ............................................................................................. 17

6. UC PARA VALORACIÓN DE ACTIVOS NUEVOS ................................................... 17

7. CARGOS POR RESPALDO DE LA RED ................................................................. 18

8. ENERGÍA REACTIVA .............................................................................................. 19

9. CALIDAD DEL SERVICIO ........................................................................................ 19

9.1 Calidad en el STR ......................................................................................... 19

9.2 Calidad en los SDL ........................................................................................ 19

10. VARIACIÓN DE INGRESOS DE LAS EMPRESAS Y COSTO UNITARIO DE PRESTACION DEL SERVICIO ........................................................................................ 22

10.1 Condiciones generales de las simulaciones .................................................. 23

10.1.1 Parámetros: ..................................................................................... 23

10.1.2 Otros ingresos.................................................................................. 24

10.1.3 Ingresos de referencia ..................................................................... 25



10.1.4 Restricciones: .................................................................................. 26

10.2 Variación de ingresos de las empresas de distribución .................................. 26

10.2.1 Resultados con un capex del 8 % .................................................... 26



10.3 Variación de los ingresos y cargos de distribución por OR ............................ 32

10.3.1 Resultados para un capex del 8% .................................................... 33

10.3.2 Resultados para un capex del 6% .................................................... 73

10.3.3 Resultados para un capex del 4% .................................................. 113

10.4 Impactos en el ingreso de los OR por calidad del servicio en los SDL ......... 153

10.4.1 Logro de los objetivos de calidad ................................................... 153

10.4.2 No hace nada en calidad ............................................................... 154

10.4.3 Impacto promedio en el período tarifario ........................................ 155

10.4.4 Impacto en el CU ........................................................................... 156



METODOLOGÍA DE REMUNERACIÓN DE LA ACTIVIDAD DE DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA

Durante el presente proceso de revisión de la metodología de remuneración de la actividad de distribución de energía eléctrica se han expedido los siguientes documentos:

Bases metodológicas (Resolución CREG 043 de 2013)

Propósitos y lineamientos (Resolución CREG 079 de 2014)

Propuesta metodológica a consulta (Resolución CREG 179 de 2014)



Además de los criterios tarifarios establecidos en las leyes 142 y 143 de 1994, en el desarrollo del tema se han considerado las disposiciones establecidas en la Resolución 90604 del 5 de junio de 2014 del MME, la Ley 1715 de 2014, Decreto 1937 2013 y el Decreto 1623 de 2015; como parte integral de la nueva metodología a implementar.

Adicionalmente a los documentos expedidos por la CREG anteriormente mencionados, se han publicado diversos estudios cuyos resultados han sido insumos para la elaboración de las propuestas y respecto de los cuales se han recibido numerosos comentarios.

Para la elaboración de esta cuarta publicación se han tenido en cuenta los comentarios recibidos, algunos de los cuales condujeron a efectuar análisis adicionales que permitieron realizar las nuevas propuestas que se incluyen en la resolución de consulta aquí presentada.

De esta manera, para facilitar el entendimiento de esta cuarta consulta, a continuación se presentan las principales modificaciones respecto a la propuesta publicada en la Resolución CREG 176 de 2016 así como los cambios en los ingresos de las empresas bajo varios escenarios de inversión y las variaciones en el costo unitario de prestación del servicio en el nivel de tensión 1.

1. REMUNERACIÓN DE LAS INVERSIONES

Frente a la remuneración de las inversiones, a continuación se presentan los principales cambios incluidos en esta nueva consulta:

Se propone un mecanismo alternativo para la definición de los rangos de activos según la antigüedad para empresas que no cuenten con la información de entrada en operación, expansión y reposición realizada en su sistema.

Se eliminó el componente asociado con el incentivo por eficiencia en inversiones de la fórmula del ingreso anual por inversiones.



Se modificó la fórmula de cálculo de la variable BRAE para que sea consistente con los ajustes en la definición de la variable CRA.

Se simplificó el procedimiento de cálculo del valor implícito, del valor de los activos fuera de operación y del valor de los activos en operación no incluidos. Se remplazó la desagregación simultánea por rango y categoría de activos por una desagregación solamente a nivel de categorías de activos. Para capturar el efecto de los rangos en la base inicial de activos se emplea la variable CRAP.

Se corrigió la fórmula para determinar la variable CAI del nivel de tensión 1.

Se definió el rango de activos k = 4, aplicable a activos asociados con las UC de niveles de tensión 2, 3 y 4 y los transformadores y redes de nivel de tensión 1 puestos en operación durante el periodo 2008 a la fecha de corte.

Se definió de manera explícita el factor CRA empleado para los activos asociados con las UC de niveles de tensión 2, 3 y 4 y los transformadores y redes de nivel de tensión 1 puestos en operación durante el periodo 2008 a la fecha de corte.

Se ajustó la fórmula de cálculo de la variable recuperación de capital de la base inicial de activos, RCBIA, para que sea consistente con el cálculo de la base inicial de activos.

Se hace explicitó que la recuperación de capital de los activos pertenecientes a una categoría l y un rango de antigüedad k aplica únicamente para un periodo de tiempo (años) calculado como la diferencia entre la vida útil reconocida, VU, y la antigüedad de referencia, AR. Es decir que después de superado el periodo de recuperación de capital el valor de esta variable es igual a cero, se mantiene la excepción propuesta en la Resolución CREG 176 de 2016 respecto al reconocimiento adicional por cinco años para los activos de nivel de tensión 3 y 4.

A continuación se presenta con mayor detalle la propuesta de ajuste de la variable CRA.

1.1 Definición del factor CRA

Para la definición de la base regulatoria de activos al inicio del periodo tarifario, la cual debe ser consecuente con una estimación de su costo real, la metodología propuesta en las resoluciones CREG 024 y 176 de 2016 emplea una variable denominada factor de capital remanente, CRA, que permite ajustar la base de activos considerando su antigüedad (medida a partir de su entrada en operación y las inversiones en reposición y expansión realizadas por las empresas durante los anteriores periodos tarifarios) y el reconocimiento vía tarifa del capital.

Sobre este tema se han recibido diferentes comentarios, por un lado se señala que para determinar esta variable existe un problema de disponibilidad de información sobre la entrada en operación de los activos, de otra parte, algunas empresas y el gremio de los distribuidores, insisten en que la regulación debe asumir que los activos de los SDL y STR tienen como máximo una antigüedad de 8 años.



En relación con los agentes que señalan que la dificultad de definir la variable CRA obedece a un problema de información, un grupo de estos indica que no es posible obtener la información de entrada en operación de los activos de su sistema y por lo tanto sugieren asumir que todos los activos deben tener una antigüedad máxima de 8 años, mientras que otras empresas expresan que pueden obtener la información pero que requieren un plazo adicional así como criterios más flexibles para demostrar la antigüedad de los activos.

Respecto a la obligación de contar con un sistema de información de la red de distribución que incluya entre otros la entrada en operación de los activos, establecida en el Reglamento de Distribución1, algunas empresas señalan que a pesar de existir dicha obligación desde el año 1998, no cuentan con la información de entrada en operación de los activos.

Con base en lo anterior y entendiendo que para la definición de la variable CRA las empresas enfrentan un problema de información sobre la entrada en operación de los activos y los niveles de expansión y reposición realizados en su sistema, el cual puede ser subsanado o minimizado con mayor tiempo y flexibilización de criterios, la Comisión propone mantener la metodología de la Resolución CREG 176 de 2016 respecto a la definición de la variable CRA para las empresas que cuentan con dicha información y de manera alternativa se proponen unos factores de ponderación de los activos en los rangos de antigüedad para las empresas que no cuenten con la información requerida al momento de la solicitud de ingresos para el siguiente periodo tarifario.

En la propuesta se define que los factores de ponderación alternativos se deben utilizar para todos los niveles de tensión, es decir, no es posible utilizar para algunos niveles estos factores y para otros niveles los obtenidos a partir del sistema de información de la red de distribución de la empresa.

En la propuesta se plantea el uso de mantener los factores de ponderación alternativos incluso después de obtenida la información del estudio de antigüedad del sistema. Al respecto se señala que este plazo se otorga de manera independiente y sin perjuicio del cumplimiento de lo establecido en la regulación vigente.

Teniendo en cuenta que la información sobre la antigüedad y la reposición efectuada en el sistema es la base para una adecuada gestión de estos activos, que las empresas señalan desconocer dicha información y que algunas empresas han señalado que la reposición de activos se realiza una vez estos fallan y salen de operación, se considera necesaria la implementación de buenas prácticas al respecto, por lo cual se mantiene la propuesta de implementación de normas de gestión de activos y, en consecuencia, la obtención por parte de las empresas de la información de antigüedad de sus sistema.

En la propuesta se da un plazo de 1 año para que las empresas desarrollen el estudio de antigüedad de los activos de su sistema.

1 Definido en la Resolución CREG 070 de 1998



1.2 Ejemplo de aplicación del factor CRA

Con el objetivo de mostrar de manera simplificada el procedimiento para el cálculo de la base regulatoria de activos al inicio del periodo tarifario se presenta un ejemplo con la aplicación de la metodología propuesta.

La base regulatoria de activos eléctricos al inicio del periodo tarifario se estima a partir de la siguiente expresión:

𝐵𝑅𝐴𝐸𝑗,𝑛,0 =∑(𝐶𝑅𝐼𝐼𝑗,𝑛,𝑙 + 𝐶𝑅𝐼𝑁𝑗,𝑛,𝑙) ∗ 𝐶𝑅𝐴𝑃𝑗,𝑛,𝑙

𝐿𝑛

𝑙=1

∗𝐼𝑃𝑃𝐹𝐶𝐼𝑃𝑃𝑏𝑎𝑠𝑒

Los valores de las variables CRII y CRIN están asociados al inventario de activos de cada OR en cada nivel de tensión y cada categoría l a la fecha de corte definida en la propuesta de resolución, estos valores vienen dados en pesos de diciembre de 2007, por lo cual se indexan a pesos de la fecha de corte.

Para este ejemplo simplificado solamente se consideran las siguientes categorías de activos2: i) los activos asociados a UC transformadores de potencia, ii) los activos asociados a UC de subestación y iii) los activos asociados a UC de líneas. Es importante señalar que estos activos representan más del 95% del valor total de los activos eléctricos de las empresas.

En este ejercicio se utiliza el valor agregado de todos los OR, los resultados a nivel individual pueden variar en función de la cantidad de UC en cada categoría de activos de cada nivel de tensión.

La variable CRII es estimada con base en el valor implícito definido en la metodología propuesta y la ponderación en las tres categorías con base en las UC aprobadas en los cargos actuales, la variable CRI es estimada con base en la información reportada por los OR a la Comisión en respuesta de la Circular CREG 019 de 2015 y los reportes anuales realizados por los OR en cumplimiento del artículo 18 de la Resolución CREG 097 de 2008.3

En las siguientes tablas se presentan los valores para las variables CRII y CRIN4 utilizadas en este ejercicio.

2 Se utilizan las siguientes categorías de activos: la categoría 1 corresponde a los transformadores de potencia, la categoría 2 a subestaciones y la categoría 3 a líneas.

3 Es importante señalar que en las verificaciones de la información realizadas por la Comisión en el año 2015 se encuentran deficiencias en la información reportada por las empresas.

4 En miles de millones de pesos de diciembre de 2007.



Tabla 1 CRII total estimado por nivel de tensión y categoría de activos

CATEGORÍA N1 N2 N3 N4

Transformadores potencia 3.542 1.029 0

Subestaciones 564 831 2.230

Líneas 6.799 1.160 2.920

Redes y transformadores 5.039

TOTAL 5.039 10.905 3.020 5.150

Tabla 2 CRIN total estimado por nivel de tensión y categoría de activos


Transformadores potencia 928 232 0

Subestaciones 148 188 254

Líneas 1.782 262 333


TOTAL 1.619 2.857 682 587

Tabla 3 CRII + CRIN por nivel de tensión y categoría de activos


Transformadores potencia 0 4.470 1.261 0

Subestaciones 0 711 1.018 2.484

Líneas 0 8.581 1.423 3.253

Redes y transformadores 6.657 0 0 0

TOTAL POR NIVEL 6.657 13.762 3.702 5.737

TOTAL 29.858

Para la definición de la variable CRAP se utiliza la expresión definida en la propuesta:

𝐶𝑅𝐴𝑃𝑗,𝑛,𝑙 = ∑𝐶𝑅𝐴𝑛,𝑘,𝑙 ∗

4

𝑘=1

𝑃𝐴𝑅𝑗,𝑛,𝑘

Los valores de la variable CRA corresponden a los definidos en el numeral 3.1.1.1.3 de la resolución propuesta, en las siguientes tablas se presenta para cada nivel de tensión y rango de activos utilizados en el ejemplo el valor de la variable CRA.

Tabla 4 CRA por rango para principales categorías del nivel de tensión 4

CATEGORÍA k = 1 k = 2 k = 3 k = 4

Transformadores potencia 0,76 0,86 0,95 1,00

Subestaciones 0,76 0,86 0,95 1,00

Líneas 0,93 0,96 0,98 1,00


CATEGORÍA k = 1 k = 2 k = 3 k = 4


Subestaciones 0,78 0,88 0,95 1,00

Líneas 0,94 0,97 0,99 1,00




CATEGORÍA k = 1 k = 2 k = 3 k = 4


Subestaciones 0,78 0,88 0,95 1,00

Líneas 0,78 0,88 0,95 1,00

Tabla 7 CRA por rango para categorías del nivel de tensión 1

CATEGORÍA k = 1 k = 2 k = 3 k = 4

Redes y transformadores 0,78 0,88 0,95 1,00

Para los OR que cuenten con la información de antigüedad de sus activos en todos los niveles de tensión según lo definido en el numeral 3.1.1.1.2 de la propuesta, el valor de la variable PAR en cada nivel de tensión corresponderá a la ponderación del valor de sus activos en cada una de las categorías k respecto al valor total del nivel de tensión.

Para las empresas que no cuenten con la información en todos los niveles de tensión, se propone la aplicación de una alternativa que permite utilizar los valores de la variable PAR definidos en la tabla 7 del numeral 3.1.1.1.4 de la resolución, tal como se muestra en la siguiente tabla.

Tabla 8 Fracción de activos por rango de antigüedad para empresas sin información

NIVEL DE TENSIÓN PARn,k para k=1

PARn,k para k=2

PARn,k para k=3

PARn,k para k=4

4 0,554 0,069 0,121 0,256

3 0,554 0,069 0,121 0,256

2 0,415 0,080 0,149 0,356

1 0,415 0,080 0,149 0,356

Con base en la anterior información, a continuación se muestra el ejemplo de cálculo de la variable CRAP para activos de las categorías 1 y 2 del nivel de tensión 4, posteriormente se presenta el valor calculado para todos los niveles de tensión.

Para la categoría de activos asociados a transformadores de potencia del nivel de tensión 4, el valor de la variable CRAP es el resultado de la siguiente operación:

CRAP4,1 = (CRA4,1,1 * PAR4,1)+(CRA4,2,1 * PAR4,2)+(CRA4,3,1 * PAR4,3)+(CRA4,4,1 * PAR4,4)

CRAP4,1 = (0.76 * 0.554) + (0.86 * 0.069) + (0.95 * 0.121) + (1 * 0.256) = 0.850

Para la categoría de activos asociados a líneas de nivel de tensión 4, el valor de la variable CRAP es el resultado de la siguiente operación:

CRAP4,3 = (CRA4,1,3 * PAR4,1)+(CRA4,2,3 * PAR4,2)+(CRA4,3,3 * PAR4,3)+(CRA4,4,3 * PAR4,4)

CRAP4,3 = (0.93 * 0.554) + (0.96 * 0.069) + (0.98 * 0.121) + (1 * 0.256) = 0.957

De la misma forma se obtienen los factores CRAP para cada categoría de activos tal como se muestra en las siguientes tablas:



Tabla 9 Factor CRAP para nivel de tensión 4

CATEGORÍA CRAP4,l

Transformadores potencia 0,850

Subestaciones 0,850

Líneas 0,957


CATEGORÍA CRAP3,l


Subestaciones 0,86

Líneas 0,96


CATEGORÍA CRAP2,l


Subestaciones 0,89

Líneas 0,89


CATEGORÍA CRAP1,l

Redes y transformadores 0,89

A manera de ejemplo, a continuación se presenta el cálculo de la base inicial de activos para el nivel de tensión 2.

BRAEj,2,o = (CRIIj,2,1+CRINj,2,1)* CRAPj,2,1 +(CRIIj,2,2+CRINj,2,2)* CRAPj,2,2+(CRIIj,2,3+CRINj,2,3)* CRAPj,2,3

BRAE2,o = (3.542+928)* 0,89 +(564+148)* 0,89+(6.799+1.782)* 0,89 = 12.256

En la siguiente tabla se presentan los resultados parciales por nivel de tensión para cada categoría de activos así como la variable BRAEn,0.

Tabla 13 Base inicial de activos estimado por nivel de tensión


Transformadores potencia 3.981 1.087 0

Subestaciones 634 878 2.113

Líneas 7.642 1.370 3.112


TOTAL POR NIVEL DE TENSIÓN = BRAEj,n,o 5.929 12.256 3.335 5.225

TOTAL SISTEMA = BRAEj,n,0 26.745

Como se observa en la tabla anterior, la suma de las variables BRAE para todos los niveles de tensión es igual a 26.745, este valor corresponde al 0.90 de la suma de la variable CRII + CRIN para todos los niveles de tensión.



Se entiende que esos resultados son similares para todos los OR, las variaciones se presentan por la participación de UC en cada categoría de activos y el peso de cada nivel de tensión en la composición total del sistema.

1.3 Tasa de remuneración de la inversión

La tasa de retorno para la actividad de distribución (variable r, utilizada en algunas fórmulas) se definirá, de acuerdo con la metodología general establecida en la Resolución CREG 095 de 2015, al momento en que quede en firme la resolución que apruebe la nueva metodología de distribución.

De acuerdo con la metodología general de la citada Resolución 095, una de las variables a considerar es la denominada “Prima por diferencias entre el esquema de remuneración del mercado de referencia (Estados Unidos de América) y el esquema aplicado en Colombia para la actividad”. En el documento CREG 065 de 2014, al comparar la situación del mercado de referencia y el mercado colombiano, en este último mercado se tenían algunos riesgos adicionales que no necesariamente estaban en el primero como el riesgo de demanda y el riesgo de incrementos de costos por encima de los valores aprobados. El riesgo de demanda no se analiza, dado que se propone una metodología de remuneración sin este riesgo.

Para el riesgo de incrementos de costos por encima de los valores aprobados se continúa haciendo simulaciones con el fin de proponer un ajuste al valor de AOM a reconocer, para tener en cuenta, por ejemplo, variaciones de sueldos cuando, en cumplimiento de otras normas, son diferentes al índice propuesto para el ajuste anual. Además, para casos específicos como el desarrollo de proyectos del PIEC, se ha incorporado un mayor reconocimiento de los costos, lo que minimiza este riesgo.

Con base en lo anterior se propone tomar un valor igual a cero para la prima por diferencias de esquemas de remuneración cuando se calcule la tasa de retorno de la actividad. Con este parámetro, teniendo en cuenta lo aprobado en la Ley 1819 de 2016 y tomando valores a enero 31 de 2016 para las demás variables, la tasa de remuneración para la actividad de distribución de energía eléctrica es de 13,11%, para los años posteriores a 2018 en los que ya no hay sobretasa al impuesto sobre la renta. Valor considerado para calcular los impactos que surgen con la aplicación de la metodología propuesta.

2. INGRESO ANUAL POR GASTOS DE AOM

En la Resolución CREG 024 de 2016 se propuso excluir los gastos de AOM relacionados con las prestaciones o primas adicionales a las legalmente establecidas. Sin embargo, con base en los comentarios recibidos, aquí se propone no empezar a excluirlos en este periodo tarifario sino continuar recogiendo la información correspondiente para que se considere su tratamiento en próximos periodos tarifarios.

También se incluye la posibilidad de aumentar el valor de AOM reconocido por condiciones ambientales cuando dentro de las base de activos se reporten UC ubicadas cerca al mar. En esta propuesta se amplía de 20 a 30 km la franja costera para el reconocimiento por condiciones ambientales.



3. MENÚ DE CONTRATOS PARA INVERSIONES Y GASTOS

El mecanismo de incentivos propuesto en la Resolución CREG 176 de 2016 buscaba compartir con los usuarios la eficiencia o ineficiencia alcanzada por las empresas en la ejecución de las inversiones y en el gasto a partir de una declaración inicial del nivel de eficiencia de los OR y la comparación de los valores reales respecto a los valores de referencia definidos por el regulador.

En este tipo de esquemas basados en menús de contratos es fundamental la calidad de la información para medir la eficiencia y establecer el incentivo alcanzado, así como el entendimiento del mecanismo por parte de las empresas para que los resultados sean los esperados.

En los comentarios recibidos se señala que el mecanismo de incentivos no es claro y que su aplicación puede llegar a ser compleja, incluso algunos OR entienden el incentivo en sentido opuesto.

Respecto a la información necesaria para el seguimiento y verificación de las inversiones y gastos, que en gran medida está asociada con la información contable, la Comisión considera prudente esperar a la consolidación de la información por la aplicación del nuevo marco contable.

Con base en lo anterior, una vez evaluados los comentarios se propone excluir de la propuesta la aplicación del menú de contratos en inversiones y gastos y trabajar durante este periodo tarifario en la consolidación de información que permita la aplicación de este tipo de mecanismos.

4. PÉRDIDAS DE ENERGÍA ELÉCTRICA

A continuación se presentan los principales cambios realizados en este tema:

4.1 Determinación de pérdidas eficientes de nivel de tensión 1

Considerando que en los sistemas donde se encuentran conectados usuarios de barrios subnormales pueden existir mayores pérdidas técnicas que en áreas con redes normalizadas, se modificó la fórmula de reconocimiento de pérdidas eficientes de nivel de tensión 1 para que aquellos OR que atienden usuarios subnormales, en función de la energía entregada a dichos usuarios, cuenten hasta con 1 punto porcentual adicional por este efecto.

4.2 Pérdidas de energía de transición en el nivel de tensión 1

Con el propósito de contar con otro factor de incentivo para aumentar la inversión en distribución, en la propuesta anterior se permitía el reconocimiento de hasta 16% de pérdidas de nivel de tensión 1 a aquellos OR que efectuaran una inversión anual igual o superior al 6% de la base de activos. A los OR que planearan valores inferiores al 6% de inversión y/o iniciaran en valores de pérdidas inferiores, se les permitía un reconocimiento



proporcional. Dicho efecto se disminuía gradualmente de tal forma que en el año 5 se alcanzaran los valores de eficiencia.

Con base en los comentarios de los agentes en relación con el punto de inicio del reconocimiento y el tiempo requerido para alcanzar las metas de eficiencia, se consideró conveniente permitir un reconocimiento inicial de hasta 20% de pérdidas en el nivel de tensión 1 para aquellos OR con índices superiores, considerando que se alcanzan las pérdidas de eficiencia en un lapso de 10 años.

Los índices de pérdidas del nivel de tensión 1 de cada OR, tanto para el punto de inicio como para los índices de pérdidas eficientes, deberán considerar los cambios de los factores de pérdidas en los otros niveles de tensión del mismo OR como por ejemplo, los cambios en el reconocimiento de pérdidas en el nivel de tensión 4 planteados en la misma resolución.

Entendiendo que es necesaria la verificación de los parámetros con los que se adopta un tipo particular de reconocimiento y en virtud de que el reconocimiento de pérdidas se efectúa de manera anticipada a la realización de las inversiones, anualmente se podrá verificar que la inversión, con base en la cual se aplicó un reconocimiento de pérdidas, se haya cumplido.

En caso que, pasado un año, se verifique que el OR cumplió con la expectativa de inversiones planteada inicialmente para recibir el reconocimiento de pérdidas, la senda de disminución continuará según los parámetros inicialmente planteados. En caso contrario, en el que el OR no alcance el compromiso de inversión asociado con un reconocimiento de pérdidas determinado, se calcularán los índices que debió aplicar según la inversión efectuada para los siguientes efectos i) cambiar de senda a la asociada con el rango de inversiones efectuado y ii) calcular el factor de pérdidas en exceso sobre el asociado con la inversión real, para ser descontado del índice a reconocer durante el año siguiente al del incumplimiento de inversiones.

Cuando un OR no alcance el índice planteado para recibir un reconocimiento de pérdidas y pase a un nivel inferior no podrá regresar a la curva de reconocimiento inicialmente planteado.

Con estas señales se busca reducir el índice de pérdidas en alrededor de 3% el índice actual de 12% de pérdidas totales en distribución de energía. Con esta reducción estaríamos al nivel de países como Perú (alrededor de 10%) o Chile (alrededor de 8%).

Se ha cuantificado que la energía de pérdidas superiores a las eficientes, que como ya se comentó representa cerca del 3% de la energía consumida por el país, debe ser producida y es equivalente al 30% de la energía que genera la central generadora del Guavio, con lo que es claro que de poder reducir dichas pérdidas, se podría mejorar la eficiencia del sistema de manera importante.

4.3 Gestión de pérdidas

Las reglas para el reconocimiento de los valores por gestión de pérdidas mediante la variable CPROG se modificaron para permitir que:



La presentación del plan de reducción de pérdidas sea opcional.

El AOM de mantenimiento de pérdidas sea objeto de reconocimiento independientemente de que el OR haya presentado, o no, un plan de reducción de pérdidas o de que se le haya suspendido o cancelado un plan de reducción a un OR que lo haya iniciado. Es decir, el reconocimiento del AOM de pérdidas se efectúa a todos los OR que lo soliciten, sin condicionamientos adicionales al de la evaluación de su eficiencia mediante el programa de costo eficiente de reducción de pérdidas.

La variable de inversiones asociadas con el costo de planes de reducción de pérdidas incluyera, además de los equipos de medida mencionados en la propuesta anterior, los elementos de comunicaciones y software requeridos para su adecuado funcionamiento.

La variable CPROG tuviese un factor mediante el cual se hiciera efectiva la devolución de valores en caso de incumplimiento de un plan de reducción de pérdidas.

5. CARGOS HORARIOS

La propuesta para el cobro de cargos horarios se mantiene para que todos los usuarios del sistema tengan cargos diferentes en función del esfuerzo del sistema en un período determinado.

No obstante, la propuesta de cálculo de curvas horarias para usuarios que no tengan equipos de medida se modificó. Así, se propone que la determinación de dicha curva sea el resultado de restar el consumo de usuarios con medida horaria de la curva horaria del agente respectivo.

6. UC PARA VALORACIÓN DE ACTIVOS NUEVOS

A continuación se describen los principales ajustes a las unidades constructivas de esta propuesta, respecto a las presentadas en la Resolución CREG 176 de 2016:

Se incrementó el valor de las UC de conductores en todos los niveles de tensión dado que se incluyó el factor de instalación que anteriormente estaba incluido en los apoyos, razón por la cual algunos de estos presentan decrementos.

Aparte de la disminución del valor de los factores de instalación de los apoyos descrito en el párrafo anterior, el factor de instalación restante fue ajustado de tal manera que el valor de algunas UC es superior al presentado en la Resolución CREG 176 de 2016.

Se ajustaron los costos de los sistemas de control de subestación y de las estaciones maestras para considerar lo correspondiente a impuestos y aranceles.

Se corrigió el valor por kilómetro de los conductores de líneas subterráneas y se ajustó el valor del cable de guarda en los niveles 3 y 2.



En las unidades constructivas de transformación se corrigió el error de edición de la Resolución CREG 176 de 2016 en donde la columna de costo de instalación se intercambió con la del costo reconocido por MVA.

Se corrigieron los valores de las UC de equipos presentados en la Resolución CREG 176 de 2016.

Se incluyeron las unidades constructivas de control y protección de los transformadores de conexión al STN.

Las UC de compensaciones no se incluyen dado que se considerarán como UC especiales, según la información detallada de costo y factor de instalación que presenten los agentes para su reconocimiento.

7. CARGOS POR RESPALDO DE LA RED

La propuesta de la Resolución CREG 176 de 2016 continúa igual, pero, para permitir un mejor entendimiento, se efectuó un ajuste a la fórmula del costo máximo de respaldo.

A continuación se presenta un ejemplo de la evolución del costo propuesto mediante las resoluciones CREG 024 de 2014 y 176 de 2016 comparado con el resultante de la Resolución CREG 097 de 2008, considerando que el usuario se ubica a 13 km (con UC N3L6) de la subestación más cercana y un factor de utilización de 10%:

Figura 1 Ejemplo cargo de respaldo de red

Como se observa en la gráfica, el valor máximo propuesto representa una variación entre 0,8 y 3,3 veces el valor que el mismo usuario afrontaría con la metodología de la Resolución CREG 097 de 2008.

Este valor puede ser inferior en la medida que el usuario no requiera respaldo durante las horas pico del sistema.

83

802

380

69

275

0

200

400

600

800

097 de 2008 179 de 2014 024 de 2016 propuesta 3h propuesta 12h

Mill. $Valor de respaldo de red

Usuario Nivel 3 - 2MVA (millones de pesos dic. 2016)



8. ENERGÍA REACTIVA

En atención a los comentarios recibidos donde se solicitó la reducción de la variable M, dispuesta como multiplicador para el costo del transporte de la energía reactiva en exceso, se disminuyó este factor iniciando en 1, manteniendo su crecimiento hasta 12 en los casos previstos.

9. CALIDAD DEL SERVICIO

9.1 Calidad en el STR

La propuesta de calidad del servicio en los STR no tuvo cambios importantes respecto a la versión publicada mediante la Resolución CREG 176 de 2016, debido a que la mayor parte de comentarios recibidos se relacionan con el cálculo de la ENS, tema que será revisado mediante resolución aparte.

Con respecto al comentario sobre no definir máximas horas anuales de indisponibilidad por grupo de activo, la Comisión concluye que no hay argumento para cambiar lo propuesto ya que independientemente de la propiedad o de la representación, los agentes deben procurar minimizar la indisponibilidad de los activos en la red y con los grupos de activos se busca incentivar esta coordinación.

9.2 Calidad en los SDL

En esta nueva propuesta regulatoria se mantiene el plan de mejora continua de la calidad del servicio en los SDL, cuyo objetivo regulatorio es mejorar por lo menos un 34% la calidad media del servicio brindada por cada uno de los OR del país, durante este periodo tarifario, pero dando señales para alcanzar mejoras adicionales. De otra parte, se tiene como objetivo adicional mejorar la calidad de los usuarios que hoy reciben el servicio de menor calidad, clasificado por la Comisión como el grupo de usuarios que reciben niveles de calidad inferiores que el percentil 85 de cada grupo de calidad del OR (es decir, 15% de los usuarios en cada grupo) dando señales para que al final del período tarifario ninguno de esos usuarios reciban una calidad individual menor a la que están recibiendo al inicio del período tarifario.

El establecimiento de un plan de mejora continua de la calidad contribuye con la obligación de los OR de corregir los deficientes niveles de calidad del servicio que perciben actualmente los usuarios de las redes de los SDL del SIN, aun cuando por los niveles actuales requiere hacerse de manera progresiva en más de un período tarifario. Por lo tanto, no se considera que el cumplimiento del plan de mejora continua de la calidad exonere a los OR de su responsabilidad cuando, a juicio de la SSPD, el nivel de calidad brindado afecte a los usuarios y/o a la comunidad en general.

En esta nueva consulta se incorporan los siguientes ajustes a la propuesta contenida en la Resolución CREG 176 de 2016, con base en el análisis de los comentarios recibidos.



Se aumentó el valor que puede recibir el OR por incentivo de calidad media. Con este ajuste se busca fortalecer la señal de mejora al OR, en la medida en que recibe mayor ingreso por alcanzar y superar las metas definidas o, de manera simétrica, su reducción de ingreso será mayor si no mejora la calidad en la medida que define el regulador.

Se ajustaron las fórmulas de incentivos variables, incluyendo un componente que permite limitar el valor que se puede obtener o dejar de recibir por la mejora o desmejora de la calidad, respectivamente.

La compensación a pagar a los usuarios peor servidos se mantiene como un porcentaje fijo del cargo de distribución para todos los compensados, modificándolo del 10% al 8%. De esta forma, al OR que cumple con las metas mínimas de calidad media se le permite recibir una porción del incentivo fijo, a diferencia de lo propuesto en la Resolución CREG 176 de 2016 en la cual la relación entre el incentivo fijo y la compensación que debía pagar el OR, al menos durante el primer año del período tarifario, era uno o muy cercana a uno.

Se ajusta la fórmula mediante la cual se evalúa si un usuario es sujeto o no de compensación, según la calidad individual percibida durante los últimos doce meses móviles.

Se corrige la fórmula para calcular el consumo estimado a compensar. El OR debe compensar tanto el consumo realizado por el usuario como el consumo que no pudo tener por los eventos que le son imputables al OR, es decir no debe considerar las interrupciones debidas a los eventos que el OR puede excluir en el cálculo de sus indicadores de calidad.

Para definir cuándo debe compensarse a un usuario se revisó la conveniencia de utilizar el indicador de referencia de calidad media, en lugar del indicador de calidad mínima garantizada de un grupo de calidad, cuando este último indicador era menor que el primero. De los análisis hechos por la Comisión se encuentra que esta disposición debe ser eliminada ya que puede incentivar al OR a descuidar los grupos de calidad que tiene mejor que la media y no propende a la reducción en la dispersión de la calidad recibida por los usuarios de estos grupos. Así, el OR debe llevar a cabo las acciones que le permitan mejorar la calidad media de la empresa y, de manera paralela, ir concentrando los usuarios con mayores dificultades en la prestación del servicio hacia los niveles de calidad exigibles según las características del grupo de calidad al que pertenecen.

Los indicadores de referencia de calidad media y los indicadores de calidad mínima garantizada se calcularán con la información de los años 2013 a 2016. Esto, en atención a los comentarios recibidos en los que se menciona que tomar un solo año puede afectar los indicadores debido a condiciones particulares extremas que pudieron presentarse. Así, la Comisión concluye que debe utilizarse información histórica de más de un año con lo cual se permite considerar de mejor manera la estacionalidad típica y más reciente del país.

La información a utilizar para el cálculo de los indicadores de referencia será la reportada por los OR al sistema INDICA que administra el LAC, ya que con esta información es posible descontar los eventos menores a un minuto y así hacer



comparables los indicadores de referencia con los indicadores de evaluación periódica del esquema de incentivos y compensaciones. Si el OR no reportó al sistema INDICA se utilizará la información reportada en el SUI pero se le aplicará un factor de descuento de eventos menores a un minuto que resultará de la estadística de las empresas que reportaron al LAC.

Se definieron la reglas que se tendrán en cuenta para que la CREG calcule los indicadores de referencia y de calidad mínima garantizada cuando un OR no haya reportado información a INDICA, al SUI o cuando la información reportada al SUI sea incompleta o de mala calidad.

A partir de los comentarios recibidos, se analizó el tema de la exclusión de las interrupciones menores a un minuto concluyendo que debe mantenerse como se ha venido proponiendo en las anteriores consultas ya que, de la revisión de las condiciones de operación de los equipos y de sus especificaciones técnicas, se encuentra que este es un tema de coordinación de protecciones y, en un tiempo mucho menor a un minuto, pueden hacerse los intentos de despeje de falla. En caso de que no sea despejada, debe ser considerada como una falla sostenida, por lo cual se concluye que no existe un impedimento técnico para que los OR midan y registren las interrupciones menores a un minuto.

Con respecto a las posibles comparaciones de la calidad de los OR a nivel internacional se concluye que es posible hacerlo ya que la forma del reporte de información de eventos permite hacer discriminación de eventos menores a uno o a tres minutos.

Se revisó la conveniencia de excluir todos los eventos debidos a la ejecución del plan de inversiones de los OR concluyendo que esta sería una señal para que el OR descuide la eficiencia en la planeación y en la ejecución de las intervenciones de las redes y por lo tanto se establece que los únicos eventos del plan de inversiones que pueden ser excluidos son aquellos debidos a trabajos de reposición o modernización en subestaciones. Un argumento adicional a esta revisión es la dificultad de seguimiento a los eventos, pues podría volverse muy complejo determinar cuándo se deben a la ejecución del plan de inversiones y cuando no.

El listado de causas de los eventos se elimina de la resolución y se deja como responsabilidad del CNO elaborar una propuesta, que debe ser sometida a comentarios, y finalmente adoptada por la CREG mediante circular. Cada una de las causas definidas en el listado debe venir asimilada a la clasificación definida en la resolución y asociada a la exclusión que corresponda, en caso de que el evento no deba ser considerado en los cálculos.

Con el fin de evitar la duplicidad de reportes y garantizar que la información de eventos tenga la calidad necesaria para la aplicación adecuada del esquema de incentivos y compensaciones propuesto, la información diaria de eventos debe ser reportada al LAC y con base en esta información deben calcularse los indicadores y los incentivos y compensaciones que a su vez serán reportados por el OR y el comercializador al SUI. El tiempo de reporte de los eventos diarios se incrementa con el objetivo de que en el mismo reporte se incluya la clasificación y la causa del evento.



10. VARIACIÓN DE INGRESOS DE LAS EMPRESAS Y COSTO UNITARIO DE PRESTACION DEL SERVICIO

A continuación se presentan los supuestos y resultados del ejercicio de estimación de la variación de los ingresos de los OR por la implementación de la propuesta de remuneración y su efecto sobre el costo unitario de prestación del servicio.

Para este análisis deben considerarse cuatro aspectos relevantes y que pueden explicar las diferencias entre las simulaciones realizadas por la Comisión y los agentes:

Modelo: Corresponde a la formulación adecuada de la propuesta metodológica contenida en la resolución.

Parámetros: Son los valores de entrada al modelo, como pueden ser el valor a nuevo de la infraestructura, el factor CRA aplicado, el valor del plan de inversión, la tasa de retorno, el crecimiento de las ventas y los índices de pérdidas empleados, entre otros elementos.

Otros ingresos: A parte a los ingresos obtenidos por la metodología de remuneración de la distribución de energía eléctrica, las reglas definidas en la propuesta metodológica tienen efectos en otros componentes del ingreso de la empresa, por lo que deben incluirse los efectos ocasionados por: i) un mayor reconocimiento de pérdidas de energía en el componente de perdidas pérdidas reconocidas en la fórmula del costo unitario de prestación del servicio, ii) los ingresos obtenidos por el OR a causa de la remuneración de los planes de reducción de pérdidas de energía (remunerado a través de la variable CPROG), iii) la variación de ingresos ocasionada en el componente variable del cargo de comercialización de energía a usuarios regulados y iv) las mayores ventas obtenidas por la gestión, control y reducción de pérdidas.

Ingresos de referencia: Corresponden a la base con respecto a la cual se comparan los ingresos resultantes de la aplicación de la metodología propuesta, en este análisis se consideran tres ingresos de referencia denominados: ingresos 2016, con regulación y sin regulación, los cuales son explicados más adelante.

También se incluye en este aspecto el horizonte de análisis (1, 5, 10, 20 o 45 años), así como la herramienta usada: variación de ingresos, valor presente, valor de la empresa, ebitda, etc.

Frente a los comentarios de los agentes sobre los análisis de variación presentados en el Documento CREG 121 de 2016, documento soporte de la Resolución CREG 176 de 2016, es preciso señalar que la principal diferencia radica en el escenario base de comparación y la inclusión o no de los otros ingresos recibidos por las empresas por la aplicación de la metodología.



De manera particular, las estimaciones enviadas o presentadas durante las reuniones realizadas con las empresas simularon ingresos con una tasa de retorno inferior a 12,1 %5, con un capex de 2,8%, es decir un nivel mínimo de inversiones, o sin incluir los ingresos ocasionados por el mayor reconocimiento de pérdidas de energía en el nivel de tensión 1, la remuneración de los planes de reducción de pérdidas ni las variaciones positivas del componente PR en el CU.

Respecto a los ingresos de referencia, en general, los agentes utilizaron un ingreso teórico resultante del producto de los cargos, determinados en aplicación de la Resolución CREG 097 de 2008, y las ventas ajustadas por tasas de crecimiento anual, incluso superiores a los niveles históricos, por un horizonte mínimo de 20 años. Este supuesto no considera la obligación legal que recae en esta Comisión para revisar las metodologías de remuneración y actualizar los cargos cada cinco años. Es necesario mencionar que los comentarios recibidos en respuesta a la propuesta de la Resolución CREG 024 de 2016 indicaban que los ingresos para la comparación debían corresponder a los recibidos por los agentes en el año 2015, distando del nuevo ingreso de referencia utilizado ahora por los OR.

En las siguientes secciones se presentarán y explicarán los parámetros empleados en las estimaciones de las variaciones de los ingresos de las empresas, así como los ingresos de referencia empleados para las comparaciones.

Finalmente se señala que los resultados presentados responden a los supuestos empleados y a la mejor información disponible en la Comisión y se aclara que en ningún momento corresponde a la determinación de los ingresos de una empresa, sino que corresponden a un ejercicio enmarcado dentro del proceso de consulta de la metodología de remuneración de la actividad de distribución de energía eléctrica, en los términos contemplados en el Decreto 2696 de 2004, el cual a su vez fue compilado en el Decreto 1078 de 2015.

10.1 Condiciones generales de las simulaciones

10.1.1 Parámetros:

Base regulatoria de activos: La base regulatoria de activos se calcula como la suma del valor implícito de acuerdo con el procedimiento previsto en la metodología y el valor de las inversiones durante el periodo 2008 a la fecha de corte se estima a partir de los reportes realizados por los OR a la Comisión en cumplimiento del artículo 18 de la Resolución CREG 097 de 2008 y la información suministrada por los OR en respuesta a la Circular CREG 019 de 2015.

Tasa de retorno: La tasa de retorno fue calculada al 31 de enero de 2017 de acuerdo con la Resolución CREG 095 de 2015 y corresponde a 13,1%. Este valor considera la reforma tributaria y no incluye la sobretasa de los primeros años.

5 En el documento CREG 121 de 2016 se señaló que el valor de la tasa de retorno para mayo de 2016 correspondía a 12,1%.



Factor CRA: El valor se determina para cada nivel de tensión y se pondera obteniendo un valor de 0,89, tal como se señala en el numeral 1.1. de este documento.

Valor del plan de inversión (Capex): El valor del capex de referencia corresponde a un porcentaje del valor de la variable CRRj. Para efectos de evaluación de impactos se simulan tres escenarios de capex así: i) capex bajo del 4%, ii) capex medio del 6% y iii) capex alto del 8%.

Pérdidas reconocidas: Los índices de pérdidas para el nivel de tensión 1 se determinan a partir de las diferentes sendas propuestas en función del capex realizado por las empresas, el punto de llegada en las pérdidas eficientes y una duración de 10 años. No se está considerando el efecto de la modificación de los índices de pérdidas en el nivel de tensión 4.

Vida útil: Corresponde a las definidas en la propuesta regulatoria.

Costo unitario de prestación del servicio: El valor de referencia empleado corresponde a la tarifa publicada por las empresas para el mes de noviembre de 2016.

Ventas de energía: Corresponden a los valores reportados por los agentes al Sistema Único de Información de la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, SSPD.

Crecimiento de ventas: Corresponde al promedio de crecimiento anual para el periodo 2009 a 2016. Se calcula para cada nivel de tensión.

Factor de mensualización: Se aplica el factor como se indica en la propuesta.

Sobretasa: De acuerdo con la reforma tributaria del año 2016 la sobretasa aplica para los años 2017 y 2018, sin embargo en las simulaciones presentadas no se incluye su efecto.

10.1.2 Otros ingresos

Ingreso por el mayor reconocimiento de pérdidas en el cargo de distribución: El mayor reconocimiento de pérdidas en el nivel de tensión 1 frente a las reconocidas actualmente conlleva un aumento del cargo de distribución, ya que este cargo se calcula con energía útil la cual depende del índice de pérdidas reconocido.

Ingreso por el mayor reconocimiento de pérdidas en el componente PR: al igual que el literal anterior, al reconocer un mayor índice de pérdidas se están reconociendo un mayor costo de producción y de transporte de las mismas el cual se refleja en el componente PR de la fórmula tarifaria.



Ingreso por el cargo variable de comercialización: las variaciones del cargo de distribución y del componente PR de la fórmula tarifaria se ven reflejadas en el costo variable de comercialización establecido en la Resolución CREG 180 de 20146.

Ingreso por mayores ventas: la gestión, el control y la reducción de pérdidas conduce a unas mayores ventas de energía. En general, de acuerdo con la información suministrada por las empresas corresponde a un valor del 60% de las pérdidas que se reducen.

10.1.3 Ingresos de referencia

Una vez estimados los ingresos por la aplicación de la propuesta regulatoria, se deben definir los ingresos a partir de cuales se calculan las variaciones. En los resultados que se presentan en las secciones posteriores se incluyen los siguientes:

Con regulación: Este escenario de ingresos corresponde a la actualización de la información de inversiones, ventas de energía, los gastos de administración, operación y mantenimiento y la tasa de retorno. Para la actualización de la inversión se realiza la valoración de la infraestructura mediante el valor nuevo de remplazo empleando las nuevas unidades constructivas. En el caso de la tasa de retorno se emplea la estimada a 31 de enero de acuerdo con la Resolución CREG 095 de 2015.

Como instrumento regulatorio se emplea el ingreso máximo. Las nuevas inversiones y la demanda se actualizan anualmente.

Ingreso 2016: corresponde al ingreso resultante de los cargos definidos para la empresa a noviembre de 2016 por las ventas en cada nivel de tensión en el año 2016.

Sin regulación: en este escenario los ingresos se estiman al multiplicar los cargos de distribución actuales manteniéndolos fijos por 20 años más y las ventas con una tasa de crecimiento. Lo anterior implica que la Comisión no realiza la revisión de los cargos en el horizonte de análisis.

Horizonte de análisis: las estimaciones de ingresos son realizadas a 30 años y se presentan en diferentes horizontes de tiempo dependiendo del análisis que se realiza. Se tienen periodos de 5, 10, 15 y 20 años.

Herramienta: en los análisis se estiman las variaciones de los ingresos de las empresas y del CU. En el primer caso, a partir de las anualidades se estiman los cargos para cada nivel de tensión, CD, para posteriormente calcular los cargos por uso. En el caso de la variación del CU, se incluyen en el componente de distribución los efectos de las áreas de distribución.

Los análisis presentados en el documento se limitan a evaluar las variaciones de los ingresos de las empresas, por cuanto cualquier otro indicador emplearía elementos que

6 Artículo 12 de la resolución citada.



se encuentran fuera del control de la Comisión y que recaen exclusivamente en la gestión de la empresa en búsqueda de una mayor eficiencia.

10.1.4 Restricciones:

Las principales limitaciones identificadas en los análisis son las siguientes:

Información empleada: La información recibida en respuesta a la Circular CREG 019 de 2015 presenta inconsistencias para algunas empresas, lo cual fue identificado durante la verificación realizada en el último trimestre del 2015.

También se presentan deficiencias en el reporte de las circulares CREG 032 de 2014, 114 de 2015 y 041 de 2016 para algunas empresas que no permite tener un serie completa de datos en el tiempo.

Adicionalmente, algunos operadores de red han manifestado que la infraestructura incluida en el proceso de aprobación de cargos adelantado entre el 2008 y 2009 no incluía la totalidad de las redes en operación a diciembre de 2007.

Entre otros elementos que no se consideran en el análisis está la posibilidad de cambio en la remuneración de activos construidos con recursos públicos.

Empresas no incluidas: Por deficiencias o inexistencia de información no se incluyen las estimaciones de las siguientes empresas: Dispac, EEBP, EEP, Emcartago, Emevasi, Ruitoque, Energuaviare y EMEE. No se incluyen los valores de la EEC al integrarse al mercado de Codensa, sin embargo para el análisis de Codensa no se incluye la información de la EEC.

10.2 Variación de ingresos de las empresas de distribución

A continuación se presentan los resultados consolidados de la variación del ingreso de las empresas incluidas en el análisis y que representan cerca del 95% de la demanda de energía del país.

10.2.1 Resultados con un capex del 8 %

Parámetros



Resultados de la estimación

La diferencia del valor presente de los ingresos estimados por la aplicación de la propuesta frente al valor presente de cada uno de los ingresos de referencia se presenta en la

PARÁMETROSOR TOTAL

Cargos base nov-16

Información de ventas SUI

Crecimiento promedio ventas N1 4,2%


Factor mensualización SI

Tasa de retorno 13,11%

Sobretasa CREE NO

Diferencia respecto cargo actualizado* 1.027.314 15,3%

CRA promedio 88,8%

Porcentaje Capex referencia 8,0%

Distribución pérdidas entre niveles SI

Años senda pérdidas 10

Senda pérdidas alta 20,00%

Senda pérdidas media 15,2%

Senda pérdidas baja 11,3%

Base de comparación Ingreso 2016

* Se ajusta tasa de retorno, inversiones y demanda

Ingresos adicionales 5 años 8.820

Cifras en miles de millones de pesos dic-2016



siguiente gráfica, para este ejercicio solo se consideran los flujos correspondientes al periodo de análisis sin tener en cuenta los ingresos remanentes.


Parámetros



Resultados de la simulación


PARÁMETROSOR TOTAL

Cargos base nov-16






Sobretasa CREE NO


CRA promedio 88,8%















Parámetros



Resultados de la simulación:


PARÁMETROSOR TOTAL

Cargos base nov-16






Sobretasa CREE NO


CRA promedio 88,8%














10.3 Variación de los ingresos y cargos de distribución por OR

A continuación se presentan los resultados para los OR empleando 3 escenarios de capex de referencia: 8%, 6% y 4%.

Respecto a las gráficas presentadas las gráficas superior izquierda y derecha corresponden a las ya presentadas de manera agregada para el país.



10.3.1 Resultados para un capex del 8%

PARÁMETROS

OR CARIBE

Cargos base nov-16

Ventas base SUI

Crecimiento demanda N1 6,0%



Años senda pérdidas 10 CU DE REFERENCIA - NIVEL DE TENSIÓN 1

Distribución pérdidas entre niveles SI nov-16

Tasa de retorno 13,11% Componente Valor ($/kWh)

Ingreso 2016 - Con regulación 410.673 51% G 169,0

CRA promedio 89% T 28,0

Sobretasa CREE NO D 117,1

Pérdidas iniciales nivel 1 - 2015 22,56% C 60,6

Senda pérdidas alta 20,00% PR 31,9

Senda pérdidas media 15,20% R 24,8

Senda pérdidas baja 11,30% CU 431,2

ANÁLISIS INGRESOS

Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Año 5 Año 6 Año 7 Año 8 Año 9 Año 10 Total 5 años Total 10 años

Variación respecto a Ingreso 2016 216,7 320,3 378,1 433,1 485,3 534,5 580,3 622,2 660,0 693,4 1.833,4 4.923,8

% de variación 0,2 0,3 0,3 0,4 0,4 0,4 0,5 0,5 0,5 0,6

Ingreso total 1.432,9 1.536,5 1.594,3 1.649,3 1.701,5 1.750,8 1.796,5 1.838,4 1.876,2 1.909,7 7.914,6 17.086,1

Rentabilidad inversión 722,6 760,4 797,3 833,3 868,4 902,6 935,8 968,1 999,4 1.029,7 3.981,9 8.817,4

Recuperación capital 225,2 240,2 255,5 271,1 287,0 303,4 320,1 337,2 354,8 372,7 1.278,9 2.967,1

AOM 237,3 253,3 269,5 286,1 303,1 320,5 338,3 356,5 375,1 394,3 1.349,4 3.134,1

Otros (PR, >V, C, CPROG) 247,9 282,7 272,1 258,8 243,0 224,3 202,3 176,6 146,9 113,0 1.304,4 2.167,5

Capex simulado 499,1 499,1 499,1 499,1 499,1 499,1 499,1 499,1 499,1 499,1 2.495,5 4.990,9

Capex promedio actual 135,3 135,3 135,3 135,3 135,3 135,3 135,3 135,3 135,3 135,3 676,5 1.353,0

Diferencia respecto actual 363,8 363,8 363,8 363,8 363,8 363,8 363,8 363,8 363,8 363,8 1.819,0 3.637,9

Pérdidas no reconocidas 49,3 41,1 31,8 21,2 9,2 -4,4 -19,5 -36,5 -55,5 -76,6 152,6 -39,9

DELTA COSTO UNITARIO DE PRESTACION DEL SERVICIO - NIVEL 1

Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Año 5

Delta escenario simulación ($/kWh) 24,7 21,9 18,7 15,1 11,3



RESULTADOS DE LAS SIMULACIONES DE INGRESOS

OR CARIBE

0,0%

1,0%

2,0%

3,0%

4,0%

5,0%

6,0%

7,0%

0,0

5,0

10,0

15,0

20,0

25,0

30,0


$/k

Wh

Variación en el CU de N1

Total $/kWh Variación %

800

1.000

1.200

1.400

1.600

1.800

2.000

Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Año 5 Año 6 Año 7 Año 8 Año 9 Año 10

Mile

s d

e m

illo

ne

s

Comparación de ingresos estimados

Propuesta Sin regulación Con regulación Ingreso 2016

0

100

200

300

400

500

600


Mile

s d

e m

illo

ne

s p

eso

s

Variación ingresos y capex

Capex simulado Capex adicional Ingreso adicional

18%13%

9%7%

73%

65%59%

56%

29%

36%

43%48%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

5 AÑOS 10 AÑOS 15 AÑOS 20 AÑOS

Valor presente variación ingresos respecto a:

Sin regulación Con regulación Ingresos 2016



PARÁMETROS

OR CODENSA

Cargos base nov-16

Ventas base SUI














ANÁLISIS INGRESOS - Cifras en miles de millones de pesos dic-2016



% de variación 0,1 0,2 0,2 0,3 0,3 0,4 0,4 0,4 0,5 0,5

Ingreso total 1.504,3 1.575,5 1.643,9 1.709,5 1.772,3 1.832,4 1.889,8 1.944,5 1.996,6 2.046,1 8.205,5 17.914,9

Rentabilidad inversión 981,9 1.020,4 1.056,4 1.089,8 1.120,8 1.149,4 1.175,6 1.199,3 1.220,7 1.239,7 5.269,4 11.254,0


AOM 211,5 227,1 242,5 257,8 273,1 288,2 303,3 318,3 333,1 347,9 1.212,0 2.802,9

Otros (PR, >V, C, CPROG) 3,9 4,8 5,5 6,1 6,6 7,1 7,4 7,7 7,9 8,0 27,0 65,2

Capex simulado 660,0 660,0 660,0 660,0 660,0 660,0 660,0 660,0 660,0 660,0 3.300,0 6.600,0

Capex promedio actual 230,5 230,5 230,5 230,5 230,5 230,5 230,5 230,5 230,5 230,5 1.152,3 2.304,7


Pérdidas no reconocidas -22,2 -22,6 -23,1 -23,5 -24,0 -24,5 -25,0 -25,5 -26,0 -26,6 -115,4 -243,1







OR CODENSA

0,0%

1,0%

2,0%

3,0%

4,0%

5,0%

6,0%

7,0%

8,0%

9,0%

0,0

5,0

10,0

15,0

20,0

25,0

30,0

35,0

40,0


$/k

Wh

Variación en el CU de N1 respecto a actual


1.200

1.300

1.400

1.500

1.600

1.700

1.800

1.900

2.000

2.100


Mile

s d

e m

illo

ne

s p

eso

s

Comparación ingresos estimados

Propuesta D Sin regulación Con regulación Ingreso 2016

17%

20%22% 22%

19% 18%16%

15%

21%

29%

34%37%

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

35%

40%




0

100

200

300

400

500

600

700


Mile

s d

e m

illo

ne

s p

eso

s





PARÁMETROS

OR EPM

Cargos base nov-16

Ventas base SUI

















% de variación 0,1 0,2 0,2 0,2 0,2 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3

Ingreso total 1.252,0 1.289,4 1.323,8 1.355,4 1.384,4 1.411,0 1.435,2 1.457,3 1.477,3 1.495,4 6.605,1 13.881,2

Rentabilidad inversión 786,0 805,2 822,1 836,8 849,5 860,2 869,1 876,3 881,8 885,8 4.099,5 8.472,7


AOM 219,7 228,5 236,9 245,1 253,0 260,8 268,3 275,7 282,9 289,9 1.183,2 2.560,7

Otros (PR, >V, C, CPROG) 3,0 3,2 3,3 3,3 3,2 3,0 2,8 2,5 2,2 1,8 15,9 28,2

Capex simulado 544,6 544,6 544,6 544,6 544,6 544,6 544,6 544,6 544,6 544,6 2.722,8 5.445,6



Pérdidas no reconocidas 4,4 4,4 4,5 4,6 4,6 4,7 4,8 4,8 4,9 5,0 22,5 46,7







OR EPM

4,6%

4,7%

4,8%

4,9%

5,0%

5,1%

5,2%

5,3%

5,4%

21,5

22,0

22,5

23,0

23,5

24,0

24,5

25,0

25,5


$/k

Wh



800

900

1.000

1.100

1.200

1.300

1.400

1.500

1.600


Mile

s d

e m

illo

ne

s



14% 14% 13%12%

33%

30%27%

24%

17%

22%24%

25%

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

35%




0

100

200

300

400

500

600


Mile

s d

e m

illo

ne

s p

eso

s





PARÁMETROS

OR EPSA

Cargos base nov-16

Ventas base SUI
















Variación respecto a Ingreso 2016 28,1 46,3 63,8 80,5 96,6 111,9 126,5 140,5 153,7 166,3 315,3 1.014,2

% de variación 0,1 0,1 0,2 0,2 0,3 0,3 0,3 0,4 0,4 0,4

Ingreso total 403,1 421,3 438,8 455,5 471,5 486,9 501,5 515,4 528,7 541,3 2.190,2 4.763,9


Recuperación capital 76,5 80,5 84,4 88,3 92,1 95,9 99,7 103,4 107,2 110,8 421,7 938,7

AOM 74,8 79,3 83,8 88,3 92,7 97,1 101,4 105,7 110,0 114,3 418,8 947,2

Otros (PR, >V, C, CPROG) -1,2 -1,2 -1,2 -1,2 -1,3 -1,4 -1,5 -1,6 -1,7 -1,9 -6,1 -14,1

Capex simulado 171,5 171,5 171,5 171,5 171,5 171,5 171,5 171,5 171,5 171,5 857,7 1.715,5

Capex promedio actual 47,8 47,8 47,8 47,8 47,8 47,8 47,8 47,8 47,8 47,8 238,8 477,6

Diferencia respecto actual 123,8 123,8 123,8 123,8 123,8 123,8 123,8 123,8 123,8 123,8 618,9 1.237,9








OR EPSA

7,7%

7,8%

7,9%

8,0%

8,1%

8,2%

8,3%

8,4%

8,5%

35,5

36,0

36,5

37,0

37,5

38,0

38,5

39,0

39,5


$/k

Wh



300

350

400

450

500

550

600


Mile

s d

e m

illo

ne

s



11%13% 13% 12%

35%32%

29%27%

16%

23%

28%31%

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

35%

40%




0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200


Mile

s d

e m

illo

ne

s p

eso

s





PARÁMETROS

OR ESSA

Cargos base nov-16

Ventas base SUI







Ingreso 2016 - Con regulación -38.880 -10% G 168,5










% de variación 0,3 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1,0 1,1

Ingreso total 464,3 495,5 527,0 559,3 592,5 626,6 661,6 697,6 734,7 773,0 2.638,6 6.132,0


Recuperación capital 87,7 94,4 101,5 108,8 116,6 124,6 133,1 142,1 151,5 161,4 508,9 1.221,6

AOM 93,7 100,2 106,9 114,0 121,4 129,1 137,2 145,8 154,8 164,3 536,2 1.267,4

Otros (PR, >V, C, CPROG) 8,9 9,9 10,6 11,4 12,1 12,9 13,7 14,6 15,4 16,3 52,8 125,7

Capex simulado 184,3 184,3 184,3 184,3 184,3 184,3 184,3 184,3 184,3 184,3 921,5 1.843,0










OR ESSA

5,4%

5,5%

5,6%

5,7%

5,8%

5,9%

6,0%

6,1%

6,2%

6,3%

26,0

26,5

27,0

27,5

28,0

28,5

29,0

29,5

30,0


$/k

Wh



300

350

400

450

500

550

600

650

700

750

800


Mile

s d

e m

illo

ne

s



29% 31% 32% 31%

15% 16% 16% 15%

41%

57%

70%

80%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%




0

50

100

150

200

250


Mile

s d

e m

illo

ne

s p

eso

s





PARÁMETROS

OR CHEC

Cargos base nov-16

Ventas base SUI
















Variación respecto a Ingreso 2016 52,2 61,4 70,2 78,4 86,3 93,7 100,8 107,5 113,8 119,9 348,5 884,2

% de variación 0,2 0,3 0,3 0,4 0,4 0,4 0,4 0,5 0,5 0,5

Ingreso total 276,2 285,5 294,2 302,5 310,3 317,8 324,8 331,5 337,9 343,9 1.468,8 3.124,7

Rentabilidad inversión 164,5 169,4 173,8 177,9 181,5 184,8 187,8 190,4 192,7 194,7 867,1 1.817,5


AOM 63,7 65,9 68,0 70,2 72,3 74,3 76,4 78,5 80,5 82,6 340,1 732,4

Otros (PR, >V, C, CPROG) -2,5 -2,4 -2,4 -2,3 -2,3 -2,3 -2,3 -2,3 -2,4 -2,4 -11,9 -23,6

Capex simulado 112,8 112,8 112,8 112,8 112,8 112,8 112,8 112,8 112,8 112,8 564,0 1.128,1










OR CHEC

3,6%

3,7%

3,8%

3,9%

4,0%

4,1%

4,2%

4,3%

4,4%

4,5%

18,0

18,5

19,0

19,5

20,0

20,5

21,0

21,5

22,0


$/k

Wh



200

220

240

260

280

300

320

340

360


Mile

s d

e m

illo

ne

s



27%30% 31% 31%

10% 9% 8% 7%

30%

36%40%

42%

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

35%

40%

45%




0

20

40

60

80

100

120


Mile

s d

e m

illo

ne

s p

eso

s





PARÁMETROS

OR EMCALI

Cargos base nov-16

Ventas base SUI

















% de variación 0,5 0,5 0,6 0,6 0,6 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7

Ingreso total 333,4 347,4 356,4 364,6 372,2 379,0 385,2 390,7 395,6 399,9 1.774,0 3.724,4



AOM 48,6 51,4 54,2 56,9 59,5 62,1 64,7 67,2 69,7 72,2 270,6 606,4

Otros (PR, >V, C, CPROG) 11,6 13,2 10,4 7,5 4,6 1,5 -1,6 -4,9 -8,2 -11,6 47,2 22,4

Capex simulado 137,6 137,6 137,6 137,6 137,6 137,6 137,6 137,6 137,6 137,6 687,8 1.375,6


Diferencia respecto actual 91,2 91,2 91,2 91,2 91,2 91,2 91,2 91,2 91,2 91,2 456,0 912,0

Pérdidas no reconocidas 2,8 1,9 1,1 0,2 -0,8 -1,8 -2,8 -3,8 -4,9 -6,0 5,2 -14,0







OR EMCALI

7,0%

7,5%

8,0%

8,5%

9,0%

9,5%

10,0%

34,0

36,0

38,0

40,0

42,0

44,0

46,0


$/k

Wh



200

250

300

350

400

450


Mile

s d

e m

illo

ne

s



48% 48% 48% 47%

38%33%

30%27%

54%59%

63%66%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%




0

20

40

60

80

100

120

140

160


Mile

s d

e m

illo

ne

s p

eso

s





PARÁMETROS

OR EBSA

Cargos base nov-16

Ventas base SUI

















% de variación 0,1 0,2 0,3 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,7 0,8

Ingreso total 238,6 254,5 270,5 286,9 303,5 320,4 337,7 355,3 373,2 391,6 1.354,0 3.132,2



AOM 42,2 45,5 49,0 52,5 56,3 60,1 64,2 68,4 72,8 77,4 245,4 588,2

Otros (PR, >V, C, CPROG) 0,8 0,9 1,1 1,2 1,4 1,5 1,7 1,8 2,0 2,1 5,4 14,6

Capex simulado 102,9 102,9 102,9 102,9 102,9 102,9 102,9 102,9 102,9 102,9 514,5 1.029,1










OR EBSA

0,0%

1,0%

2,0%

3,0%

4,0%

5,0%

6,0%

7,0%

8,0%

0,0

5,0

10,0

15,0

20,0

25,0

30,0

35,0

40,0


$/k

Wh



150

200

250

300

350

400

450


Mile

s d

e m

illo

ne

s



16%21% 23% 24%

19% 19% 18% 17%

25%

38%

49%

58%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%




0

20

40

60

80

100

120


Mile

s d

e m

illo

ne

s p

eso

s





PARÁMETROS

OR EEP

Cargos base nov-16

Ventas base SUI

















% de variación 0,1 0,2 0,2 0,2 0,2 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3

Ingreso total 66,3 68,0 69,6 71,0 72,3 73,4 74,4 75,3 76,1 76,7 347,3 723,2

Rentabilidad inversión 43,6 44,4 45,1 45,6 46,0 46,3 46,5 46,7 46,7 46,7 224,8 457,7


AOM 10,2 10,6 11,1 11,5 11,9 12,3 12,7 13,1 13,5 13,8 55,3 120,9

Otros (PR, >V, C, CPROG) -1,5 -1,5 -1,5 -1,4 -1,4 -1,4 -1,4 -1,4 -1,3 -1,3 -7,3 -14,1

Capex simulado 30,0 30,0 30,0 30,0 30,0 30,0 30,0 30,0 30,0 30,0 150,1 300,3










OR EEP

11,7%

11,8%

11,9%

12,0%

12,1%

12,2%

12,3%

12,4%

12,5%

12,6%

12,7%

51,5

52,0

52,5

53,0

53,5

54,0

54,5

55,0

55,5

56,0


$/k

Wh



30

35

40

45

50

55

60

65

70

75

80


Mile

s d

e m

illo

ne

s



15% 16% 15% 14%

45%

40%36%

33%

18%22%

23% 24%

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

35%

40%

45%

50%




0

5

10

15

20

25

30

35


Mile

s d

e m

illo

ne

s p

eso

s





PARÁMETROS

OR CENS

Cargos base nov-16

Ventas base SUI

















% de variación 0,0 0,1 0,1 0,2 0,2 0,2 0,2 0,3 0,3 0,3

Ingreso total 233,8 246,3 254,0 261,2 267,9 274,2 279,9 285,1 289,8 293,9 1.263,2 2.686,0



AOM 45,1 47,4 49,6 51,9 54,1 56,3 58,6 60,8 63,1 65,4 248,0 552,3

Otros (PR, >V, C, CPROG) 3,8 5,9 3,7 1,3 -1,3 -4,1 -7,1 -10,3 -13,7 -17,4 13,3 -39,4

Capex simulado 94,3 94,3 94,3 94,3 94,3 94,3 94,3 94,3 94,3 94,3 471,7 943,4










OR CENS

0,0%

1,0%

2,0%

3,0%

4,0%

5,0%

6,0%

0,0

5,0

10,0

15,0

20,0

25,0

30,0


$/k

Wh



150

170

190

210

230

250

270

290

310

330


Mile

s d

e m

illo

ne

s

Comparación de ingresos de estimados


5%3%

1%

0%

29%

25%22%

20%

11%

16%

20%23%

-5%

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

35%




0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100


Mile

s d

e m

illo

ne

s p

eso

s





PARÁMETROS

OR TOLIMA

Cargos base nov-16

Ventas base SUI

















% de variación 0,2 0,2 0,3 0,3 0,3 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4

Ingreso total 228,3 238,5 245,3 251,6 257,5 262,8 267,7 272,2 276,2 279,8 1.221,1 2.579,9



AOM 41,3 43,3 45,3 47,2 49,2 51,1 53,0 54,8 56,6 58,5 226,2 500,2

Otros (PR, >V, C, CPROG) 14,9 16,8 15,8 14,6 13,3 11,9 10,4 8,8 7,1 5,3 75,5 119,1

Capex simulado 94,3 94,3 94,3 94,3 94,3 94,3 94,3 94,3 94,3 94,3 471,4 942,8



Pérdidas no reconocidas 0,9 0,5 0,1 -0,3 -0,8 -1,3 -1,8 -2,3 -2,9 -3,6 0,5 -11,3







OR TOLIMA

0,0%

1,0%

2,0%

3,0%

4,0%

5,0%

6,0%

7,0%

8,0%

0,0

5,0

10,0

15,0

20,0

25,0

30,0

35,0

40,0


$/k

Wh



140

160

180

200

220

240

260

280

300


Mile

s d

e m

illo

ne

s

Compración de ingresos estimados


19% 18% 16% 15%

48%

42%37%

35%

25%

30%34%

36%

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

35%

40%

45%

50%




0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100


Mile

s d

e m

illo

ne

s p

eso

s





PARÁMETROS

OR HUILA

Cargos base nov-16

Ventas base SUI

















% de variación 0,1 0,1 0,2 0,2 0,2 0,3 0,3 0,3 0,4 0,4

Ingreso total 205,4 215,6 223,3 230,5 237,4 243,8 249,7 255,3 260,3 265,0 1.112,2 2.386,2



AOM 38,4 40,3 42,2 44,1 45,9 47,7 49,5 51,3 53,0 54,7 211,0 467,2

Otros (PR, >V, C, CPROG) 3,6 5,3 5,0 4,5 4,0 3,4 2,7 1,9 1,1 0,1 22,5 31,7

Capex simulado 84,6 84,6 84,6 84,6 84,6 84,6 84,6 84,6 84,6 84,6 422,9 845,8



Pérdidas no reconocidas 4,7 4,2 3,6 3,0 2,2 1,4 0,6 -0,4 -1,5 -2,7 17,6 14,9







OR HUILA

7,0%

7,1%

7,2%

7,3%

7,4%

7,5%

7,6%

7,7%

7,8%

33,0

33,5

34,0

34,5

35,0

35,5

36,0

36,5

37,0

37,5


$/k

Wh



150

170

190

210

230

250

270

290

310


Mile

s d

e m

illo

ne

s



7%3%

-1%-5%

40%36%

32%30%

16%

22%26%

28%

-10%

-5%

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

35%

40%

45%




0

10

20

30

40

50

60

70

80

90


Mile

s d

e m

illo

ne

s p

eso

s





PARÁMETROS

OR CEDENAR

Cargos base nov-16

Ventas base SUI

















% de variación 0,6 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7

Ingreso total 197,7 204,3 206,7 208,6 210,1 211,2 212,0 212,3 212,3 212,0 1.027,6 2.087,4



AOM 33,9 35,0 36,1 37,2 38,2 39,2 40,2 41,1 42,1 43,0 180,4 386,0

Otros (PR, >V, C, CPROG) 22,6 24,7 22,9 21,1 19,2 17,2 15,1 13,0 10,8 8,5 110,5 175,0

Capex simulado 67,0 67,0 67,0 67,0 67,0 67,0 67,0 67,0 67,0 67,0 335,0 669,9










OR CEDENAR

0,0%

2,0%

4,0%

6,0%

8,0%

10,0%

12,0%

14,0%

16,0%

0,0

10,0

20,0

30,0

40,0

50,0

60,0

70,0

80,0

90,0


$/k

Wh



100

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140

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180

200

220


Mile

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0

10

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90

100


Mile

s d

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illo

ne

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eso

s



61%55%

50%47%

39%34%

30% 28%

68% 70% 72% 73%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%






PARÁMETROS

OR CEO

Cargos base nov-16

Ventas base SUI

















% de variación 0,0 0,1 0,1 0,2 0,2 0,3 0,3 0,3 0,4 0,4

Ingreso total 181,1 190,6 198,3 205,6 212,5 219,0 225,1 230,7 236,0 240,7 988,1 2.139,6



AOM 32,7 34,6 36,6 38,5 40,4 42,4 44,3 46,2 48,2 50,1 182,8 414,0

Otros (PR, >V, C, CPROG) 2,8 3,8 3,2 2,5 1,7 0,7 -0,4 -1,7 -3,2 -4,8 14,0 4,7

Capex simulado 74,3 74,3 74,3 74,3 74,3 74,3 74,3 74,3 74,3 74,3 371,6 743,1



Pérdidas no reconocidas 1,9 1,7 1,4 1,1 0,7 0,3 -0,1 -0,6 -1,2 -1,8 6,9 3,5




OR CEO

6,0%

6,5%

7,0%

7,5%

8,0%

8,5%

32,0

34,0

36,0

38,0

40,0

42,0

44,0

46,0


$/k

Wh



100

120

140

160

180

200

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240

260

280

300


Mile

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Mile

s d

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s p

eso

s



3%

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24%22%

20%17%

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-15%

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-5%

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%






PARÁMETROS

OR TULUA

Cargos base nov-16

Ventas base SUI

















% de variación 0,4 0,5 0,5 0,6 0,6 0,6 0,7 0,7 0,7 0,7

Ingreso total 31,3 32,3 33,3 34,1 34,9 35,6 36,3 36,8 37,3 37,8 166,0 349,8



AOM 4,2 4,4 4,7 4,9 5,1 5,4 5,6 5,8 6,0 6,2 23,3 52,2

Otros (PR, >V, C, CPROG) 0,2 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 1,3 2,7

Capex simulado 14,1 14,1 14,1 14,1 14,1 14,1 14,1 14,1 14,1 14,1 70,6 141,3







OR TULUA

9,0%

9,1%

9,2%

9,3%

9,4%

9,5%

9,6%

9,7%

9,8%

9,9%

38,0

38,5

39,0

39,5

40,0

40,5

41,0

41,5

42,0


$/k

Wh



15

20

25

30

35

40


Mile

s d

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illo

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s



44% 43%40%

38%

62%

55%50%

46%50%

56%59% 61%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%




0

2

4

6

8

10

12

14

16


Mile

s d

e m

illo

ne

s p

eso

s





PARÁMETROS

OR ENERCA

Cargos base nov-16

Ventas base SUI
















Variación respecto a Ingreso 2016 -5,0 -0,4 1,1 2,4 3,5 4,4 5,1 5,5 5,8 5,8 1,6 28,1

% de variación -0,1 0,0 0,0 0,0 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1

Ingreso total 62,5 67,1 68,6 69,9 71,0 71,8 72,5 73,0 73,3 73,3 338,9 702,9



AOM 10,0 10,5 11,1 11,6 12,1 12,6 13,1 13,6 14,1 14,6 55,3 123,4

Otros (PR, >V, C, CPROG) 9,8 12,2 11,7 11,0 10,3 9,4 8,5 7,4 6,2 4,8 55,0 91,3

Capex simulado 22,6 22,6 22,6 22,6 22,6 22,6 22,6 22,6 22,6 22,6 113,0 225,9










OR ENERCA

0,0%

2,0%

4,0%

6,0%

8,0%

10,0%

12,0%

0,0

10,0

20,0

30,0

40,0

50,0

60,0


$/k

Wh



0

20

40

60

80

100

120


Mile

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illo

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s



-9%-15%

-20%-23%

44%38%

34% 32%

0%

3% 5% 6%

-30%

-20%

-10%

0%

10%

20%

30%

40%

50%




-10

-5

0

5

10

15

20

25


Mile

s d

e m

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s p

eso

s





PARÁMETROS

OR EDEQ

Cargos base nov-16

Ventas base SUI
















Variación respecto a Ingreso 2016 -28,1 -26,8 -25,6 -24,5 -23,5 -22,6 -21,8 -21,0 -20,4 -19,8 -128,5 -234,1

% de variación -0,3 -0,3 -0,3 -0,3 -0,3 -0,3 -0,3 -0,3 -0,2 -0,2

Ingreso total 56,0 57,3 58,5 59,6 60,6 61,5 62,4 63,1 63,8 64,4 292,1 607,2



AOM 17,6 17,8 18,0 18,2 18,4 18,6 18,7 18,9 19,1 19,3 90,0 184,6

Otros (PR, >V, C, CPROG) -0,7 -0,6 -0,6 -0,7 -0,7 -0,7 -0,7 -0,7 -0,7 -0,8 -3,3 -6,9

Capex simulado 19,4 19,4 19,4 19,4 19,4 19,4 19,4 19,4 19,4 19,4 97,2 194,3










OR EDEQ

4,0%

4,1%

4,2%

4,3%

4,4%

4,5%

4,6%

4,7%

4,8%

19,0

19,5

20,0

20,5

21,0

21,5

22,0

22,5

23,0


$/k

Wh



0

20

40

60

80

100

120


Mile

s d

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illo

ne

s



-33% -33% -34% -35%-33% -32% -32% -32%-31%

-29% -28% -27%

-40%

-35%

-30%

-25%

-20%

-15%

-10%

-5%

0%




-40

-30

-20

-10

0

10

20

30


Mile

s d

e m

illo

ne

s p

eso

s





PARÁMETROS

OR ENELAR

Cargos base nov-16

Ventas base SUI

















% de variación 0,3 0,4 0,4 0,5 0,5 0,6 0,6 0,6 0,7 0,7

Ingreso total 77,5 83,0 85,6 88,1 90,4 92,5 94,5 96,3 98,0 99,4 424,6 905,3



AOM 10,8 11,5 12,2 12,9 13,6 14,3 14,9 15,6 16,3 16,9 61,1 139,1

Otros (PR, >V, C, CPROG) 4,5 6,8 6,4 5,9 5,4 4,9 4,3 3,6 2,9 2,1 29,0 46,9

Capex simulado 36,0 36,0 36,0 36,0 36,0 36,0 36,0 36,0 36,0 36,0 179,9 359,7










OR ENELAR

0,0%

2,0%

4,0%

6,0%

8,0%

10,0%

12,0%

0,0

10,0

20,0

30,0

40,0

50,0

60,0

70,0


$/k

Wh



0

20

40

60

80

100

120


Mile

s d

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illo

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s



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22%19%

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60%

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10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%




0

5

10

15

20

25

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35

40


Mile

s d

e m

illo

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eso

s





PARÁMETROS

OR EMSA

Cargos base nov-16

Ventas base SUI

















% de variación 0,3 0,3 0,4 0,5 0,5 0,5 0,6 0,6 0,7 0,7

Ingreso total 189,6 200,6 209,0 217,0 224,5 231,7 238,3 244,6 250,4 255,8 1.040,7 2.261,5



AOM 26,1 28,2 30,3 32,4 34,5 36,6 38,7 40,8 42,8 44,9 151,5 355,2

Otros (PR, >V, C, CPROG) 5,3 7,2 6,6 6,0 5,2 4,4 3,4 2,2 0,9 -0,5 30,4 40,7

Capex simulado 82,1 82,1 82,1 82,1 82,1 82,1 82,1 82,1 82,1 82,1 410,3 820,5










OR EMSA

0,0%

1,0%

2,0%

3,0%

4,0%

5,0%

6,0%

0,0

5,0

10,0

15,0

20,0

25,0

30,0


$/k

Wh



100

120

140

160

180

200

220

240

260

280


Mile

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0

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Mile

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illo

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s p

eso

s



26%22%

17%12%

40%36%

32%30%

38%

46%

52%56%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%






PARÁMETROS

OR CAQUETA

Cargos base nov-16

Ventas base SUI

















% de variación 0,6 0,7 0,8 0,8 0,9 0,9 1,0 1,0 1,0 1,1

Ingreso total 69,3 72,7 75,1 77,3 79,4 81,2 82,9 84,4 85,8 86,9 373,7 795,0



AOM 8,4 9,0 9,7 10,3 10,9 11,5 12,1 12,7 13,3 13,8 48,2 111,6

Otros (PR, >V, C, CPROG) 3,6 4,2 4,0 3,7 3,5 3,2 2,8 2,4 2,0 1,5 18,9 30,8

Capex simulado 29,5 29,5 29,5 29,5 29,5 29,5 29,5 29,5 29,5 29,5 147,5 295,1










OR CAQUETA

0,0%

1,0%

2,0%

3,0%

4,0%

5,0%

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20,0

25,0

30,0

35,0

40,0

45,0


$/k

Wh



30

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50

60

70

80

90


Mile

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48%42%

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42% 39%

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90%93%

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80%

90%

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0

5

10

15

20

25

30

35

40


Mile

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ne

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eso

s






PARÁMETROS

OR CARIBE

Cargos base nov-16

Ventas base SUI














ANÁLISIS INGRESOS



% de variación 0,2 0,2 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,4 0,4 0,4

Ingreso total 1.409,7 1.489,4 1.524,0 1.555,8 1.585,0 1.611,0 1.633,5 1.652,1 1.666,7 1.676,9 7.563,9 15.804,1



AOM 233,9 246,4 259,2 272,2 285,6 299,2 313,2 327,5 342,2 357,3 1.297,4 2.936,7

Otros (PR, >V, C, CPROG) 246,2 278,9 266,5 251,7 234,4 214,1 190,4 163,1 131,8 96,2 1.277,7 2.073,4

Capex simulado 374,3 374,3 374,3 374,3 374,3 374,3 374,3 374,3 374,3 374,3 1.871,6 3.743,2










OR CARIBE

0,0%

1,0%

2,0%

3,0%

4,0%

5,0%

6,0%

0,0

5,0

10,0

15,0

20,0

25,0


$/k

Wh



800

1.000

1.200

1.400

1.600

1.800

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Mile

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0

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s



13%6%

1%

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24%28%

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-10%

0%

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30%

40%

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60%

70%

80%






PARÁMETROS

OR CODENSA

Cargos base nov-16

Ventas base SUI

















% de variación 0,1 0,1 0,2 0,2 0,2 0,2 0,3 0,3 0,3 0,3

Ingreso total 1.474,7 1.517,1 1.557,4 1.595,7 1.632,0 1.666,3 1.698,7 1.729,1 1.757,6 1.784,1 7.777,0 16.412,8

Rentabilidad inversión 961,4 980,1 996,9 1.011,9 1.025,2 1.036,6 1.046,4 1.054,3 1.060,6 1.065,2 4.975,4 10.238,6


AOM 207,4 218,9 230,4 241,7 253,0 264,3 275,4 286,5 297,5 308,4 1.151,6 2.583,6

Otros (PR, >V, C, CPROG) 3,3 3,5 3,6 3,6 3,5 3,4 3,2 3,0 2,7 2,3 17,5 32,1

Capex simulado 495,0 495,0 495,0 495,0 495,0 495,0 495,0 495,0 495,0 495,0 2.475,0 4.950,0










OR CODENSA

0,0%

1,0%

2,0%

3,0%

4,0%

5,0%

6,0%

0,0

5,0

10,0

15,0

20,0

25,0

30,0


$/k

Wh



1.200

1.300

1.400

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1.700

1.800

1.900


Mile

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11% 12% 11%10%

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100

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PARÁMETROS

OR EPM

Cargos base nov-16

Ventas base SUI

















% de variación 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2

Ingreso total 1.228,5 1.243,7 1.257,1 1.268,8 1.279,0 1.287,7 1.295,1 1.301,2 1.306,1 1.309,8 6.277,1 12.776,9



AOM 216,5 222,2 227,6 233,0 238,1 243,2 248,1 252,9 257,6 262,2 1.137,5 2.401,4

Otros (PR, >V, C, CPROG) 2,5 2,2 1,9 1,5 1,0 0,5 -0,1 -0,6 -1,3 -1,9 9,0 5,6

Capex simulado 408,4 408,4 408,4 408,4 408,4 408,4 408,4 408,4 408,4 408,4 2.042,1 4.084,2










OR EPM

0,0%

0,5%

1,0%

1,5%

2,0%

2,5%

3,0%

3,5%

4,0%

4,5%

0,0

5,0

10,0

15,0

20,0

25,0


$/k

Wh



800

900

1.000

1.100

1.200

1.300

1.400


Mile

s d

e m

illo

ne

s



8%6%

4%2%

30%

26%

23%21%

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0%

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10%

15%

20%

25%

30%

35%




0

50

100

150

200

250

300

350

400

450


Mile

s d

e m

illo

ne

s p

eso

s





PARÁMETROS

OR EPSA

Cargos base nov-16

Ventas base SUI

















% de variación 0,1 0,1 0,1 0,1 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,3

Ingreso total 395,4 406,1 416,3 426,0 435,2 443,8 452,0 459,7 466,9 473,7 2.078,9 4.375,1



AOM 73,5 76,9 80,1 83,4 86,6 89,9 93,0 96,2 99,3 102,5 400,6 881,5

Otros (PR, >V, C, CPROG) -1,3 -1,4 -1,6 -1,7 -1,9 -2,1 -2,3 -2,5 -2,8 -3,0 -8,0 -20,7

Capex simulado 128,7 128,7 128,7 128,7 128,7 128,7 128,7 128,7 128,7 128,7 643,3 1.286,6










OR EPSA

0,0%

1,0%

2,0%

3,0%

4,0%

5,0%

6,0%

7,0%

8,0%

0,0

5,0

10,0

15,0

20,0

25,0

30,0

35,0

40,0


$/k

Wh



300

350

400

450

500


Mile

s d

e m

illo

ne

s



6% 5%3%

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28%26%

23%

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20%

25%

30%

35%




0

20

40

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80

100

120

140


Mile

s d

e m

illo

ne

s p

eso

s





PARÁMETROS

OR ESSA

Cargos base nov-16

Ventas base SUI

















% de variación 0,2 0,3 0,4 0,4 0,5 0,6 0,6 0,7 0,8 0,8

Ingreso total 456,0 478,6 501,5 525,0 549,2 573,9 599,4 625,7 652,8 680,7 2.510,4 5.643,0



AOM 92,6 97,9 103,4 109,2 115,2 121,6 128,3 135,3 142,7 150,5 518,3 1.196,8

Otros (PR, >V, C, CPROG) 8,6 9,4 9,9 10,4 10,9 11,4 11,9 12,4 13,0 13,6 49,1 111,3

Capex simulado 138,2 138,2 138,2 138,2 138,2 138,2 138,2 138,2 138,2 138,2 691,1 1.382,2










OR ESSA

0,0%

1,0%

2,0%

3,0%

4,0%

5,0%

6,0%

0,0

5,0

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15,0

20,0

25,0


$/k

Wh



300

350

400

450

500

550

600

650

700


Mile

s d

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illo

ne

s



23% 22% 21% 19%

12% 12% 11% 10%

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70%




0

20

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80

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160

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200


Mile

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ne

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eso

s





PARÁMETROS

OR CHEC

Cargos base nov-16

Ventas base SUI

















% de variación 0,2 0,2 0,2 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,4

Ingreso total 271,2 275,7 279,9 283,8 287,5 290,9 294,1 297,2 300,0 302,6 1.398,2 2.883,1



AOM 63,0 64,4 65,8 67,3 68,7 70,1 71,5 72,9 74,3 75,7 329,1 693,6

Otros (PR, >V, C, CPROG) -2,6 -2,6 -2,7 -2,7 -2,8 -2,9 -2,9 -3,0 -3,1 -3,2 -13,3 -28,4

Capex simulado 84,6 84,6 84,6 84,6 84,6 84,6 84,6 84,6 84,6 84,6 423,0 846,1










OR CHEC

0,0%

0,5%

1,0%

1,5%

2,0%

2,5%

3,0%

3,5%

0,0

2,0

4,0

6,0

8,0

10,0

12,0

14,0

16,0

18,0

Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Año 5$

/kW

h



200

220

240

260

280

300

320


Mile

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illo

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s



21% 21% 20% 19%

8%6%

4%3%

24%27%

29% 30%

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20%

25%

30%

35%




0

10

20

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90


Mile

s d

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eso

s





PARÁMETROS

OR EMCALI

Cargos base nov-16

Ventas base SUI

















% de variación 0,4 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5

Ingreso total 327,1 335,1 338,3 341,0 343,2 344,9 346,2 347,0 347,4 347,4 1.684,8 3.417,9



AOM 47,8 49,8 51,7 53,6 55,5 57,4 59,2 61,0 62,8 64,6 258,5 563,4

Otros (PR, >V, C, CPROG) 11,4 12,8 9,9 6,8 3,7 0,5 -2,7 -6,1 -9,5 -13,0 44,7 13,8

Capex simulado 103,2 103,2 103,2 103,2 103,2 103,2 103,2 103,2 103,2 103,2 515,8 1.031,7










OR EMCALI

0,0%

1,0%

2,0%

3,0%

4,0%

5,0%

6,0%

7,0%

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10,0%

0,0

5,0

10,0

15,0

20,0

25,0

30,0

35,0

40,0

45,0


$/k

Wh



200

220

240

260

280

300

320

340

360


Mile

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42%38%

35%33%

35%

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30%

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50%

60%




0

20

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Mile

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illo

ne

s p

eso

s





PARÁMETROS

OR EBSA

Cargos base nov-16

Ventas base SUI

















% de variación 0,1 0,1 0,2 0,3 0,3 0,4 0,4 0,5 0,5 0,6

Ingreso total 234,1 245,4 256,8 268,4 280,3 292,3 304,6 317,2 330,0 343,0 1.285,0 2.872,1



AOM 41,5 44,2 46,9 49,8 52,8 55,9 59,1 62,5 66,0 69,7 235,3 548,6

Otros (PR, >V, C, CPROG) 0,7 0,7 0,8 0,8 0,9 0,9 1,0 1,0 1,0 1,0 3,9 8,8

Capex simulado 77,2 77,2 77,2 77,2 77,2 77,2 77,2 77,2 77,2 77,2 385,9 771,8










OR EBSA

0,0%

1,0%

2,0%

3,0%

4,0%

5,0%

6,0%

0,0

5,0

10,0

15,0

20,0

25,0

30,0


$/k

Wh



150

200

250

300

350

400


Mile

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illo

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s



11% 12% 12% 12%

16% 15% 14% 13%

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0%

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45%




0

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20

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90


Mile

s d

e m

illo

ne

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eso

s





PARÁMETROS

OR EEP

Cargos base nov-16

Ventas base SUI

















% de variación 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1

Ingreso total 64,9 65,5 65,9 66,2 66,5 66,6 66,7 66,8 66,8 66,7 329,0 662,6



AOM 10,0 10,3 10,6 10,9 11,1 11,4 11,6 11,9 12,1 12,3 52,8 112,1

Otros (PR, >V, C, CPROG) -1,6 -1,6 -1,6 -1,6 -1,6 -1,6 -1,6 -1,6 -1,6 -1,6 -7,8 -15,7

Capex simulado 22,5 22,5 22,5 22,5 22,5 22,5 22,5 22,5 22,5 22,5 112,6 225,2










OR EEP

0,0%

2,0%

4,0%

6,0%

8,0%

10,0%

12,0%

0,0

10,0

20,0

30,0

40,0

50,0

60,0


$/k

Wh



30

35

40

45

50

55

60

65

70


Mile

s d

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illo

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s



10%8%

6%4%

42%

37%

32%29%

12% 13% 13% 12%

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5%

10%

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25%

30%

35%

40%

45%




0

5

10

15

20

25


Mile

s d

e m

illo

ne

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eso

s





PARÁMETROS

OR CENS

Cargos base nov-16

Ventas base SUI

















% de variación 0,0 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1

Ingreso total 229,6 237,8 241,5 244,7 247,6 250,0 252,0 253,6 254,8 255,5 1.201,1 2.467,0



AOM 44,5 46,2 47,9 49,5 51,2 52,9 54,6 56,2 57,9 59,6 239,3 520,6

Otros (PR, >V, C, CPROG) 3,7 5,7 3,3 0,7 -2,0 -4,9 -8,0 -11,3 -14,8 -18,6 11,4 -46,3

Capex simulado 70,8 70,8 70,8 70,8 70,8 70,8 70,8 70,8 70,8 70,8 353,8 707,5










OR CENS

0,0%

0,5%

1,0%

1,5%

2,0%

2,5%

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3,5%

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0,0

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10,0

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25,0


$/k

Wh



150

170

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230

250

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310

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Mile

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s



0%

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0

10

20

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80


Mile

s d

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eso

s





PARÁMETROS

OR TOLIMA

Cargos base nov-16

Ventas base SUI

















% de variación 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,3 0,3 0,3 0,3

Ingreso total 224,3 230,6 233,7 236,4 238,8 240,8 242,5 243,9 245,0 245,7 1.163,7 2.381,7



AOM 40,7 42,1 43,5 44,9 46,2 47,6 48,9 50,2 51,5 52,8 217,3 468,4

Otros (PR, >V, C, CPROG) 14,9 16,6 15,4 14,2 12,8 11,3 9,8 8,1 6,3 4,4 73,9 113,8

Capex simulado 70,7 70,7 70,7 70,7 70,7 70,7 70,7 70,7 70,7 70,7 353,5 707,1










OR TOLIMA

0,0%

1,0%

2,0%

3,0%

4,0%

5,0%

6,0%

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10,0

15,0

20,0

25,0

30,0

35,0

40,0


$/k

Wh



140

160

180

200

220

240

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Mile

s d

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14%10%

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45%

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0

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Mile

s d

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s





PARÁMETROS

OR HUILA

Cargos base nov-16

Ventas base SUI

















% de variación 0,1 0,1 0,1 0,1 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2

Ingreso total 201,6 208,1 212,3 216,1 219,6 222,8 225,6 228,1 230,3 232,1 1.057,7 2.196,5



AOM 37,9 39,3 40,6 42,0 43,3 44,6 45,9 47,2 48,4 49,7 203,1 438,9

Otros (PR, >V, C, CPROG) 3,5 5,1 4,6 4,1 3,5 2,8 2,0 1,1 0,2 -0,9 20,8 25,9

Capex simulado 63,4 63,4 63,4 63,4 63,4 63,4 63,4 63,4 63,4 63,4 317,2 634,3










OR HUILA

0,0%

1,0%

2,0%

3,0%

4,0%

5,0%

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7,0%

0,0

5,0

10,0

15,0

20,0

25,0

30,0

35,0


$/k

Wh



150

170

190

210

230

250

270

290

310


Mile

s d

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illo

ne

s



2%

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37%32%

29%26%

11%14% 16% 17%

-20%

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0%

10%

20%

30%

40%




0

10

20

30

40

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70


Mile

s d

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illo

ne

s p

eso

s





PARÁMETROS

OR CEDENAR

Cargos base nov-16

Ventas base SUI

















% de variación 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,5 0,5

Ingreso total 194,4 197,9 197,3 196,4 195,3 194,0 192,4 190,6 188,6 186,3 981,3 1.933,2



AOM 33,4 34,1 34,8 35,4 36,1 36,7 37,3 37,9 38,4 39,0 173,8 363,0

Otros (PR, >V, C, CPROG) 22,5 24,4 22,5 20,5 18,5 16,4 14,2 12,0 9,7 7,4 108,4 168,2

Capex simulado 50,2 50,2 50,2 50,2 50,2 50,2 50,2 50,2 50,2 50,2 251,2 502,5










OR CEDENAR

0,0%

2,0%

4,0%

6,0%

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10,0%

12,0%

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16,0%

0,0

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20,0

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50,0

60,0

70,0

80,0


$/k

Wh



100

120

140

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180

200

220


Mile

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0

10

20

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Mile

s d

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ne

s p

eso

s



54%

45%

39%35%36%

30%27%

24%

61% 60% 59% 59%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%






PARÁMETROS

OR CEO

Cargos base nov-16

Ventas base SUI

















% de variación 0,0 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,2 0,2 0,2 0,2

Ingreso total 177,6 183,5 187,8 191,7 195,4 198,7 201,7 204,3 206,5 208,3 936,0 1.955,4



AOM 32,2 33,7 35,1 36,6 38,0 39,5 40,9 42,4 43,8 45,3 175,5 387,3

Otros (PR, >V, C, CPROG) 2,5 3,2 2,4 1,4 0,4 -0,8 -2,2 -3,7 -5,4 -7,3 9,9 -9,6

Capex simulado 55,7 55,7 55,7 55,7 55,7 55,7 55,7 55,7 55,7 55,7 278,7 557,4







OR CEO

0,0%

1,0%

2,0%

3,0%

4,0%

5,0%

6,0%

7,0%

8,0%

0,0

5,0

10,0

15,0

20,0

25,0

30,0

35,0

40,0

45,0


$/k

Wh



100

120

140

160

180

200

220

240

260

280

300


Mile

s d

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illo

ne

s



0

10

20

30

40

50

60


Mile

s d

e m

illo

ne

s p

eso

s



-2%

-8%

-13%

-18%

21%18%

15%12%

7%10%

12% 13%

-20%

-15%

-10%

-5%

0%

5%

10%

15%

20%

25%






PARÁMETROS

OR TULUA

Cargos base nov-16

Ventas base SUI

















% de variación 0,4 0,4 0,4 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5

Ingreso total 30,7 31,1 31,5 31,8 32,1 32,4 32,6 32,7 32,8 32,9 157,3 320,7



AOM 4,1 4,2 4,4 4,6 4,7 4,9 5,1 5,2 5,3 5,5 22,1 48,0

Otros (PR, >V, C, CPROG) 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 1,1 2,0

Capex simulado 10,6 10,6 10,6 10,6 10,6 10,6 10,6 10,6 10,6 10,6 53,0 106,0







OR TULUA

0,0%

1,0%

2,0%

3,0%

4,0%

5,0%

6,0%

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8,0%

9,0%

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0,0

5,0

10,0

15,0

20,0

25,0

30,0

35,0

40,0


$/k

Wh



15

17

19

21

23

25

27

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31

33

35


Mile

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illo

ne

s



37%33%

28%25%

60%

53%47%

44%43% 45% 46% 46%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%




0

2

4

6

8

10

12


Mile

s d

e m

illo

ne

s p

eso

s





PARÁMETROS

OR ENERCA

Cargos base nov-16

Ventas base SUI

















% de variación -0,1 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

Ingreso total 61,5 65,1 65,6 66,0 66,2 66,2 66,1 65,8 65,2 64,5 324,3 652,1



AOM 9,8 10,2 10,6 11,0 11,4 11,7 12,1 12,5 12,8 13,2 53,0 115,3

Otros (PR, >V, C, CPROG) 9,8 12,1 11,5 10,8 10,1 9,2 8,2 7,1 5,8 4,4 54,3 89,0

Capex simulado 16,9 16,9 16,9 16,9 16,9 16,9 16,9 16,9 16,9 16,9 84,7 169,4










OR ENERCA

0,0%

1,0%

2,0%

3,0%

4,0%

5,0%

6,0%

7,0%

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10,0%

0,0

5,0

10,0

15,0

20,0

25,0

30,0

35,0

40,0

45,0

50,0


$/k

Wh



0

20

40

60

80

100

120


Mile

s d

e m

illo

ne

s



-12%-20%

-26%-30%

42%35%

31% 28%

-4% -4% -3% -2%

-40%

-30%

-20%

-10%

0%

10%

20%

30%

40%

50%




-10

-5

0

5

10

15

20

Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Año 5Mile

s d

e m

illo

ne

s p

eso

s





PARÁMETROS

OR EDEQ

Cargos base nov-16

Ventas base SUI

















% de variación -0,3 -0,3 -0,3 -0,3 -0,3 -0,3 -0,3 -0,3 -0,3 -0,3

Ingreso total 55,1 55,6 56,0 56,3 56,6 56,8 57,0 57,1 57,2 57,2 279,6 564,9



AOM 17,5 17,6 17,7 17,8 17,8 17,9 18,0 18,1 18,2 18,3 88,4 178,9

Otros (PR, >V, C, CPROG) -0,7 -0,7 -0,7 -0,8 -0,8 -0,8 -0,9 -0,9 -1,0 -1,0 -3,7 -8,2

Capex simulado 14,6 14,6 14,6 14,6 14,6 14,6 14,6 14,6 14,6 14,6 72,9 145,7










OR EDEQ

0,0%

0,5%

1,0%

1,5%

2,0%

2,5%

3,0%

3,5%

4,0%

0,0

2,0

4,0

6,0

8,0

10,0

12,0

14,0

16,0

18,0


$/k

Wh



0

20

40

60

80

100

120


Mile

s d

e m

illo

ne

s



-36%-37% -39% -40%

-35% -35% -35% -36%-34% -33% -33% -33%

-45%

-40%

-35%

-30%

-25%

-20%

-15%

-10%

-5%

0%




-35

-30

-25

-20

-15

-10

-5

0

5

10

15

20


Mile

s d

e m

illo

ne

s p

eso

s





PARÁMETROS

OR ENELAR

Cargos base nov-16

Ventas base SUI

















% de variación 0,3 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4 0,5 0,5 0,5

Ingreso total 76,1 80,1 81,4 82,6 83,6 84,5 85,3 86,0 86,5 86,9 403,9 833,2



AOM 10,6 11,1 11,7 12,2 12,7 13,1 13,6 14,1 14,6 15,1 58,2 128,9

Otros (PR, >V, C, CPROG) 4,4 6,7 6,2 5,7 5,2 4,6 4,0 3,3 2,5 1,7 28,3 44,5

Capex simulado 27,0 27,0 27,0 27,0 27,0 27,0 27,0 27,0 27,0 27,0 134,9 269,8










OR ENELAR

0,0%

2,0%

4,0%

6,0%

8,0%

10,0%

12,0%

0,0

10,0

20,0

30,0

40,0

50,0

60,0

70,0


$/k

Wh



0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100


Mile

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illo

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s



25%

17%12%

8%

71%

62%55%

51%

36%39%

42% 45%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%




0

5

10

15

20

25

30


Mile

s d

e m

illo

ne

s p

eso

s





PARÁMETROS

OR EMSA

Cargos base nov-16

Ventas base SUI

















% de variación 0,2 0,3 0,3 0,4 0,4 0,4 0,4 0,5 0,5 0,5

Ingreso total 185,9 193,3 198,2 202,7 206,9 210,7 214,2 217,4 220,2 222,6 987,0 2.072,1



AOM 25,5 27,1 28,7 30,2 31,8 33,4 34,9 36,5 38,0 39,5 143,4 325,6

Otros (PR, >V, C, CPROG) 5,2 7,0 6,3 5,6 4,8 3,8 2,7 1,5 0,1 -1,5 28,9 35,5

Capex simulado 61,5 61,5 61,5 61,5 61,5 61,5 61,5 61,5 61,5 61,5 307,7 615,4






Delta escenario simulación ($/kWh) 21,4 14,5 7,4 0,2 -7,2




OR EMSA

-2,0%

-1,0%

0,0%

1,0%

2,0%

3,0%

4,0%

5,0%

-10,0

-5,0

0,0

5,0

10,0

15,0

20,0

25,0


/kW

h



100

120

140

160

180

200

220

240

260


Mile

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s



0

10

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30

40

50

60

70


Mile

s d

e m

illo

ne

s p

eso

s



20%

13%

7%

1%

37%

32%29%

26%

31%

36%39%

41%

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

35%

40%

45%






PARÁMETROS

OR CAQUETA

Cargos base nov-16

Ventas base SUI

















% de variación 0,6 0,7 0,7 0,7 0,7 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8

Ingreso total 68,0 70,0 71,2 72,3 73,2 74,0 74,6 75,1 75,5 75,8 354,7 729,7



AOM 8,2 8,6 9,1 9,6 10,0 10,4 10,9 11,3 11,7 12,1 45,5 101,9

Otros (PR, >V, C, CPROG) 3,5 4,1 3,8 3,6 3,3 2,9 2,6 2,1 1,7 1,2 18,3 28,8

Capex simulado 22,1 22,1 22,1 22,1 22,1 22,1 22,1 22,1 22,1 22,1 110,6 221,3










OR CAQUETA

0,0%

1,0%

2,0%

3,0%

4,0%

5,0%

6,0%

7,0%

0,0

5,0

10,0

15,0

20,0

25,0

30,0

35,0

40,0


$/k

Wh



30

35

40

45

50

55

60

65

70

75

80


Mile

s d

e m

illo

ne

s



54%

44%

35%29%

50%43%

39%36%

68%71% 74% 75%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%




0

5

10

15

20

25

30

35


Mile

s d

e m

illo

ne

s p

eso

s






PARÁMETROS

OR CARIBE

Cargos base nov-16

Ventas base SUI














ANÁLISIS INGRESOS


Variación respecto a Ingreso 2016 -88,2 -22,5 8,1 39,2 70,5 101,6 132,8 164,3 196,0 227,9 7,1 829,5

% de variación -0,1 0,0 0,0 0,0 0,1 0,1 0,1 0,1 0,2 0,2

Ingreso total 1.128,0 1.193,7 1.224,3 1.255,5 1.286,8 1.317,8 1.349,0 1.380,5 1.412,2 1.444,1 6.088,3 12.991,9



AOM 220,4 230,0 239,9 250,2 260,8 271,9 283,3 295,2 307,5 320,3 1.201,3 2.679,4

Otros (PR, >V, C, CPROG) 36,7 73,3 74,5 76,0 77,3 78,1 78,7 79,1 79,4 79,5 337,9 732,8

Capex simulado 249,5 249,5 249,5 249,5 249,5 249,5 249,5 249,5 249,5 249,5 1.247,7 2.495,5



Pérdidas no reconocidas 217,0 199,1 178,3 154,3 126,8 95,4 59,7 19,5 -25,8 -76,6 875,6 947,8



Delta escenario simulación ($/kWh) -11,9 -15,0 -18,0 -21,0 -23,9




OR CARIBE

-6,0%

-5,0%

-4,0%

-3,0%

-2,0%

-1,0%

0,0%

-30,0

-25,0

-20,0

-15,0

-10,0

-5,0

0,0


$/k

Wh



800

1.000

1.200

1.400

1.600

1.800

2.000


Mile

s d

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illo

ne

s



-150

-100

-50

0

50

100

150

200

250

300


Mile

s d

e m

illo

ne

s p

eso

s



-9%-14%

-17%-20%

45%42%

39% 37%

-1%

4%8%

10%

-30%

-20%

-10%

0%

10%

20%

30%

40%

50%






PARÁMETROS

OR CODENSA

Cargos base nov-16

Ventas base SUI

















% de variación 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1

Ingreso total 1.445,1 1.458,7 1.471,0 1.482,0 1.491,7 1.500,3 1.507,6 1.513,6 1.518,5 1.522,2 7.348,5 14.910,7



AOM 203,4 210,8 218,3 225,6 233,0 240,3 247,5 254,7 261,8 268,9 1.091,1 2.364,3

Otros (PR, >V, C, CPROG) 2,6 2,2 1,6 1,0 0,4 -0,3 -1,0 -1,8 -2,6 -3,4 7,9 -1,1

Capex simulado 330,0 330,0 330,0 330,0 330,0 330,0 330,0 330,0 330,0 330,0 1.650,0 3.300,0










OR CODENSA

0,0%

0,5%

1,0%

1,5%

2,0%

2,5%

3,0%

3,5%

4,0%

4,5%

5,0%

0,0

5,0

10,0

15,0

20,0

25,0


$/k

Wh



1.200

1.250

1.300

1.350

1.400

1.450

1.500

1.550

1.600

1.650


Mile

s d

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illo

ne

s p

eso

s



5%

3%

1%

-1%

13%

10%

7%

5%

9%10% 11% 11%

-4%

-2%

0%

2%

4%

6%

8%

10%

12%

14%




0

50

100

150

200

250

300

350


Mile

s d

e m

illo

ne

s p

eso

s





PARÁMETROS

OR EPM

Cargos base nov-16

Ventas base SUI

















% de variación 0,1 0,1 0,1 0,1 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

Ingreso total 1.205,0 1.198,0 1.190,3 1.182,2 1.173,5 1.164,4 1.155,0 1.145,1 1.134,8 1.124,2 5.949,0 11.672,6



AOM 213,4 215,9 218,4 220,8 223,2 225,6 227,8 230,1 232,3 234,5 1.091,7 2.242,1

Otros (PR, >V, C, CPROG) 2,0 1,3 0,5 -0,4 -1,2 -2,0 -2,9 -3,8 -4,7 -5,7 2,2 -17,0

Capex simulado 272,3 272,3 272,3 272,3 272,3 272,3 272,3 272,3 272,3 272,3 1.361,4 2.722,8






Delta escenario simulación ($/kWh) 15,5 10,2 4,9 -0,3 -5,4




OR EPM

-1,5%

-1,0%

-0,5%

0,0%

0,5%

1,0%

1,5%

2,0%

2,5%

3,0%

3,5%

4,0%

-10,0

-5,0

0,0

5,0

10,0

15,0

20,0


/kW

h



800

900

1.000

1.100

1.200

1.300

1.400


Mile

s d

e m

illo

ne

s



3%

-1%

-5%-8%

27%

23%

19%17%

6%5% 4% 3%

-10%

-5%

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%




0

50

100

150

200

250

300


Mile

s d

e m

illo

ne

s p

eso

s





PARÁMETROS

OR EPSA

Cargos base nov-16

Ventas base SUI

















% de variación 0,0 0,0 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1

Ingreso total 387,6 390,9 393,8 396,5 398,8 400,8 402,6 404,0 405,2 406,0 1.967,6 3.986,2



AOM 72,3 74,4 76,5 78,6 80,6 82,7 84,7 86,7 88,7 90,7 382,4 815,8

Otros (PR, >V, C, CPROG) -1,5 -1,7 -2,0 -2,2 -2,5 -2,8 -3,1 -3,5 -3,8 -4,2 -9,9 -27,3

Capex simulado 85,8 85,8 85,8 85,8 85,8 85,8 85,8 85,8 85,8 85,8 428,9 857,7










OR EPSA

0,0%

1,0%

2,0%

3,0%

4,0%

5,0%

6,0%

7,0%

0,0

5,0

10,0

15,0

20,0

25,0

30,0


$/k

Wh



300

320

340

360

380

400

420

440

460

480


Mile

s d

e m

illo

ne

s



0%

-3%-6%

-9%

29%25%

22%19%

5% 6% 6% 6%

-15%

-10%

-5%

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

35%




0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100


Mile

s d

e m

illo

ne

s p

eso

s





PARÁMETROS

OR ESSA

Cargos base nov-16

Ventas base SUI

















% de variación 0,2 0,2 0,3 0,3 0,4 0,4 0,5 0,5 0,5 0,6

Ingreso total 447,7 461,8 476,1 490,7 505,8 521,3 537,3 553,9 570,9 588,5 2.382,1 5.154,0



AOM 91,5 95,6 99,9 104,4 109,1 114,1 119,3 124,9 130,7 136,8 500,4 1.126,2

Otros (PR, >V, C, CPROG) 8,4 8,9 9,1 9,3 9,6 9,8 10,1 10,3 10,6 10,8 45,3 97,0

Capex simulado 92,1 92,1 92,1 92,1 92,1 92,1 92,1 92,1 92,1 92,1 460,7 921,5






Delta escenario simulación ($/kWh) 19,7 14,4 9,2 4,0 -1,1




OR ESSA

-0,5%

0,0%

0,5%

1,0%

1,5%

2,0%

2,5%

3,0%

3,5%

4,0%

4,5%

-5,0

0,0

5,0

10,0

15,0

20,0

25,0


/kW

h



300

350

400

450

500

550

600

650


Mile

s d

e m

illo

ne

s



17%13%

9%6%

9% 8% 6% 5%

28%

35%

41%

46%

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

35%

40%

45%

50%




0

20

40

60

80

100

120

140

160


Mile

s d

e m

illo

ne

s p

eso

s





PARÁMETROS

OR CHEC

Cargos base nov-16

Ventas base SUI

















% de variación 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2

Ingreso total 266,3 266,0 265,6 265,2 264,7 264,1 263,5 262,8 262,1 261,3 1.327,7 2.641,4



AOM 62,2 62,9 63,6 64,3 65,1 65,8 66,5 67,3 68,1 68,9 318,2 654,7

Otros (PR, >V, C, CPROG) -2,7 -2,8 -2,9 -3,1 -3,2 -3,4 -3,5 -3,7 -3,8 -4,0 -14,8 -33,2

Capex simulado 56,4 56,4 56,4 56,4 56,4 56,4 56,4 56,4 56,4 56,4 282,0 564,0










OR CHEC

-2,0%

-1,5%

-1,0%

-0,5%

0,0%

0,5%

1,0%

1,5%

2,0%

2,5%

3,0%

-10,0

-5,0

0,0

5,0

10,0

15,0


$/k

Wh



200

210

220

230

240

250

260

270

280

290


Mile

s d

e m

illo

ne

s



16%

13%

10%8%

5%

2%0%

-2%

19% 18% 18% 17%

-5%

0%

5%

10%

15%

20%




0

10

20

30

40

50

60


Mile

s d

e m

illo

ne

s p

eso

s





PARÁMETROS

OR EMCALI

Cargos base nov-16

Ventas base SUI

















% de variación 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4 0,3 0,3 0,3 0,3

Ingreso total 320,9 322,8 320,2 317,4 314,3 310,9 307,3 303,4 299,3 295,0 1.595,5 3.111,3



AOM 47,0 48,1 49,3 50,4 51,5 52,6 53,7 54,8 55,9 56,9 246,4 520,4

Otros (PR, >V, C, CPROG) 11,3 12,4 9,3 6,1 2,9 -0,5 -3,9 -7,3 -10,9 -14,5 42,0 5,1

Capex simulado 68,8 68,8 68,8 68,8 68,8 68,8 68,8 68,8 68,8 68,8 343,9 687,8










OR EMCALI

0,0%

1,0%

2,0%

3,0%

4,0%

5,0%

6,0%

7,0%

8,0%

0,0

5,0

10,0

15,0

20,0

25,0

30,0

35,0

40,0


$/k

Wh



200

220

240

260

280

300

320

340


Mile

s d

e m

illo

ne

s



35%

28%

23%19%

32%

26%

21%18%

39%37% 36% 35%

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

35%

40%

45%




0

10

20

30

40

50

60

70

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90

100


Mile

s d

e m

illo

ne

s p

eso

s





PARÁMETROS

OR EBSA

Cargos base nov-16

Ventas base SUI

















% de variación 0,1 0,1 0,1 0,2 0,2 0,2 0,3 0,3 0,3 0,4

Ingreso total 229,6 236,3 243,1 250,0 257,1 264,3 271,6 279,0 286,7 294,4 1.216,0 2.612,0



AOM 40,9 42,9 44,9 47,1 49,3 51,7 54,1 56,7 59,3 62,1 225,1 509,0

Otros (PR, >V, C, CPROG) 0,6 0,5 0,5 0,4 0,4 0,3 0,2 0,1 0,0 -0,1 2,4 3,0

Capex simulado 51,5 51,5 51,5 51,5 51,5 51,5 51,5 51,5 51,5 51,5 257,3 514,5










OR EBSA

0,0%

0,5%

1,0%

1,5%

2,0%

2,5%

3,0%

3,5%

4,0%

4,5%

5,0%

0,0

5,0

10,0

15,0

20,0

25,0


$/k

Wh



150

170

190

210

230

250

270

290

310


Mile

s d

e m

illo

ne

s



5%3%

1%

0%

13%11%

9%7%

13%

19%

23%

27%

-5%

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%




0

10

20

30

40

50

60


Mile

s d

e m

illo

ne

s p

eso

s





PARÁMETROS

OR EEP

Cargos base nov-16

Ventas base SUI
















Variación respecto a Ingreso 2016 5,1 4,4 3,6 2,9 2,1 1,3 0,5 -0,3 -1,1 -1,9 18,0 16,6

% de variación 0,1 0,1 0,1 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

Ingreso total 63,6 62,9 62,2 61,4 60,6 59,9 59,1 58,3 57,5 56,6 310,7 602,0



AOM 9,8 9,9 10,1 10,2 10,3 10,4 10,5 10,6 10,7 10,8 50,2 103,3

Otros (PR, >V, C, CPROG) -1,6 -1,6 -1,6 -1,7 -1,7 -1,7 -1,8 -1,8 -1,8 -1,8 -8,3 -17,2

Capex simulado 15,0 15,0 15,0 15,0 15,0 15,0 15,0 15,0 15,0 15,0 75,1 150,1










OR EEP

0,0%

2,0%

4,0%

6,0%

8,0%

10,0%

12,0%

0,0

5,0

10,0

15,0

20,0

25,0

30,0

35,0

40,0

45,0

50,0


$/k

Wh



30

35

40

45

50

55

60

65

70


Mile

s d

e m

illo

ne

s



4%

-1%-4%

-7%

39%

33%28%

25%

6%4% 2% 1%

-10%

0%

10%

20%

30%

40%

50%




0

2

4

6

8

10

12

14

16


Mile

s d

e m

illo

ne

s p

eso

s





PARÁMETROS

OR CENS

Cargos base nov-16

Ventas base SUI
















Variación respecto a Ingreso 2016 -0,1 3,9 3,5 2,8 1,7 0,4 -1,3 -3,3 -5,7 -8,3 11,8 -6,4

% de variación 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

Ingreso total 225,3 229,4 228,9 228,2 227,2 225,8 224,1 222,1 219,8 217,1 1.139,0 2.247,9



AOM 44,0 45,0 46,1 47,2 48,3 49,4 50,5 51,6 52,8 53,9 230,6 488,8

Otros (PR, >V, C, CPROG) 3,6 5,4 2,9 0,2 -2,6 -5,7 -8,9 -12,3 -15,9 -19,8 9,4 -53,2

Capex simulado 47,2 47,2 47,2 47,2 47,2 47,2 47,2 47,2 47,2 47,2 235,8 471,7










OR CENS

-3,0%

-2,0%

-1,0%

0,0%

1,0%

2,0%

3,0%

4,0%

5,0%

-15,0

-10,0

-5,0

0,0

5,0

10,0

15,0

20,0


$/k

Wh



150

170

190

210

230

250

270

290

310

330


Mile

s d

e m

illo

ne

s



-5%

-11%

-16%-19%

23%

17%

13%10%

1% 0%

0% 0%

-25%

-20%

-15%

-10%

-5%

0%

5%

10%

15%

20%

25%




-10

0

10

20

30

40

50


Mile

s d

e m

illo

ne

s p

eso

s





PARÁMETROS

OR TOLIMA

Cargos base nov-16

Ventas base SUI

















% de variación 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1

Ingreso total 208,6 212,1 212,6 213,0 213,2 213,2 213,1 212,8 212,3 211,7 1.059,5 2.122,5



AOM 39,2 40,2 41,1 41,9 42,8 43,7 44,6 45,5 46,3 47,2 205,2 432,6

Otros (PR, >V, C, CPROG) 7,3 9,5 8,9 8,3 7,6 6,9 6,1 5,3 4,4 3,5 41,5 67,7

Capex simulado 47,1 47,1 47,1 47,1 47,1 47,1 47,1 47,1 47,1 47,1 235,7 471,4










OR TOLIMA

-3,0%

-2,0%

-1,0%

0,0%

1,0%

2,0%

3,0%

4,0%

-15,0

-10,0

-5,0

0,0

5,0

10,0

15,0

20,0


$/k

Wh



140

160

180

200

220

240

260


Mile

s d

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illo

ne

s



4%

-1%-5%

-8%

38%33%

29%26%

9% 10% 10% 10%

-20%

-10%

0%

10%

20%

30%

40%

50%




0

5

10

15

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35

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45

50


Mile

s d

e m

illo

ne

s p

eso

s





PARÁMETROS

OR HUILA

Cargos base nov-16

Ventas base SUI

















% de variación 0,0 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,0

Ingreso total 197,8 200,6 201,2 201,6 201,8 201,7 201,5 201,0 200,2 199,3 1.003,2 2.006,9



AOM 37,4 38,2 39,1 39,9 40,7 41,5 42,3 43,1 43,9 44,6 195,3 410,7

Otros (PR, >V, C, CPROG) 3,4 4,9 4,3 3,6 2,9 2,1 1,2 0,3 -0,8 -1,9 19,2 20,1

Capex simulado 42,3 42,3 42,3 42,3 42,3 42,3 42,3 42,3 42,3 42,3 211,4 422,9










OR HUILA

0,0%

1,0%

2,0%

3,0%

4,0%

5,0%

6,0%

0,0

5,0

10,0

15,0

20,0

25,0

30,0


$/k

Wh



150

170

190

210

230

250

270

290

310


Mile

s d

e m

illo

ne

s



-3%

-11%

-17%-22%

34%29%

25%22%

5% 5% 5% 5%

-30%

-20%

-10%

0%

10%

20%

30%

40%




0

5

10

15

20

25

30

35

40

45


Mile

s d

e m

illo

ne

s p

eso

s





PARÁMETROS

OR CEDENAR

Cargos base nov-16

Ventas base SUI

















% de variación 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4 0,3 0,3 0,3

Ingreso total 166,0 169,0 168,3 167,6 166,7 165,7 164,6 163,4 162,1 160,6 837,6 1.654,0



AOM 31,1 31,5 32,0 32,5 32,9 33,4 33,8 34,2 34,6 35,0 160,0 331,0

Otros (PR, >V, C, CPROG) 6,8 10,0 9,6 9,2 8,7 8,3 7,8 7,3 6,8 6,3 44,3 80,8

Capex simulado 33,5 33,5 33,5 33,5 33,5 33,5 33,5 33,5 33,5 33,5 167,5 335,0










OR CEDENAR

0,0%

1,0%

2,0%

3,0%

4,0%

5,0%

6,0%

7,0%

8,0%

9,0%

0,0

5,0

10,0

15,0

20,0

25,0

30,0

35,0

40,0

45,0


$/k

Wh



100

110

120

130

140

150

160

170

180


Mile

s d

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illo

ne

s



0

5

10

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20

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Mile

s d

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illo

ne

s p

eso

s



31%

24%

19%

14%

23%

19%16%

14%

38% 36% 35% 34%

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

35%

40%






PARÁMETROS

OR CEO

Cargos base nov-16

Ventas base SUI
















Variación respecto a Ingreso 2016 -0,3 2,1 3,0 3,6 4,0 4,1 3,9 3,5 2,7 1,7 12,4 28,3

% de variación 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

Ingreso total 174,0 176,4 177,2 177,9 178,3 178,4 178,2 177,8 177,0 176,0 883,8 1.771,2



AOM 31,7 32,7 33,7 34,6 35,6 36,6 37,5 38,5 39,5 40,4 168,3 360,7

Otros (PR, >V, C, CPROG) 2,2 2,6 1,5 0,3 -0,9 -2,4 -4,0 -5,7 -7,7 -9,8 5,7 -23,9

Capex simulado 37,2 37,2 37,2 37,2 37,2 37,2 37,2 37,2 37,2 37,2 185,8 371,6










OR CEO

0,0%

1,0%

2,0%

3,0%

4,0%

5,0%

6,0%

7,0%

0,0

5,0

10,0

15,0

20,0

25,0

30,0

35,0

40,0


$/k

Wh



100

120

140

160

180

200

220

240

260

280

300


Mile

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ne

s



-5

0

5

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Mile

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ne

s p

eso

s



-7%

-15%

-22%

-27%

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13%9%

7%

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-20%

-15%

-10%

-5%

0%

5%

10%

15%

20%






PARÁMETROS

OR TULUA

Cargos base nov-16

Ventas base SUI

















% de variación 0,4 0,4 0,4 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3

Ingreso total 30,1 29,9 29,7 29,6 29,3 29,1 28,9 28,6 28,3 28,0 148,6 291,6



AOM 4,0 4,1 4,2 4,3 4,4 4,4 4,5 4,6 4,7 4,7 20,9 43,9

Otros (PR, >V, C, CPROG) 0,2 0,2 0,2 0,2 0,1 0,1 0,1 0,1 0,0 0,0 0,9 1,2

Capex simulado 7,1 7,1 7,1 7,1 7,1 7,1 7,1 7,1 7,1 7,1 35,3 70,6










OR TULUA

0,0%

1,0%

2,0%

3,0%

4,0%

5,0%

6,0%

7,0%

8,0%

0,0

5,0

10,0

15,0

20,0

25,0

30,0

35,0


$/k

Wh



15

17

19

21

23

25

27

29

31


Mile

s d

e m

illo

ne

s



30%

22%

16%12%

57%

49%

44%40%

36% 34% 32% 31%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%




0

1

2

3

4

5

6

7

8

9


Mile

s d

e m

illo

ne

s p

eso

s





PARÁMETROS

OR ENERCA

Cargos base nov-16

Ventas base SUI

















% de variación -0,3 -0,2 -0,2 -0,2 -0,2 -0,2 -0,2 -0,2 -0,2 -0,2

Ingreso total 49,7 53,0 53,5 54,0 54,4 54,8 55,1 55,4 55,6 55,8 264,7 541,5



AOM 9,1 9,4 9,7 10,0 10,3 10,6 10,9 11,1 11,4 11,7 48,6 104,3

Otros (PR, >V, C, CPROG) 1,8 4,5 4,5 4,5 4,5 4,4 4,3 4,3 4,2 4,0 19,8 41,0

Capex simulado 11,3 11,3 11,3 11,3 11,3 11,3 11,3 11,3 11,3 11,3 56,5 113,0






Delta escenario simulación ($/kWh) 12,6 3,5 -5,4 -14,0 -22,4




OR ENERCA

-5,0%

-4,0%

-3,0%

-2,0%

-1,0%

0,0%

1,0%

2,0%

3,0%

-25,0

-20,0

-15,0

-10,0

-5,0

0,0

5,0

10,0

15,0


$/k

Wh



0

20

40

60

80

100

120


Mile

s d

e m

illo

ne

s



-29%-34%

-38%-42%

23%20% 17% 15%

-22% -21% -20% -19%

-50%

-40%

-30%

-20%

-10%

0%

10%

20%

30%




-20

-15

-10

-5

0

5

10

15


Mile

s d

e m

illo

ne

s p

eso

s





PARÁMETROS

OR EDEQ

Cargos base nov-16

Ventas base SUI







Ingreso 2016 - Con regulación -990 -1% G 166,9










% de variación -0,4 -0,4 -0,4 -0,4 -0,4 -0,4 -0,4 -0,4 -0,4 -0,4

Ingreso total 54,2 53,9 53,5 53,0 52,6 52,1 51,6 51,1 50,6 50,0 267,1 522,5



AOM 17,4 17,4 17,4 17,3 17,3 17,3 17,3 17,3 17,3 17,3 86,8 173,2

Otros (PR, >V, C, CPROG) -0,7 -0,8 -0,8 -0,9 -0,9 -1,0 -1,0 -1,1 -1,2 -1,2 -4,1 -9,5

Capex simulado 9,7 9,7 9,7 9,7 9,7 9,7 9,7 9,7 9,7 9,7 48,6 97,2










OR EDEQ

-2,0%

-1,5%

-1,0%

-0,5%

0,0%

0,5%

1,0%

1,5%

2,0%

2,5%

3,0%

-10,0

-5,0

0,0

5,0

10,0

15,0


$/k

Wh



0

20

40

60

80

100

120


Mile

s d

e m

illo

ne

s



-38%-41%

-44%-45%

-37% -38% -39% -39%-36% -37% -38% -39%

-50%

-45%

-40%

-35%

-30%

-25%

-20%

-15%

-10%

-5%

0%




-35

-30

-25

-20

-15

-10

-5

0

5

10

15


Mile

s d

e m

illo

ne

s p

eso

s





PARÁMETROS

OR ENELAR

Cargos base nov-16

Ventas base SUI

















% de variación 0,1 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,3 0,3

Ingreso total 65,0 68,5 69,4 70,3 71,1 71,9 72,6 73,3 73,9 74,4 344,4 710,4



AOM 9,6 10,0 10,4 10,8 11,2 11,6 12,0 12,4 12,9 13,3 51,9 114,1

Otros (PR, >V, C, CPROG) 0,5 2,9 2,8 2,7 2,5 2,3 2,1 1,9 1,6 1,3 11,5 20,6

Capex simulado 18,0 18,0 18,0 18,0 18,0 18,0 18,0 18,0 18,0 18,0 89,9 179,9










OR ENELAR

0,0%

0,5%

1,0%

1,5%

2,0%

2,5%

3,0%

3,5%

4,0%

4,5%

5,0%

0,0

5,0

10,0

15,0

20,0

25,0

30,0


$/k

Wh



0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100


Mile

s d

e m

illo

ne

s



7%0%

-5%-9%

58%52%

47%43%

16% 19% 21% 22%

-20%

-10%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%




0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20


Mile

s d

e m

illo

ne

s p

eso

s





PARÁMETROS

OR EMSA

Cargos base nov-16

Ventas base SUI

















% de variación 0,2 0,2 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3

Ingreso total 182,2 186,0 187,3 188,4 189,2 189,8 190,1 190,2 189,9 189,4 933,2 1.882,7



AOM 25,0 26,0 27,1 28,1 29,1 30,1 31,1 32,2 33,2 34,2 135,2 296,0

Otros (PR, >V, C, CPROG) 5,1 6,8 6,0 5,2 4,3 3,2 2,0 0,7 -0,7 -2,4 27,4 30,3

Capex simulado 41,0 41,0 41,0 41,0 41,0 41,0 41,0 41,0 41,0 41,0 205,1 410,3










OR EMSA

-6,0%

-5,0%

-4,0%

-3,0%

-2,0%

-1,0%

0,0%

1,0%

2,0%

3,0%

-30,0

-25,0

-20,0

-15,0

-10,0

-5,0

0,0

5,0

10,0

15,0


$/k

Wh



100

120

140

160

180

200

220

240

260


Mile

s d

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illo

ne

s



0

5

10

15

20

25

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35

40

45


Mile

s d

e m

illo

ne

s p

eso

s



14%

4%

-4%

-9%

34%

29%25%

22%25% 25% 26% 26%

-15%

-10%

-5%

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

35%

40%






PARÁMETROS

OR CAQUETA

Cargos base nov-16

Ventas base SUI







Ingreso 2016 - Con regulación -363 -1% G 189,5










% de variación 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5

Ingreso total 62,7 63,8 64,1 64,4 64,6 64,7 64,8 64,8 64,7 64,6 319,5 643,1



AOM 7,7 8,0 8,3 8,6 8,9 9,2 9,5 9,8 10,1 10,4 41,7 90,7

Otros (PR, >V, C, CPROG) 1,6 2,2 2,1 1,9 1,8 1,6 1,5 1,3 1,1 0,8 9,6 15,8

Capex simulado 14,8 14,8 14,8 14,8 14,8 14,8 14,8 14,8 14,8 14,8 73,8 147,5










OR CAQUETA

-5,0%

-4,0%

-3,0%

-2,0%

-1,0%

0,0%

1,0%

2,0%

3,0%

4,0%

-25,0

-20,0

-15,0

-10,0

-5,0

0,0

5,0

10,0

15,0

20,0


$/k

Wh



30

35

40

45

50

55

60

65

70


Mile

s d

e m

illo

ne

s



39%

28%

19%

12%

43%

37%33%

30%

51% 52% 52% 52%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%




0

5

10

15

20

25


Mile

s d

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illo

ne

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eso

s





10.4 Impactos en el ingreso de los OR por calidad del servicio en los SDL

Los impactos económicos de la aplicación del esquema de calidad del servicio en los SDL, independientemente de los valores de referencia de calidad media e individual, toman como variables para su estimación los diferentes escenarios de ingresos resultantes de niveles de inversión así: 4%, 6% y 8% de la BRA0, así como las mejoras de calidad esperadas en cumplimiento de los objetivos del plan de mejora continua de la calidad del servicio que se propone en la resolución.

Se incluyen además las simulaciones de variación del costo unitario de prestación del servicio, también como resultado de la aplicación de la metodología propuesta.

Los impactos en el ingreso de los OR por cumplimiento de los objetivos de calidad se han estimado para escenarios de: i) cumplir solo la meta de calidad media exigida, ii) hacer un 4% de metas adicional y iii) eliminar gradualmente en los 5 años los usuarios denominados peor servidos, mejorando su calidad individual para incluirlos dentro del percentil 85 de arranque. Se incluye un escenario de no hace nada para simular los efectos de no mejorar calidad y quedarse igual que en el año de arranque. No se simula un desmejoramiento de la calidad a partir de ese nivel.

10.4.1 Logro de los objetivos de calidad

En las gráficas siguientes se indica la variación promedio del ingreso de todos los OR durante cada año del periodo tarifario, para los escenarios de inversión.

Para los escenarios de inversión de 8% y 6%, el cumplir solo la meta de calidad lleva a un incremento en el ingreso promedio de todos los OR del primer año cercano a 3,1% y 2,5%, respectivamente, porque en esta nueva propuesta, a diferencia de la Resolución CREG 176 de 2016, el incentivo fijo que recibe un OR es mayor que el valor de las compensaciones, para no anular el efecto de recibir un incentivo económico por cumplir las metas. Sin embargo, para el escenario de inversión de 4%, el valor promedio de las compensaciones iguala o supera el valor del incentivo fijo, lo que podría significar que los OR deben trabajar más en eliminar los usuarios peor servidos para lograr incentivos positivos.



10.4.2 No hace nada en calidad

En las gráficas siguientes se indica la variación promedio del ingreso de todos los OR durante cada año del periodo tarifario, para los escenarios de inversión. Los incentivos negativos disminuyen para cada escenario de inversión, con excepción de aquellos en los que el nivel del capex es menor del 4%. Esto se debe a que los incentivos negativos se calculan con el mayor valor entre el capex de 4% y el capex real.



10.4.3 Impacto promedio en el período tarifario

En las siguientes gráficas, y para cada escenario de inversión, se muestra el impacto promedio anual en el ingreso de cada OR durante el período tarifario. Sólo se muestran las empresas que actualmente cumplen con la regulación de calidad del servicio, pues aplican el esquema de incentivos y compensaciones establecido en la Resolución CREG 097 de 2008.



10.4.4 Impacto en el CU

El pago de compensaciones no se traslada a la tarifa los usuarios del servicio, dado que esto corresponde a un pago individualizado a los usuarios que son objeto de esta compensación; este pago es reflejado en la factura pero su efecto no se traslada al CU. En la tarifa se ve únicamente el impacto por el pago de incentivos positivos o negativos, según cumplan o no cumplan el plan de calidad, respectivamente.

Para inversiones del 8%, el efecto promedio en el CU de todos los OR durante, según cumplan objetivos de calidad o no, el primer año del periodo tarifario puede variar entre 1,16% y -1,16%. Para inversiones del 6% entre 0,96% y -0,96%. Para inversiones del 4% entré 0,7% y -0,7%.

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