CREG - Resolución 24 de 2021

Repúbli ca de Colombia

Ministerio de Minas y Energía COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS RESOLUCIÓN No. 024 DE 20 20 ( 26 MAR. 2021 ) Por la cual se aprueban las variables necesarias para calcular los ingresos y cargos asociados con la actividad de distribución de energía eléctrica para el mercado de comercialización atendido por AIR-E S.A.S. E.S.P. LA COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS En ejercicio de sus atribuciones constitucionales y legales, en especial las conferidas por las Leyes 142 y 143 de 1994, y en desarrollo de los Decretos 1524, 2253 de 1994, 2696 de 2004 y 1260 de 2013.

CONSIDERANDO QUE: Mediante la Resolución CREG 015 de 2018, publicada en el Diario Oficial del 3 de febrero de 2018, se expidió la metodología para la remuneración de la actividad de distribución de energía eléctrica en el Sistema Interconectado Nacional, SIN, la cual fue aclarada y modificada por las resoluciones CREG 085 de 2018, 036 y 199 de 2019, 167 y 195 de 2020.

Por medio de las resoluciones CREG 015 de 2019 y 007 de 2020 se modificaron las tasas de retorno para la actividad de distribución de energía eléctrica aprobadas en la Resolución CREG 016 de 2018. El Plan Nacional de Desarrollo, Ley 1955 de 2019, en su artículo 318 , autorizó al Gobierno Nacional para que estableciera un régimen transitorio especial en materia tarifaria para las actividades de distribución y comercialización de

El Plan Nacional de Desarrollo, Ley 1955 de 2019, en su artículo 318 , autorizó al Gobierno Nacional para que estableciera un régimen transitorio especial en materia tarifaria para las actividades de distribución y comercialización de energía eléctrica en el mercado que , en su fecha de e xpedición, atendía la Electrificadora del Caribe S.A. E.S.P. Mediante Decreto 1645 de 2019, expedido por el Gobierno Nacional, contenido en el Decreto Único Reglamentario para el Sector Administrativo de Minas y Energía, 1073 de 2015, se reglamentó el mencionado artículo 318 de la Ley 1955 de 2019, y se delegó en la Comisión de Regulación de Energía y Gas la función de establecer el régimen transitorio especial en materia tarifaria para asegurar la sostenibilidad de la prestación eficiente del servicio público domiciliario de energía eléctrica en la región Caribe, conforme con los lineamientos allí dispuestos. Con fundamento en lo anterior, se expidió la Resolución CREG 010 de 2020 , mediante la cual se estableció el régimen transitorio especial en materia tarifaria para la región Caribe.

!RESOLUCIÓN No. 024 DE 26 MAR. 2021 HOJA No. 2/11

Por la cual se aprueban las variables necesarias para calcular los ingresos y cargos asociados con la actividad de distribución de energía eléctrica para el mercado de comercialización atendido por AIR-E S.A.S. E.S.P AIR-E S.A.S. E.S.P., mediante las comunicaciones radicadas en la CREG bajo los códigos E 2020 -004937, E 2020 -005024 y E 2020 -005827, solicitó la aprobación de los ingresos asociados al Sistema de Transmisión Regional y al

los códigos E 2020 -004937, E 2020 -005024 y E 2020 -005827, solicitó la aprobación de los ingresos asociados al Sistema de Transmisión Regional y al Sistema de Distribución Local que opera. En la comunicación con radicado CREG E-2020-004106 del 1 de mayo de 2020, en cumplimiento de lo establecido en el artículo 6 de la resolución CREG 010 de 2020, Electricaribe S.A. E.S.P. reportó a la Comisión la información del mercado integrado actualizada a diciembre de 2019. Mediante Auto con radicado CREG I-2020-002699 del 17 de junio de 2020, se dio inicio a la actuación administrativa, asignada al expediente 2020-0069, durante la cual se surtieron las respectivas aclaraciones y correcciones como respuesta a las etapas probatorias correspondientes. En la comunicación con radicado CREG S-2020-002934 se informó a AIR-E S.A.S. E.S.P sobre el inicio de la actuación administrativa. Mediante Auto con radicado CREG I-2020-002880 del 15 de julio de 2020 se decretó la práctica de la prueba consistente en la verificación de la información enviada a la CREG por AIR-E S.A.S. E.S.P., con el fin de que la misma se encuentre acorde con los lineamientos requeridos para su análisis. La empresa AIR-E S.A.S. E.S.P., a través de la comunicación radicada en la CREG bajo el código E-2020-008878, adujo tener inconvenientes en el cálculo del costo eficiente del plan de reducción de pérdidas y solicitó un plazo adicional de 20 días hábiles para la presentación de lo solicitado mediante el numeral 5 del auto de

bajo el código E-2020-008878, adujo tener inconvenientes en el cálculo del costo eficiente del plan de reducción de pérdidas y solicitó un plazo adicional de 20 días hábiles para la presentación de lo solicitado mediante el numeral 5 del auto de pruebas del 15 de julio de 2020, relacionado con la variable CPCE de que trata el numeral 7.3.2.2 de la Resolución CREG 015 de 2018. En el A uto con radicado CREG I -2020-003078 del 10 de agosto de 2020 , por solicitud de la empresa, se extendió por veinte (20) días hábiles adicionales el plazo otorgado para que AIR-E S.A.S. E.S.P . entregara la información solicitada en el numeral 5 del auto del 15 de julio. AIR-E S.A.S. E.S.P ., a través de la comunicación radicada en la CREG bajo los códigos E-2020-009527 y TL-2020-000608, solicitó un plazo adicional de 20 días hábiles para la presentación de lo solicitado mediante los numerales 3 y 4 del auto de pruebas del 15 de julio de 2020, relacionados con la información georreferenciada y el reporte del inventario en unidades constructivas, de que tratan las Circulares CREG 029 de 2018 y CREG 051 de 2018. Mediante Auto I-2020-003158 del 13 de agosto de 2020 se adicionó el auto I-2020-003078 del 10 de agosto de 2020 para extender el plazo de veinte días hábiles, para que AIR-E S.A.S. E.S.P . entregara la información solicitada en los numerales 3 y 4 del auto del 15 de julio de 2020.

hábiles, para que AIR-E S.A.S. E.S.P . entregara la información solicitada en los numerales 3 y 4 del auto del 15 de julio de 2020. Mediante comunicaciones con radicado CREG E-2020-009698 y E-2020-009701, AIR-E S.A.S. E.S.P. dio respuesta al Auto de pruebas I-2020-002880. Mediante comunicación con radicado CREG E-2020-011205, AIR-E S.A.S. E.S.P. dio respuesta a las observaciones de los numerales 3 y 4 del Auto de Pruebas

I-2020-002880.

En la comunicación con radicado CREG E-2020-011646 del 24 de septiembre de 2020, Electricaribe S.A. E.S.P. modificó la información reportada a la Comisión en la comunicación CREG E-2020-004106 del 1 de mayo de 2020, relacionada con la información del mercado integrado actualizada a diciembre de 2019 , la cual es

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Por la cual se aprueban las variables necesarias para calcular los ingresos y cargos asociados con la actividad de distribución de energía eléctrica para el mercado de comercialización atendido por AIR-E S.A.S. E.S.P suministrada en cumplimiento de lo establecido en el artículo 6 de la resolución CREG 010 de 2020. En el Auto con radicado I-2020-004269 del 13 de noviembre de 2020, se decretó la práctica de la prueba consistente en la verificación de la información relacionada con el inventario de activos enviada a la CREG por AIR-E S.A.S. E.S.P., con el fin de que la misma se encuentre acorde con los lineamientos requeridos para su análisis.

la práctica de la prueba consistente en la verificación de la información relacionada con el inventario de activos enviada a la CREG por AIR-E S.A.S. E.S.P., con el fin de que la misma se encuentre acorde con los lineamientos requeridos para su análisis. En comunicaciones con radicado CREG E-2020-014487 del 26 de noviembre de 2020 y CREG E-2020-014679 del 30 de noviembre de 2020, AIR-E S.A.S. E.S.P. solicitó la ampliación del plazo dado en el Auto con radicado I-2020-004269 para la remisión del informe aclaratorio de las diferencias encontradas y del ajuste del inventario de los activos solicitados en dicho Auto, hasta el 30 de diciembre de

2020. Posteriormente, en comunicación con radicado CREG E-2020-015534 del 15 de diciembre de 2020, AIR-E S.A.S. E.S.P. solicitó la ampliación del plazo hasta el 30 de enero de 2021.

Mediante comunicación con radicado CREG E-2020-014828 del 2 de diciembre de 2020, en respuesta a solicitud realizada por la Comisión el 11 de noviembre de 2020, XM S.A. E.S.P. entregó la información de las fronteras comerciales registradas ante el Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales, ASIC, correspondientes a AIR-E S.A.S. E.S.P y CaribeMar de la Costa S.A.S. E.S.P. La UPME envió a esta Comisión, en documento radicado CREG E-2020-014913, copia de una comunicación enviada a AIR-E S.A.S. E.S.P., en la cual se manifiesta lo siguiente en relación con algunas obras incluidas en la Convocatoria UPME STR 02-2019:

copia de una comunicación enviada a AIR-E S.A.S. E.S.P., en la cual se manifiesta lo siguiente en relación con algunas obras incluidas en la Convocatoria UPME STR 02-2019: Dado que el Operador de Red en su momento renunció a las obras en el marco de la Resolución CREG 024 de 2013 y sus modificaciones, se debe indicar que la ejecución de las referidas obras y todas las demás incluidas en el alcance de la convocatoria UPME STR 02-2019, no pueden estar a cargo del Operador de Red y deben ser ejecutadas por el Inversionista Adjudicatario de dicha convocatoria tal como es su responsabilidad según las disposiciones regulatorias de la CREG y los Documentos de Selección del Inversionista. Mediante comunicación con radicado CREG S -2021-000206, se solicit ó a la empresa informar si alguno de los activos que hacen parte de las convocatorias de la UPME, tanto en la subestación Unión como en otras subestaciones, hacen parte de las unidades constructivas, UC, incluidas en el plan de inversiones presentado a esta Comisión. En la comunicación con radicado CREG E-2021-001467 del 29 de enero de 2021, la empresa AIR-E S.A.S. E.S.P. dio respuesta al auto de pruebas con radicado I-2020-004269 del 13 de noviembre de 2020. Mediante la comunicación con radicado CREG E-2021-001481 del 1 de febrero de 2021, AIR-E S.A.S. E.S.P. señala, entre otros, lo siguiente: Teniendo en cuenta la situación planteada en oficio CREG S-2021-000206 y con el ánimo de que la actuación administrativa continúe con su curso en condiciones normales, se excluirán las

Teniendo en cuenta la situación planteada en oficio CREG S-2021-000206 y con el ánimo de que la actuación administrativa continúe con su curso en condiciones normales, se excluirán las unidades constructivas de la Subestación Unión, objeto de controversia de la solicitud de cargos, que tiene como plazo máximo de entrega el día 30 de enero de 2021 de acuerdo con el radicado CREG I-2020005147 fechado 23 de diciembre de 2020. En comunicación con radicado CREG E -2021-002222, AIR-E S.A.S. E.S.P. dio alcance a la respuesta dada el 29 de enero de 2021 al A uto de Pruebas I-2020-004269, realizando ajustes en la información de la base inicial de activos, el plan de inversiones y algunas UC especiales.

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Por la cual se aprueban las variables necesarias para calcular los ingresos y cargos asociados con la actividad de distribución de energía eléctrica para el mercado de comercialización atendido por AIR-E S.A.S. E.S.P En relación con las pérdidas de energía , en el documento Plan Integral de Reducción de Pérdidas Caribe Sol, que hace parte de la solicitud del OR, se señala lo siguiente: Teniendo como insumos información suministrada por Electricaribe sobre flujos de energía de Fronteras del sistema segmentado CaribeSol y sus respectivas Ventas SUI con corte a diciembre de 2019, se calcula que el Índice de Pérdidas Totales de energía (IPT%) del sistema CaribeSol alcanza un nivel de 29,14 %, lo que representa un incremento de 3,9% respecto a diciembre de

de 2019, se calcula que el Índice de Pérdidas Totales de energía (IPT%) del sistema CaribeSol alcanza un nivel de 29,14 %, lo que representa un incremento de 3,9% respecto a diciembre de 2018, cuando el índice era de 25,24%. Se estima que probablemente se origina este desmejoramiento del indicador, debido a la poca inversión realizada la cual no ha logrado contener el incremento del índice de pérdidas totales. Sin embargo, se estima que finalizando la vigencia 2020, influenciado por las dinámicas de inversión menc ionadas, junto con la afectación de la pandemia que retrasará el inicio de las acciones de este plan, el índice de pérdidas llegará a valores cercanos al 31%, lo que representa una desventaja operativa para el inversionista frente a lo previsto en la Resolución CREG 010 de 2020. Por lo que respetuosamente se solicita al Regulador considerar estas condiciones particulares al momento de evaluar la pertinencia del plan aquí descrito. Los datos a la fecha de corte, relevantes para este indicador son los siguientes: (…) Al respecto se señala que no es posible considerar valores o formulas diferentes a los previstos en la metodología definida en las resoluciones CREG 015 de 2018 y CREG 010 de 2020, por lo cual los índices de pérdidas se calcularán con base en la información correspondiente al año 2019 reportada por el OR al SUI. En la solicitud el OR presenta un índice de pérdidas totales del 29,1% y un índice de pérdidas de nivel de tensión 1 de 37,7%. Para calcular estos índices, la empresa descuenta del co nsumo facturado y reportado al SUI un volumen de energía

de pérdidas de nivel de tensión 1 de 37,7%. Para calcular estos índices, la empresa descuenta del co nsumo facturado y reportado al SUI un volumen de energía denomina CSMO_DBDO, según el archivo Soporte Plan de Pérdidas CARIBESOL Vf.xlsx, que hace parte de los soportes de la solicitud. Para la aplicación del numeral 7.3.7.2 del anexo general de la Resolución CREG 015 de 2018, se requiere la información de ventas de energía en el sistema del OR reportadas al SUI, que corresponden a la variable EsVSFCj,n,m, la cual se define de la siguiente manera: 7.3.7.2 Energía de salida para cada nivel de tensión La energía de salida en cada uno de los niveles de tensión del sistema del OR j, se calcula como: (…) EsVSFCj,n,m: Ventas de energía en el sistema del OR j, en el nivel de tensión n, durante el mes m. Corresponde a las ventas de energía eléctrica, en kWh, de usuarios regulados del comercializador incumbente, que es facturado y reportado al SUI. Este valor incluye la energía puesta al cobro de facturación individual, cuando existe la medición in dividual en áreas especiales, y la energía puesta al cobro medida en el macromedidor cuando hay facturación comunitaria. También incluye la energía entregada a los auxiliares de las subestaciones. (…) En correo electrónico del 5 de septiembre de 2020, enviado por la Dirección técnica de gestión de energía de la SSPD, en respuesta a solicitud de esta Comisión, se suministró información de los consumos facturados que fueron reportados al SUI para el mercado de comercialización de Electricaribe S.A. E.S.P. de enero de 2017 hasta julio de 2020.

suministró información de los consumos facturados que fueron reportados al SUI para el mercado de comercialización de Electricaribe S.A. E.S.P. de enero de 2017 hasta julio de 2020. El 13 de noviembre de 2020, la Comisión realizó otra consulta a la base de datos del SUI sobre la información de consumos facturados para el mercado de Electricaribe en el 2019, encontrando que los valores corresponden con los de las consultas realizadas previamente, así como con la información entregada por la SSPD en el correo electróni co del 5 de septiembre de 2020. Con base en esta información, y aplicando la metodología definida en la Resolución CREG 015 de

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Por la cual se aprueban las variables necesarias para calcular los ingresos y cargos asociados con la actividad de distribución de energía eléctrica para el mercado de comercialización atendido por AIR-E S.A.S. E.S.P 2018, se calculó un índice de pérdidas totales del 19,5% y un índice de pérdidas de nivel de tensión 1 de 23,3%. En comunicación con radicado CREG S -2020-006964 del 23 de diciembre de 2020, se solicitó a la SSPD indicar si, a la fecha, la información de consumo facturado del año 2019 para el mercado de Electricaribe reportada en el correo del 5 de septiembre de 2020 seguía estando vigente o había sido modificada. En comunicación con radicado CREG E-2021-002674 del 1 de marzo de 2021, la SSPD dio respuesta a la solicitud de la Comisión indicando lo siguiente:

5 de septiembre de 2020 seguía estando vigente o había sido modificada. En comunicación con radicado CREG E-2021-002674 del 1 de marzo de 2021, la SSPD dio respuesta a la solicitud de la Comisión indicando lo siguiente: (…) La información remitida en su momento por la SSPD fue extraída de los Formatos 2 y 3 del SUI, definidos a través de la Resolución SSPD 8055 de 2010 y que corresponde a la información de facturación de los comercializadores de energía eléctrica. Aclarado lo anterior, informamos que a través del radicado SSPD 20205292019672 del 24 de septiembre de 2020, Electrificadora del Caribe S.A. E.S.P. solicitó la reversión de los Formatos 2 y 3 de los años 2018 y 2019 a la Dirección Técnica de Gestión de Energía argumentando lo siguiente: (…) En atención a l comunicación de la SSPD N° 20202200891681, donde la SSPD reporte a la solicitud elevada por Electricaribe en referencia al reporte del consumo distribuido comunitario reportado al SUI en los formatos de información comercial 2 y 3, y su impacto en el cálculo de los indicadores de pérdi das de referencia para los mercados resultantes de Caribesol y CaribeMar que serán calculados por el LAC, encuentra necesario solicitar a la SSPD la reversión de los formatos 2 y 3 mencionados para los años 2018 y 2019.” (…)” Una vez cumplidas las verificaciones pertinentes y realizada una visita por parte de un equipo de profesionales de la DTGE a las instalaciones de la empresa, a través del radicado SSPD 20202201131651 del 10 de noviembre de 2020 la Entidad aprobó la reversión de los Formatos 2

profesionales de la DTGE a las instalaciones de la empresa, a través del radicado SSPD 20202201131651 del 10 de noviembre de 2020 la Entidad aprobó la reversión de los Formatos 2 y 3 para los años 2018 y 2019. Así mismo, una vez verificado el estado de cargue de la información, a la fecha ya se cuenta con la información nuevamente certificada por parte de Electrificadora del Caribe S.A. E.S.P. Con base en la comunicación de la SSPD, el 12 de marzo de 2021 se realizó una nueva consulta a la base de datos del SUI sobre el consumo facturado durante el año 2019 en el mercado de Electricaribe, y se encontró que los valores de ventas en esta consulta son menores que los de las consultas previas. La información de consumo facturado para el período 2012 – 2016, que es empleada para determinar el factor de eficiencia utilizado para determinar el AOM base no fue modificado, por lo cual, para determinar este factor se empleó la información disponible en el SUI. Teniendo en cuenta que en el numeral 7.3.7.2 del anexo general de la Resolución CREG 015 de 2018 se establece que la variable EsVSFCj,n,m corresponde a las ventas de energía eléctrica de usuarios regulados del comercializador incumbente, que es facturado y reportado al SUI , y que este sistema es la fuente oficial de información del sector, para calcular las pérdidas de energía en aplicación de la metodología definida en las resoluciones CREG 015 de 2018 y 010 de 2020 , la Comisión utiliza la información disponible en el SUI en marzo de 2021. Con base en esta información, y aplicando la metodología definida en la Resolución CREG

metodología definida en las resoluciones CREG 015 de 2018 y 010 de 2020 , la Comisión utiliza la información disponible en el SUI en marzo de 2021. Con base en esta información, y aplicando la metodología definida en la Resolución CREG 015 de 2018, se calculó un índice de pérdidas totales de 27,2% y un índice de pérdidas de nivel de tensión 1 de 35,1%%. En el documento 017 de 2021 se encuentra el soporte de esta resolución, el cual incluye, entre otros, los criterios de revisión de la información, las diferencias identificadas, la información utilizada, los inventarios aprobados, las memorias de cálculo y demás consideraciones empleadas para calcular los valores, variables, factores, indicadores e índices que se aprueban en la presente resolución.

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Por la cual se aprueban las variables necesarias para calcular los ingresos y cargos asociados con la actividad de distribución de energía eléctrica para el mercado de comercialización atendido por AIR-E S.A.S. E.S.P Con base en lo anterior, la Comisión de Regulación de Energía y Gas, en su sesión 1085 del 26 de marzo de 2021, acordó expedir esta resolución.

RESUELVE: Artículo 1. Ámbito de aplicación. En esta resolución se aprueban las variables necesarias para calcular los ingresos y cargos asociados con la actividad de distribución de energía eléctrica para el mercado de comercialización atendido por AIR-E S.A.S. E.S.P., en aplicación de la Resolución CREG 015 de 2018 y el régimen transitorio especial en materia tarifaria definido en la Resolución CREG 010 de 2020.

por AIR-E S.A.S. E.S.P., en aplicación de la Resolución CREG 015 de 2018 y el régimen transitorio especial en materia tarifaria definido en la Resolución CREG 010 de 2020. Artículo 2. Base regulatoria de activos eléctricos al inicio del p eríodo tarifario. La base regulatoria de activos eléctricos al inicio del p eríodo tarifario, BRAEj,n,0, es el siguiente: Tabla 1 Base regulatoria de activos eléctricos al inicio del período tarifario. Variable Pesos de diciembre de 2017

BRAEj,4,0 728.881.266.297

BRAEj,3,0 265.099.133.436

BRAEj,2,0 881.778.672.488

BRAEj,1,0 440.218.976.165

Artículo 3. Inversión aprobada en el plan de inversiones . El valor de las inversiones aprobadas en el plan de inversiones , INVAj,n,l,t, para cada nivel de tensión, es el siguiente: Tabla 2 Plan de inversiones del nivel de tensión 4, pesos de diciembre de 2017 Categoría de activos l INVAj,4,l,1 INVAj,4,l,2 INVAj,4,l,3 INVAj,4,l,4 INVAj,4,l,5 l = 1 0 0 0 11.694.182.000 0 l = 2 0 0 0 0 0 l = 3 14.013.802.656 3.737.273.000 30.426.672.000 14.441.271.739 15.813.415.514

l = 4 3.131.965.000 1.514.427.000 3.452.028.000 3.134.848.504 4.931.377.000 l = 5 1.399.042.798 304.938.000 2.846.088.000 1.423.044.000 1.016.460.000 l = 6 9.501.678.949 9.227.488.898 5.277.881.975 7.035.658.975 7.590.128.975 l = 7 4.788.122.466 0 17.573.318.854 4.625.469.000 8.062.081.700 l = 8 0 0 1.286.724.600 37.743.921.600 0 l = 9 0 0 0 0 0 l = 10 13.064.174.452 10.331.013.958 1.875.838.557 3.093.703.488 4.576.062.053 Tabla 3 Plan de inversiones del nivel de tensión 3, pesos de diciembre de 2017 Categoría de activos l INVAj,3,l,1 INVAj,3,l,2 INVAj,3,l,3 INVAj,3,l,4 INVAj,3,l,5 l = 1 3.124.042.273 1.698.334.500 5.268.857.167 0 3.048.354.000 l = 2 701.022.784 0 0 0 0 l = 3 10.729.266.000 25.603.374.000 8.399.615.000 15.162.932.034 21.660.145.000

l = 4 3.323.423.000 5.097.547.000 1.925.047.000 2.767.571.558 2.802.064.000 l = 5 141.792.000 653.260.000 264.596.000 88.620.000 193.700.000 l = 6 1.069.090.000 3.380.158.000 390.370.000 1.365.184.000 1.309.407.000 l = 7 17.895.606.207 10.950.316.758 7.688.973.934 13.921.250.958 34.219.764.800 l = 8 1.434.009.262 2.420.523.089 419.099.569 1.608.778.500 0

%#RESOLUCIÓN No. 024 DE 26 MAR. 2021 HOJA No. 7/11

Por la cual se aprueban las variables necesarias para calcular los ingresos y cargos asociados con la actividad de distribución de energía eléctrica para el mercado de comercialización atendido por AIR-E S.A.S. E.S.P Categoría de activos l INVAj,3,l,1 INVAj,3,l,2 INVAj,3,l,3 INVAj,3,l,4 INVAj,3,l,5 l = 9 721.580.586 4.237.358.000 5.080.000 22.860.000 43.180.000 l = 10 13.064.174.452 10.331.013.958 1.875.838.557 3.093.703.488 4.576.062.053 Tabla 4 Plan de inversiones del nivel de tensión 2, pesos de diciembre de 2017 Categoría de

Tabla 4 Plan de inversiones del nivel de tensión 2, pesos de diciembre de 2017 Categoría de activos l INVAj,2,l,1 INVAj,2,l,2 INVAj,2,l,3 INVAj,2,l,4 INVAj,2,l,5 l = 1 29.889.212.827 12.299.421.100 22.087.022.833 9.109.706.500 13.244.011.500 l = 2 0 0 0 0 0 l = 3 25.925.471.000 7.596.517.000 6.410.847.000 13.653.146.000 4.994.305.000 l = 4 11.010.422.579 5.231.452.018 8.046.407.140 9.010.843.467 5.559.271.224 l = 5 2.517.558.000 1.689.271.000 83.565.000 364.621.000 77.562.000 l = 6 3.164.656.250 2.684.152.000 1.793.226.000 2.391.057.000 2.996.350.000 l = 7 73.127.375.436 45.364.904.503 98.084.795.400 105.075.632.383 89.439.689.574 l = 8 14.499.720.705 8.148.421.214 10.399.431.895 15.164.218.219 17.351.068.801 l = 9 26.013.734.481 20.802.032.550 21.851.874.411 14.997.308.895 6.746.599.172

l = 10 13.064.174.452 10.331.013.958 1.875.838.557 3.093.703.488 4.576.062.053 Tabla 5 Plan de inversiones del nivel de tensión 1, pesos de diciembre de 2017 Categoría de activos l INVAj,1,l,1 INVAj,1,l,2 INVAj,1,l,3 INVAj,1,l,4 INVAj,1,l,5 l = 11 24.721.985.000 0 24.092.388.000 25.953.645.000 20.836.018.000 l = 12 13.828.846.785 875.881.645 23.576.536.291 28.686.158.193 28.994.125.610 Artículo 4. Recuperación de capital de activos de la BRA inicial. El valor de la recuperación de capital reconocida para los activos incluidos en la base regulatoria inicial de activos, RCBIAj,n,1, del año 1, para cada nivel de tensión, es el siguiente: Tabla 6 Recuperación de capital de activos de la BRA inicial Variable Pesos de diciembre de 2017

RCBIAj,4,1 24.229.664.069

RCBIAj,3,1 8.949.628.230

RCBIAj,2,1 26.023.317.522

RCBIAj,1,1 21.117.694.295

Artículo 5. Recuperación de capital de activos nuevos. El valor de la recuperación de capital reconocida para los activos que entraron en operación en el primer año, RCNAj,n,1, es el siguiente: Tabla 7 Recuperación de capital de activos nuevos Variable Pesos de diciembre de 2017

RCNAj,4,1 2.425.082.743

en el primer año, RCNAj,n,1, es el siguiente: Tabla 7 Recuperación de capital de activos nuevos Variable Pesos de diciembre de 2017

RCNAj,4,1 2.425.082.743

RCNAj,3,1 2.583.221.532

RCNAj,2,1 6.971.638.023

RCNAj,1,1 1.411.669.094

Artículo 6. Base regulatoria de terrenos . El valor de la base regulatoria de terrenos, BRTj,n,1, del año 1, para los niveles de tensión 4, 3 y 2, es el siguiente:

&'RESOLUCIÓN No. 024 DE 26 MAR. 2021 HOJA No. 8/11

Por la cual se aprueban las variables necesarias para calcular los ingresos y cargos asociados con la actividad de distribución de energía eléctrica para el mercado de comercialización atendido por AIR-E S.A.S. E.S.P Tabla 8 Base regulatoria de terrenos Variable Pesos de diciembre de 2017

BRTj,4,1 140.458.320

BRTj,3,1 138.407.228

BRTj,2,1 7.407.995

Artículo 7. AOM base por nivel de tensión . El valor del AOM base para cada nivel de tensión, AOMbasej,n, y para cada año es el siguiente: Tabla 9 AOM base por nivel de tensión, pesos de diciembre de 2017 Variable Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Año 5 AOMbasej,4 48.836.375.698 48.836.375.698 48.836.375.698 40.696.979.748 30.166.128.329

Variable Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Año 5 AOMbasej,4 48.836.375.698 48.836.375.698 48.836.375.698 40.696.979.748 30.166.128.329 AOMbasej,3 17.762.125.982 17.762.125.982 17.762.125.982 14.801.771.651 10.971.628.506 AOMbasej,2 59.080.781.087 59.080.781.087 59.080.781.087 49.233.984.239 36.494.076.363 AOMbasej,1 29.495.475.194 29.495.475.194 29.495.475.194 24.579.562.662 18.219.294.063 Artículo 8. Factor ambiental para las nuevas inversiones. El valor del factor ambiental para las nuevas inversiones, fAMBj, es el siguiente: Tabla 10 Factor ambiental para nuevas inversiones Variable Valor fAMBj 1,0510 Artículo 9. Indicadores de referencia de calidad media. Los indicadores de referencia de la calidad media SAIDI_Rj y SAIFI_Rj, son los siguientes: Tabla 11 Indicadores de referencia de calidad media Variable Unidad Valor SAIDI_Rj Horas 115,430 SAIFI_Rj Veces 92,648 Artículo 10. Metas anuales de calidad media para el indicador de duración de eventos. Las metas anuales de calidad media para el indicador de duración de eventos, SAIDI_Mj,t, son las siguientes: Tabla 12 Metas anuales de calidad media para el indicador de duración, horas Año del período tarifario SAIDI_Mj,t Límite inferior banda indiferencia Límite superior banda indiferencia t=1 106,195 105,664 106,726

Año del período tarifario SAIDI_Mj,t Límite inferior banda indiferencia Límite superior banda indiferencia t=1 106,195 105,664 106,726 t=2 97,700 97,211 98,188 t=3 89,884 89,434 90,333 t=4 82,693 82,280 83,107 t=5 76,078 75,697 76,458 Artículo 11. Metas anuales de calidad media para el indicador de frecuencia de eventos. Las metas anuales de calidad media para el indicador de frecuencia de eventos, SAIFI_Mj,t, son las siguientes:

&(RESOLUCIÓN No. 024 DE 26 MAR. 2021 HOJA No. 9/11

Por la cual se aprueban las variables necesarias para calcular los ingresos y cargos asociados con la actividad de distribución de energía eléctrica para el mercado de comercialización atendido por AIR-E S.A.S. E.S.P Tabla 13 Metas anuales de calidad media para el indicador de frecuencia, veces Año del período tarifario SAIFI_Mj,t Límite inferior banda indiferencia Límite superior banda indiferencia t=1 85,236 84,810 85,662 t=2 78,417 78,025 78,809 t=3 72,144 71,783 72,504 t=4 66,372 66,040 66,704 t=5 61,062 60,757 61,368 Artículo 12. Indicadores de calidad individual de duración de eventos . La duración máxima anual de los eventos percibidos por los usuarios, DIUGj,n,q, en los niveles de tensión 2, 3 y 1, es la siguiente:

Artículo 12. Indicadores de calidad individual de duración de eventos . La duración máxima anual de los eventos percibidos por los usuarios, DIUGj,n,q, en los niveles de tensión 2, 3 y 1, es la siguiente: Tabla 14 DIUG niveles de tensión 2 y 3, horas Ruralidad 1 Ruralidad 2 Ruralidad 3 Riesgo 1 111,08 136,03 277,71 Riesgo 2 110,65 164,76 360,00 Riesgo 3 - - - T