La Gaceta

y demás aplicables del Reglamento Interno de la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica; por unanimidad de votos de los Comisionados presentes. Acuerda PRIMERO: Aprobar de forma condicionada el traslado de los costos siguientes:

• a)

  los precios renegociados de las adendas realizadas a los contratos de suministro de potencia y energía aprobados por parte del Congreso Nacional de República de Honduras, que fueron incorporados en el documento contentivo de las liquidaciones remitido por parte del Centro Nacional de Despacho. Lo anterior hasta que se culmine el proceso de revisión, una vez que la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE) presente la documentación requerida; y,

• b)

  los costos asociados a las centrales que actualmente están siendo arrendadas por parte de la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE) y se liquidan en el Mercado Eléctrico de Oportunidad (MEO). Lo anterior hasta culminar el proceso de verificación del cumplimiento de la normativa vigente o en su defecto el tratamiento a aplicar. SEGUNDO: Aprobar, como consecuencia de los cálculos descritos en el presente acto administrativo, un ajuste al costo base de generación resultando en un valor de 119.24 USD/ MWh a trasladar a las tarifas del usuario final de la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE), conforme con lo que manda el artículo 21 letra A de la Ley General de la Industria Eléctrica (LGIE).

  TERCERO: Aprobar un ajuste a la estructura tarifaria para la facturación que debe practicar la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE) a partir del mes de julio del año dos mil veinticinco (2025), de conformidad con la tabla siguiente: CUARTO: Instruir a la Secretaría General para que, de conformidad con el Artículo 3 literal D romano XII de la Ley General de la Industria Eléctrica (LGIE), proceda a publicar en la página web de la Comisión el presente acto administrativo. QUINTO: Instruir a la Secretaría General y a las unidades administrativas de la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE) para que procedan a publicar el presente acto administrativo en el Diario Oficial “La Gaceta”. PUBLÍQUESE Y COMUNÍQUESE. RAFAEL VIRGILIO PADILLA PAZ WILFREDO CÉSAR FLORES CASTRO LEONARDO ENRIQUE DERAS VÁSQUEZ

  ACUERDO CREE-78-2025 SEGUNDO: Aprobar, como consecuencia de los cálculos descritos en el presente ac administrativo, un ajuste al costo base de generación resultando en un valor de 119.24 USD/MW a trasladar a las tarifas del usuario final de la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENE conforme con lo que manda el artículo 21 letra A de la Ley General de la Industria Eléctrica (LGIE TERCERO: Aprobar un ajuste a la estructura tarifaria para la facturación que debe practicar Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE) a partir del mes de julio del año dos mil veinticin (2025), de conformidad con la tabla siguiente: SERVICIO Cargo Fijo Precio de la Potencia Precio de la Energía L/abonado-m L/kW-mes L/kWh Servicio Residencial Consumo de 0 a 50 kWh/mes 58.78 4.0074 Consumo mayor de 50 kWh/mes 58.78 Primeros 50 kWh/mes 4.0074 Siguientes kWh/mes 5.2146 Servicio General en Baja Tensión 58.78 5.2358 Servicio en Media Tensión 2,624.61 330.5360 3.2648 Servicio en Alta Tensión 6,561.53 285.3460 3.0659 SERVICIO Cargo Fijo Precio de la Energía L/Lámpara-m L/kWh Alumbrado Público 67.55 4.0767 ARTO: Instruir a la Secretaría General para que, de conformidad con el artículo 3 literal D roman I de la Ley General de la Industria Eléctrica (LGIE), proceda a publicar en la página web de misión el presente acto administrativo. UINTO: Instruir a la Secretaría General y a las unidades administrativas de la Comisión Regulado Energía Eléctrica (CREE) para que procedan a publicar el presente acto administrativo en el diar icial “La Gaceta”. BLÍQUESE Y COMUNÍQUESE. RAFAEL VIRGILIO PADILLA PAZ

  La G aceta Sección B A v isos L egales R E P Ú BLICA DE HONDURAS - TEGUCIGALPA, M.D.C., 30 DE JUNIO DEL 2025 N o . 36,877 Sección “B” CONVOCATORIA DISANPE, S.A. DE C.V. El Consejo de Administración de la sociedad DISANPE, S.A. de C.V., en cumplimiento a disposiciones del Código de Comercio de la República de Honduras y de conformidad a lo establecido en los estatutos sociales de la Sociedad, convoca a todos los accionistas a la Asamblea General Ordinaria que se llevará a cabo en el Distrito de San Salvador, Municipio de San Salvador Centro, Departamento de San Salvador, República de El Salvador, el día dieciséis (16) de julio de dos mil veinticinco, a las diecisiete horas. La Orden del día a tratar en la Asamblea será la siguiente: PRIMER PUNTO DE AGENDA: Lectura, aprobación y conocimiento de los Estados Financieros de la Sociedad, así como de las pérdidas o utilidades correspondiente al ejercicio 2024, en el siguiente orden: 1. Lectura y aprobación de los estados financieros de la sociedad auditados por la firma PricewaterhouseCoopers Honduras, S. de R.L., los cuales incluyen el Estado de Situación Financiera, el Estado de Resultados Integrales, el Estado de Cambios en el Patrimonio y el Estado de Flujo de Efectivo correspondiente al ejercicio económico del año dos mil veinticuatro (2024). 2. Conocer sobre las utilidades de la sociedad correspondiente al ejercicio económico comprendido del uno (1) de enero al treinta y uno (31) de diciembre del año dos mil veinticuatro (2024) y resolver lo correspondiente. SEGUNDO PUNTO DE AGENDA: Delegar la facultad para Protocolizar el Acta que se levante de la presente Asamblea, en caso de ser necesario. En el caso de no lograrse el quorum necesario en primera convocatoria por estar presente la mayoría de los accionistas, en la fecha y hora arriba indicados, la Asamblea se celebrará en segunda convocatoria el día DIECISIETE (17) DE JULIO DE DOS MIL VEINTICINCO, a la misma hora y en el mismo lugar señalados en esta convocatoria, con los accionistas que concurran. Distrito de San Salvador, Municipio de San Salvador Centro, Departamento de San Salvador, República de El Salvador, a los diez de junio de dos mil veinticinco. Gustavo Figueroa Matheu Secretario Consejo de Administración DISANPE, S.A. DE C.V. 30 J. 2025 CONVOCATORIA DISTEGU, S.A. DE C.V. El Consejo de Administración de la sociedad DISTEGU, S.A. de C.V. en cumplimiento a disposiciones del Código de Comercio de la República de Honduras y de conformidad a lo establecido en los estatutos sociales de la Sociedad, convoca a todos los accionistas a la Asamblea General Ordinaria que se llevará a cabo en el Distrito de San Salvador, Municipio de San Salvador Centro, Departamento de San Salvador, República de El Salvador, el día dieciséis de julio de dos mil veinticinco, a las quince horas con veinte minutos. La Orden del día a tratar en la Asamblea será la siguiente: PRIMER PUNTO DE AGENDA: Lectura, aprobación y conocimiento de los Estados Financieros de la Sociedad, así como de las pérdidas o utilidades correspondiente al ejercicio 2024, en el siguiente orden: 1. Lectura y aprobación de los estados financieros de la sociedad auditados por la firma PricewaterhouseCoopers Honduras, S. de R.L., los cuales incluyen el Estado de Situación Financiera, el Estado de Resultados Integrales, el Estado de Cambios en el Patrimonio y el Estado de Flujo de Efectivo correspondiente al ejercicio económico del año dos mil veinticuatro (2024). 2. Conocer sobre las utilidades de la sociedad correspondiente al ejercicio económico comprendido del uno (1) de enero al treinta y uno (31) de diciembre del año dos mil veinticuatro (2024) y resolver lo correspondiente. SEGUNDO PUNTO DE AGENDA: Delegar la facultad para Protocolizar el Acta que se levante de la presente Asamblea, en caso de ser necesario. En el caso de no lograrse el quorum necesario en primera convocatoria por estar presente la mayoría de los accionistas, en la fecha y hora arriba indicados, la Asamblea se celebrará en segunda convocatoria el día DIECISIETE (17) DE JULIO DE DOS MIL VEINTICINCO, a la misma hora y en el mismo lugar señalados en esta convocatoria, con los accionistas que concurran. Distrito de San Salvador, Municipio de San Salvador Centro, Departamento de San Salvador, República de El Salvador, a los diez días de junio de dos mil veinticinco. Gustavo Figueroa Matheu Secretario Consejo de Administración DISTEGU, S.A. DE C.V. 30 J. 2025

  La G aceta Sección B A v isos L egales R E P Ú BLICA DE HONDURAS - TEGUCIGALPA, M.D.C., 30 DE JUNIO DEL 2025 N o . 36,877 AVISO DE LICITACIÓN PÚBLICA NACIONAL LPN No.100-004/2025 “ADQUISICIÓN DE HERRAMIENTAS DE GESTIÓN DE SOPORTE REMOTO DE USUARIOS PARA LA EMPRESA NACIONAL DE ENERGÍA ELÉCTRICA”. La Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE), invita a los oferentes elegibles interesados a presentar ofertas selladas para la “ADQUISICIÓN DE HERRAMIENTAS DE GESTIÓN DE SOPORTE REMOTO DE USUARIOS PARA LA EMPRESA NACIONAL DE ENERGÍA ELÉCTRICA”. El financiamiento para la realización del presente proceso proviene exclusivamente de fondos nacionales. La licitación se efectuará conforme a los procedimientos de Licitación Pública Nacional (LPN) establecidos en la Ley de Contratación del Estado y su Reglamento. Los oferentes interesados podrán adquirir el pliego de condiciones de la presente licitación, a partir de la fecha, mediante presentación de una solicitud por escrito a la dirección física indicada abajo, de lunes a viernes en un horario de 8:00 a.m. a 4:00 p.m. La solicitud presentada debe venir acompañada de un recibo de pago por Quinientos lempiras exactos (L.500.00), cantidad no reembolsable que deberá ser depositada en el Banco Central de Honduras en la cuenta de la ENEE N°. 12100- 01-000118-5. Los documentos de la licitación también podrán ser examinados en el Sistema de Información de Contratación y Adquisiciones del Estado de Honduras, “HonduCompras”, (www.honducompras.gob.hn). Las ofertas deberán presentarse en formato físico en la siguiente dirección: Atención Dirección de Licitaciones, ubicada en el séptimo piso del Edificio Cuerpo Bajo “C” del Centro Cívico Gubernamental, Tegucigalpa, M.D.C., a más tardar el día lunes 28 de julio del 2025, a las 10:00 a.m. Las ofertas que se reciban fuera de plazo serán rechazadas. Las ofertas se abrirán en presencia de los representantes de los Oferentes que deseen asistir en la dirección indicada, a las 10:15 a.m., en fecha 28 de julio del 2025. Todas las ofertas deberán estar acompañadas de una Garantía de Mantenimiento de la Oferta por un monto equivalente de al menos un 2% del valor total de su oferta. Tegucigalpa, M.D.C., 18 de junio del 2025. ING. ERICK TEJADA CARBAJAL GERENTE GENERAL (AI) EMPRESA NACIONAL DE ENERGÍA ELÉCTRICA (ENEE) 30 J. 2025

  La G aceta Sección B A v isos L egales R E P Ú BLICA DE HONDURAS - TEGUCIGALPA, M.D.C., 30 DE JUNIO DEL 2025 N o . 36,877 AVISO DE LICITACIÓN PÚBLICA NACIONAL LPN No.100-012/2025 “SUMINISTRO DE DESHUMIFICADORES DE AIRE INTELIGENTE PARA TRANSFORMADORES DE POTENCIA” La Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE), invita a los oferentes elegibles interesados a presentar ofertas selladas para el “SUMINISTRO DE DESHUMIFICADORES DE AIRE INTELIGENTE PARA TRANSFORMADORES DE POTENCIA”. El financiamiento para la realización del presente proceso proviene exclusivamente de fondos nacionales. La licitación se efectuará conforme a los procedimientos de Licitación Pública Nacional (LPN), establecidos en la Ley de Contratación del Estado y su Reglamento. Los oferentes interesados podrán adquirir el pliego de condiciones de la presente licitación, a partir de la fecha, mediante presentación de una solicitud por escrito a la dirección física indicada abajo, de lunes a viernes en un horario de 8:00 a.m., a 4:00 p.m. La solicitud presentada debe venir acompañada de un recibo de pago por Quinientos Lempiras Exactos (L.500.00), cantidad no reembolsable que deberá ser depositada en el Banco Central de Honduras en la cuenta de la ENEE N° 12100- 01-000118-5. Los documentos de la licitación también podrán ser examinados en el Sistema de Información de Contratación y Adquisiciones del Estado de Honduras, “HonduCompras”, (www.honducompras.gob.hn). Las ofertas deberán presentarse en formato físico en la siguiente dirección: Atención Dirección de Licitaciones, ubicada en el séptimo piso del Edificio Cuerpo Bajo “C” del Centro Cívico Gubernamental, Tegucigalpa, M.D.C., a más tardar el día lunes 28 de julio del 2025, a las 2:00 p.m. Las ofertas que se reciban fuera de plazo serán rechazadas. Las ofertas se abrirán en presencia de los representantes de los Oferentes que deseen asistir en la dirección indicada, a las 2:15 p.m., en fecha 28 de julio del 2025. Todas las ofertas deberán estar acompañadas de una Garantía de Mantenimiento de la Oferta por un monto equivalente de al menos un 2% del valor total de su oferta. Tegucigalpa, M.D.C., 18 de junio del 2025. ING. ERICK TEJADA CARBAJAL GERENTE GENERAL (AI) EMPRESA NACIONAL DE ENERGÍA ELÉCTRICA (ENEE) 30 J. 2025

  La G aceta Sección B A v isos L egales R E P Ú BLICA DE HONDURAS - TEGUCIGALPA, M.D.C., 30 DE JUNIO DEL 2025 N o . 36,877 AVISO DE LICITACIÓN PÚBLICA NACIONAL LPN No.100-013/2025 “CONTRATACIÓN DE DIFERENTE SERVICIO DE TRANSPORTE PARA TRASLADO DE EMPLEADOS, PERSONAL TÉCNICO E INGENIERÍA DEL CAMPAMENTO A LA CENTRAL HIDROELÉCTRICA Y VICEVERSA, PARA TRASLADO DE EMPLEADOS E HIJOS DE EMPLEADOS CASCO URBANO DE PALESTINA A CAMPAMENTO, PARA TRASLADO DE EMPLEADOS DE OPERACIÓN DE CAMPAMENTO A LA CENTRAL HIDROELÉCTRICA PERTENECIENTE A LA ENEE” La Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE), invita a los oferentes elegibles interesados a presentar ofertas selladas para la “CONTRATACIÓN DE DIFERENTE SERVICIO DE TRANSPORTE PARA TRASLADO DE EMPLEADOS, PERSONAL TÉCNICO E INGENIERÍA DEL CAMPAMENTO A LA CENTRAL HIDROELÉCTRICA Y VICEVERSA, PARA TRASLADO DE EMPLEADOS E HIJOS DE EMPLEADOS CASCO URBANO DE PALESTINA A CAMPAMENTO, PARA TRASLADO DE EMPLEADOS DE OPERACIÓN DE CAMPAMENTO A LA CENTRAL HIDROELÉCTRICA PERTENECIENTE A LA ENEE”. El financiamiento para la realización del presente proceso proviene exclusivamente de fondos nacionales. La licitación se efectuará conforme a los procedimientos de Licitación Pública Nacional (LPN) establecidos en la Ley de Contratación del Estado y su Reglamento. Los oferentes interesados podrán adquirir el pliego de condiciones de la presente licitación, a partir de la fecha, mediante presentación de una solicitud por escrito a la dirección física indicada abajo, de lunes a viernes en un horario de 8:00 a.m. a 4:00 p.m., la solicitud presentada debe venir acompañada de un recibo de pago por Quinientos Lempiras Exactos (L.500.00), cantidad no reembolsable que deberá ser depositada en el Banco Central de Honduras en la cuenta de la ENEE N° 12100- 01-000118-5. Los documentos de la licitación también podrán ser examinados en el Sistema de Información de Contratación y Adquisiciones del Estado de Honduras, “HonduCompras”, (www.honducompras.gob.hn). Las ofertas deberán presentarse en formato físico en la siguiente dirección: Atención Dirección de Licitaciones, ubicada en el séptimo piso del Edificio Cuerpo Bajo “C” del Centro Cívico Gubernamental, Tegucigalpa, M.D.C., a más tardar el día martes 29 de julio del 2025, a las 10:00 a.m. Las ofertas que se reciban fuera de plazo serán rechazadas. Las ofertas se abrirán en presencia de los representantes de los Oferentes que deseen asistir en la dirección indicada, a las 10:15 a.m., en fecha 29 de julio del 2025. Todas las ofertas deberán estar acompañadas de una Garantía de Mantenimiento de la Oferta por un monto equivalente de al menos un 2% del valor total de su oferta. Tegucigalpa, M.D.C., 18 de junio del 2025. ING. ERICK TEJADA CARBAJAL GERENTE GENERAL (AI) EMPRESA NACIONAL DE ENERGÍA ELÉCTRICA (ENEE) 30 J. 2025

  La G aceta Sección B A v isos L egales R E P Ú BLICA DE HONDURAS - TEGUCIGALPA, M.D.C., 30 DE JUNIO DEL 2025 N o . 36,877 AVISO DE LICITACIÓN PÚBLICA NACIONAL LPN No.100-017/2025 “ADQUISICIÓN DE UNA MAQUINARIA RETROEXCAVADORA DE RUEDAS PARA EL PROYECTO HIDROELÉCTRICO QUILIO 2” La Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE), invita a los oferentes elegibles interesados a presentar ofertas selladas para la “ADQUISICIÓN DE UNA MAQUINARIA RETROEXCAVADORA DE RUEDAS PARA EL PROYECTO HIDROELÉCTRICO QUILIO 2.” El financiamiento para la realización del presente proceso proviene exclusivamente de fondos nacionales. La licitación se efectuará conforme a los procedimientos de Licitación Pública Nacional (LPN) establecidos en la Ley de Contratación del Estado y su Reglamento. Los oferentes interesados podrán adquirir el pliego de condiciones de la presente licitación, a partir de la fecha, mediante presentación de una solicitud por escrito a la dirección física indicada abajo, de lunes a viernes en un horario de 8:00 a.m. a 4:00 p.m. La solicitud presentada debe venir acompañada de un recibo de pago por Quinientos Lempiras Exactos (L.500.00), cantidad no reembolsable que deberá ser depositada en el Banco Central de Honduras en la cuenta de la ENEE N°. 12100- 01-000118-5. Los documentos de la licitación también podrán ser examinados en el Sistema de Información de Contratación y Adquisiciones del Estado de Honduras, “HonduCompras”, (www.honducompras.gob.hn). Las ofertas deberán presentarse en formato físico en la siguiente dirección: Atención Dirección de Licitaciones, ubicada en el séptimo piso del edificio Cuerpo Bajo “C” del Centro Cívico Gubernamental, Tegucigalpa, M.D.C., a más tardar el día martes 29 de julio del 2025, a las 2:00 p.m. Las ofertas que se reciban fuera de plazo serán rechazadas. Las ofertas se abrirán en presencia de los representantes de los Oferentes que deseen asistir en la dirección indicada, a las 2:15 p.m., en fecha 29 de julio del 2025. Todas las ofertas deberán estar acompañadas de una Garantía de Mantenimiento de la Oferta por un monto equivalente de al menos un 2% del valor total de su oferta. Tegucigalpa, M.D.C., 18 de junio del 2025 ING. ERICK TEJADA CARBAJAL GERENTE GENERAL (AI) EMPRESA NACIONAL DE ENERGÍA ELÉCTRICA (ENEE) 30 J. 2025

  La G aceta Sección B A v isos L egales R E P Ú BLICA DE HONDURAS - TEGUCIGALPA, M.D.C., 30 DE JUNIO DEL 2025 N o . 36,877 CONCURSO PÚBLICO NACIONAL CPN-SIT-059-2025 Comayagüela, M.D.C., 30 de mayo de 2025 La Secretaría de Infraestructura y Transporte (SIT), de acuerdo con el Artículo No. 61 de la Ley de Contratación del Estado, por medio de la presente les invita a presentar Ofertas Técnicas a las Firmas Consultoras PRECALIFICADAS EN LA CATEGORÍA: OBRAS VIALES, CLASIFICACIÓN A, B Y C (año 2022): Correspondiente a la supervisión del siguiente proyecto: “ESTUDIO Y DISEÑO FINAL, PARA LA AMPLIACIÓN, REHABILITACIÓN Y MEJORAMIENTO VIAL DEL TRAMO CARRETERO: “CHAMELECÓN - NACO, DEPARTAMENTO DE CORTÉS, HONDURAS, C.A.”. El Financiamiento para la realización del proceso proviene exclusivamente de Fondos Nacionales. Los Términos de Referencia del presente proceso se encuentran disponibles de forma gratuita y digital para su consulta y entrega en las oficinas del Despacho de la Secretaría de Infraestructura y Transporte (SIT), ubicadas en el Barrio La Bolsa, Comayagüela, M.D.C., (traer dispositivo de almacenamiento), o puede ser adquirido en la plataforma de HONDUCOMPRAS. Las Ofertas Técnicas (original y 1 copia digital en memoria USB) se presentarán debidamente selladas, y deberán ser dirigidas a la Secretaría de Estado en los Despachos de Infraestructura y Transporte (SIT), el día 03 de julio de 2025 hasta las 10:00 a.m. EN EL SALÓN DE USOS MÚLTIPLES, DE LA SECRETARÍA DE INFRAESTRUCTURA Y TRANSPORTE (SIT), BARRIO LA BOLSA, COMAYAGÜELA, M.D.C., en donde se realizará la recepción de las Ofertas Técnicas, por las autoridades respectivas de los funcionarios designados por la SIT y por los Organismos Contralores del Estado. Las Ofertas que se presenten fuera del plazo establecido serán rechazadas. 1. Descripción General: Servicios de consultoría requeridos para el proyecto: “ESTUDIO Y DISEÑO FINAL, PARA LA AMPLIACIÓN, REHABILITACIÓN Y MEJORAMIENTO VIAL DEL TRAMO CARRETERO: “CHAMELECÓN - NACO, DEPARTAMENTO DE CORTÉS, HONDURAS, C.A.”. 2. Modalidad de Contratación: La modalidad de contratación promovida a través de la presente invitación es Concurso Público Nacional, la firma será seleccionada mediante el método “Selección Basada Calidad Costo (SBCC)” y siguiendo los procedimientos descritos en el Documento Base y estará regida por la Ley de Contratación del Estado y su Reglamento. 3. Información Adicional: Los interesados podrán obtener información adicional en la siguiente dirección: Secretaría de Infraestructura y Transporte (SIT), Barrio La Bolsa, Comayagüela, Francisco Morazán, Honduras, contrataciones@sit.gob.hn. Esta invitación, no debe interpretarse como una oferta de contratación con su Representada. MSC. ING OCTAVIO JOSÉ PINEDA PAREDES SECRETARIO DE ESTADO EN LOS DESPACHOS DE INFRAESTRUCTURA Y TRANSPORTE (SIT) 30 J. 2025

  La G aceta Sección B A v isos L egales R E P Ú BLICA DE HONDURAS - TEGUCIGALPA, M.D.C., 30 DE JUNIO DEL 2025 N o . 36,877 CONCURSO PÚBLICO NACIONAL CPN-SIT-060-2025 Comayagüela, M.D.C., 09 de junio de 2025 La Secretaría de Infraestructura y Transporte (SIT), de acuerdo con el Artículo No. 61 de la Ley de Contratación del Estado, por medio de la presente les invita a presentar Ofertas Técnicas a las Firmas Consultoras PRECALIFICADAS EN LA CATEGORÍA: OBRAS VIALES, CLASIFICACIÓN A, B, C Y D (año 2022): Correspondiente a la supervisión del siguiente proyecto: “SUPERVISIÓN DEL MANTENIMIENTO DE LA RED VIAL PAVIMENTADA, RN-20, TRAMO: SANTA BÁRBARA – LA CEIBITA, APROXIMADAMENTE 60 KM, DEPARTAMENTO DE SANTA BÁRBARA”. El Financiamiento para la realización del proceso proviene exclusivamente de Fondos Nacionales. Los Términos de Referencia del presente proceso se encuentran disponibles de forma gratuita y digital para su consulta y entrega en las oficinas del Despacho de la Secretaría de Infraestructura y Transporte (SIT), ubicadas en el Barrio La Bolsa, Comayagüela, M.D.C. (traer dispositivo de almacenamiento), o puede ser adquirido en la plataforma de HONDUCOMPRAS. Las ofertas Técnicas (original y 1 copia digital en memoria USB) se presentarán debidamente selladas, y deberán ser dirigidas a la Secretaría de Estado en los Despachos de Infraestructura y Transporte (SIT), el día 09 de julio de 2025 hasta las 11:00 a.m. EN EL SALÓN DE USOS MÚLTIPLES, DE LA SECRETARÍA DE INFRAESTRUCTURA Y TRANSPORTE (SIT), BARRIO LA BOLSA, COMAYAGÜELA, M.D.C., en donde se realizará la recepción de las Ofertas Técnicas, por las autoridades respectivas de los funcionarios designados por la SIT y por los Organismos Contralores del Estado. Las Ofertas que se presenten fuera del plazo establecido serán rechazadas. 1. Descripción General: Servicios de consultoría requeridos para el proyecto: “SUPERVISIÓN DEL MANTENIMIENTO DE LA RED VIAL PAVIMENTADA, RN-20, TRAMO: SANTA BÁRBARA – LA CEIBITA, APROXIMADAMENTE 60 KM, DEPARTAMENTO DE SANTA BÁRBARA”. 2. Modalidad de Contratación: La modalidad de contratación promovida a través de la presente invitación es Concurso Público Nacional, la firma será seleccionada mediante el método “Selección Basada Calidad (SBC)” y siguiendo los procedimientos descritos en el Documento Base y estará regida por la Ley de Contratación del Estado y su Reglamento. 3. Información adicional: Los interesados podrán obtener información adicional en la siguiente dirección: Secretaría de Infraestructura y Transporte (SIT), Barrio La Bols

En virtud de la situación de calamidad, por afectación de agentes de otro orden, así como por aquellos de orden sanitario y la solicitud presentada por la Secretaría de Estado en los Despachos de Gestión de Riesgos y Contingencias Nacionales (COPECO), SE DECLARA ESTADO DE EMERGENCIA EN TODO EL TERRITORIO NACIONAL por un periodo de seis (6) meses a partir de la fecha de publicación del presente Decreto con el objeto de preservar la vida e integridad corporal de las personas que se movilizan por medio de motocicletas, triciclos u otros medios motorizados de dos (2) o tres (3) ruedas.

Con el propósito de dar cumplimiento a la disposición contenida en los artículos: 9 y 13 de la Ley de Contingencias Nacionales se autoriza a la Secretaría de Estado en los Despachos de Gestión de Riesgos y Contingencias Nacionales (COPECO), para que, mediante el proceso de contratación directa proceda a la compra, adquisición y distribución de accesorios e implementos de seguridad para la población referida en el artículo precedente. Acción que deberá realizar con la colaboración de la Dirección Nacional de Vialidad y Transporte (DNVT) y cualquier otra Institución que estime pertinente y en apego a los principios de transparencia y rendición de cuentas establecidos en la Ley de Contratación del Estado y demás normativa aplicable.

Se instruye a la Secretaría de Estado en el Despacho de Finanzas (SEFIN), realizar las acciones administrativas que en el marco de su competencia fuesen requeridas para asignar a la Secretaría de Estado en los Despachos de Gestión de Riesgos y Contingencias Nacionales (COPECO) los recursos necesarios para la adquisición de dichos bienes, por un monto de CINCUENTA MILLONES DE LEMPIRAS (L50,000,000.00).

Instruir a la Secretaría de Estado en los Despachos de Gestión de Riesgos y Contingencias Nacionales (COPECO) para que con la colaboración de la Dirección Nacional de Vialidad y Transporte (DNVT) proceda por la vía reglamentaria y en atención a criterios objetivos a determinar los requisitos para ser beneficiario del equipo de protección, así como los parámetros legales y técnicos del mismo y los procedimientos de control y entrega.

Instruir a la Secretaría de Estado en los Despachos de Gestión de Riesgos y Contingencias Nacionales (COPECO) para que de conformidad a la Ley de Contratación del Estado y conforme a los principios de legalidad, eficiencia y transparencia remita informe detallado a la Oficina Normativa de Contrataciones y Adquisiciones del Estado (ONCAE) y al Tribunal Superior de Cuentas (TSC).

El presente Decreto entrará en vigencia a partir de su firma y deberá ser publicado en el Diario Oficial “La Gaceta”. Dado en la ciudad de Tegucigalpa, municipio del Distrito Central, a los 19 días del mes de junio del año 2025. COMUNÍQUESE Y PUBLÍQUESE. IRIS XIOMARA CASTRO SARMIENTO PRESIDENTA DE LA REPÚBLICA LESLY SARAHÍ CERNA SECRETARIA DE ESTADO EN EL DESPACHO DE LA PRESIDENCIA JOSÉ CARLOS CARDONA ERAZO SECRETARIO DE ESTADO EN EL DESPACHO DE DESARROLLO SOCIAL CHRISTIAN DAVID DUARTE CHÁVEZ SECRETARIO DE ESTADO EN EL DESPACHO DE FINANZAS TOMÁS EDUARDO VAQUERO MORRIS SECRETARIO DE ESTADO EN LOS DESPACHOS DE GOBERNACIÓN, JUSTICIA Y DESCENTRALIZACIÓN JAVIER EFRAIN BÚ SOTO SECRETARIO DE ESTADO EN LOS DESPACHOS DE RELACIONES EXTERIORES Y COOPERACIÓN INTERNACIONAL SERGIO VLADIMIR COELLO DÍAZ SECRETARIO DE ESTADO EN EL DESPACHO DE TRANSPARENCIA Y LUCHA CONTRA LA CORRUPCIÓN RICARDO ARTURO SALGADO SECRETARIO DE ESTADO EN EL DESPACHO DE PLANIFICACIÓN ESTRATÉGICA FREDIS ALONSO CERRATO VALLADARES SECRETARIO DE ESTADO EN EL DESPACHO DE DESARROLLO ECONÓMICO DORIS YOLANY GARCÍA PAREDES SECRETARIA DE ESTADO EN EL DESPACHO DE ASUNTOS DE LA MUJER HECTOR GUSTAVO SÁNCHEZ VELÁSQUEZ SECRETARIO DE ESTADO EN EL DESPACHO DE SEGURIDAD CARLA MARINA PAREDES REYES SECRETARIA DE ESTADO EN EL DESPACHO DE SALUD LUCKY HALACH MEDINA ESTRADA SECRETARIO DE ESTADO EN LOS DESPACHOS DE RECURSOS NATURALES Y AMBIENTE DANIEL ENRIQUE ESPONDA VELÁSQUEZ SECRETARIO DE ESTADO EN EL DESPACHO DE EDUCACIÓN HECTOR LONGINO BECERRA LANZA SECRETARIO DE ESTADO EN EL DESPACHO DE DERECHOS HUMANOS LAURA ELENA SUAZO TORRES SECRETARIA DE ESTADO EN LOS DESPACHOS DE AGRICULTURA Y GANADERÍA ERICK MEDARDO TEJADA CARBAJAL SECRETARIO DE ESTADO EN EL DESPACHO DE ENERGÍA OCTAVIO JOSÉ PINEDA PAREDES SECRETARIO DE ESTADO EN LOS DESPACHOS DE INFRAESTRUCTURA Y TRANSPORTE WILMER JAVIER FERNÁNDEZ ALACHÁN SECRETARIO DE ESTADO EN LOS DESPACHOS DE TRABAJO Y SEGURIDAD SOCIAL YADIRA ESTHER GÓMEZ CHAVARRÍA SECRETARIA DE ESTADO EN EL DESPACHO DE TURISMO GLORIA ANNARELLA VÉLEZ OSEJO SECRETARIA DE ESTADO EN LOS DESPACHOS DE LAS CULTURAS, LAS ARTES Y LOS PATRIMONIOS DE LOS PUEBLOS DE HONDURAS WARREN OCHOA ORELLANA SECRETARIO DE ESTADO EN LOS DESPACHOS DE DESARROLLO COMUNITARIO, AGUA Y SANEAMIENTO JOSÉ JORGE FORTÍN AGUILAR SECRETARIO DE ESTADO EN LOS DESPACHOS DE GESTIÓN DE RIESGOS Y CONTINGENCIAS NACIONALES (COPECO) JUAN CARLOS COELLO DÍAZ SECRETARIO DE ESTADO PARA EL DESARROLLO Y SEGUIMIENTO DE PROYECTOS Y ACUERDOS LIZETH ARMANDINA COELLO GÓMEZ SECRETARIA DE ESTADO EN LOS DESPACHOS DE NIÑEZ, ADOLESCENCIA Y FAMILIA Comisión Reguladora de Energía Eléctrica CREE ACUERDO CREE 70-2025 “APROBACIÓN DE INFORME DE RESULTADOS DE LA CONSULTA PÚBLICA CREE-CP-04-2025 Y MODIFICACIÓN DE LOS ARTÍCULOS 4, 172, 173, 174, 175, 176 y 177 DEL REGLAMENTO DE TARIFAS”. Comisión Reguladora de Energía Eléctrica. Tegucigalpa, municipio de Distrito Central, a los nueve (09) días del mes de junio del año dos mil veinticinco (2025). Resultando 1. Que la Ley General de la Industria Eléctrica (LGIE), aprobada mediante Decreto 404-2013, publicado en el Diario Oficial “La Gaceta” en fecha veinte (20) de mayo de dos mil catorce (2014) y sus reformas, tiene por objeto regular las actividades de generación, transmisión y distribución de energía eléctrica en el mercado eléctrico nacional. 2. Que mediante Resolución CREE-148 de fecha veinticuatro (24) de junio de dos mil diecinueve (2019), la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE), aprobó el Reglamento de Tarifas que establece el procedimiento a seguir por parte de las Empresas Distribuidoras, Empresas Transmisoras y la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE), para la aprobación de las tarifas aplicables a distribución y transmisión, así como los respectivos peajes. 3. Que la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE), ha identificado la necesidad de realizar modificaciones a los artículos 4, 172, 173, 174, 175, 176 y 177 del Reglamento de Tarifas, con el fin de dar claridad al cálculo del peaje de transmisión. 4. Que mediante Acuerdo CREE-24-2025 de fecha veinticinco (25) de marzo de dos mil veinticinco (2025) la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE), aprobó el inicio de la Consulta Pública CREE-CP-04-2025 denominada “Modificación de la Metodología de cálculo de peajes de transmisión en el Reglamento de Tarifas”, con el fin de someter a comentarios del público en general la propuesta de modificación de la metodología de cálculo de peajes de transmisión. 5. Que durante el proceso de consulta pública la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE), realizó una ampliación al período de la Consulta Pública CREE- CP-04-2025 con el fin de que la misma culminara hasta el doce (12) de abril de dos mil veinticinco (2025). Durante el referido proceso se recibieron un total de 9 comentarios, los cuales fueron admisibles. 6. Que la Dirección de Regulación y la Dirección de Asesoría Jurídico, emitieron el informe de resultados de la Consulta Pública CREE-CP-04-2025, mediante el cual dieron repuesta a los comentarios recibidos durante el transcurso de la consulta pública y realizaron, entre otras, las recomendaciones siguientes: “a. Apruebe el presente informe de resultados de la Consulta Pública CREE-CP-04-2025. b. Instruya a la Secretaría General para que: a) comunique el Informe de Resultados a los participantes de la consulta pública que hayan suministrado su correo electrónico, de conformidad con lo establecido en el artículo 10 del Procedimiento de Consulta Pública, b) publicar el acto administrativo en la página web de la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE), conforme con lo establecido en el artículo 3 literal D romano XII de la Ley General de la Industria Eléctrica (LGIE)”. Considerando Que la Ley General de la Industria Eléctrica (LGIE), fue aprobada mediante Decreto No. 404-2013, publicado en el Diario Oficial “La Gaceta” el veinte (20) de mayo del dos mil catorce (2014) y reformada mediante Decretos Legislativos números 61- 2020, 2-2022 y 46-2022; esta tiene por objeto, entre otros, regular las actividades de generación, transmisión y distribución de electricidad en el territorio de la República de Honduras. Que de acuerdo con lo establecido en la Ley General de la Industria Eléctrica (LGIE), el Estado supervisará la operación del subsector eléctrico, a través de la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE). Que de conformidad con la Ley General de la Industria Eléctrica (LGIE), la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE), tiene dentro de sus funciones la de expedir las regulaciones y reglamentos necesarios para la mejor aplicación de esta Ley y el adecuado funcionamiento del subsector eléctrico. Que el Reglamento Interno de la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE), también reconoce la potestad del Directorio de Comisionados para la toma de decisiones regulatorias, administrativas, técnicas, operativas, presupuestarias y de cualquier otro tipo que sea necesario en el diario accionar de la Comisión. Que de conformidad con el Procedimiento para Consulta Pública aprobado por la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE), se establece un mecanismo estructurado, no vinculante, para la elaboración participativa de las reglamentaciones y sus modificaciones o de otros asuntos de tal importancia que la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE) considere lo amerite, observando los principios del debido proceso así como los de transparencia, imparcialidad, previsibilidad, participación, impulso de oficio, economía procesal y publicidad que garanticen una participación efectiva y eficaz en el Mercado Eléctrico Nacional. Que de acuerdo con el Procedimiento para Consulta Pública, la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE), convocará e iniciará la consulta pública, cuando considere que el asunto es de tal importancia para el buen funcionamiento del mercado eléctrico. Que de conformidad con el Procedimiento para Consulta Pública la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica publicará en su sitio web el Informe de Resultados una vez que sea aprobado por el Directorio de Comisionados, dando por finalizado el proceso. Que en la Reunión Extraordinaria CREE-Ex-22-2025 del nueve (09) de junio de dos mil veinticinco (2025) el Directorio de Comisionados acordó emitir el presente Acuerdo. Por tanto La Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE), en uso de sus facultades y de conformidad con lo establecido en los artículos 1, 3 primer párrafo, literal D romano III y demás aplicables de la Ley General de la Industria Eléctrica (LGIE); artículo 4 y demás aplicables del Reglamento Interno de la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE); artículos 4, 5, 6 y 7 del Procedimiento para Consulta Pública, por unanimidad de votos de los Comisionados presentes. Acuerda PRIMERO: Aprobar el informe de Resultados de la Consulta Pública CREE-CP-04-2024 preparado por las direcciones de la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE). SEGUNDO: Modificar el Reglamento de Tarifas publicado en el Diario Oficial “La Gaceta” en fecha veinticuatro (24) de junio de dos mil diecinueve (2019) y modificado mediante el Acuerdo CREE-108-2024 publicado en el Diario Oficial “La Gaceta” en fecha seis (6) de diciembre de dos mil veinticuatro (2024). En virtud de lo anterior, de ahora en adelante los artículos 4, 172, 173, 174, 175, 176 y 177 deberán de leerse de la siguiente manera: “ARTÍCULO 4. Definiciones. Cargo Unitario de Transmisión: Son los cargos por unidad de potencia que remuneran el sistema de transmisión en el nivel de tensión que corresponda. Demanda Máxima en Punta: Es la demanda máxima mensual del Agente en el bloque horario punta. Peaje de Transmisión: Es la tarifa que deben pagar los usuarios conectados en un determinado nivel de tensión. Sistema de Transmisión en 69 kV: Incluye la red de 69 kV, las subestaciones de transmisión con nivel de tensión secundario 69 kV y todas aquellas subestaciones de transmisión que tengan como único nivel de tensión 69 kV. Sistema de Transmisión en 138 kV: Incluye la red de 138 kV, las subestaciones de transmisión con nivel de tensión secundario 138 kV y todas aquellas subestaciones de transmisión que tengan como único nivel de tensión 138 kV. Sistema de Transmisión en 230 kV: Incluye la red de 230 kV y todas aquellas subestaciones de transmisión que tengan como único nivel de tensión 230 kV.

Nivel de agregación. Los Peajes de Transmisión serán calculados por la CREE con base anual y para los distintos niveles de tensión (230 kV, 138 kV y 69 kV) agrupando instalaciones funcionalmente equivalentes del Sistema Principal de Transmisión.

Cargos Unitarios de Transmisión. Los cargos unitarios de transmisión se calcularán por nivel de tensión y corresponden al valor mensual en dólares por kilowatt de demanda máxima en punta que deben pagar los agentes conectados directamente a ese nivel de tensión, así como aquellos agentes conectados a los niveles inferiores que hacen uso de ese nivel de tensión. Para el cómputo de las demandas máximas se tomará el último período anterior disponible de doce meses. La CREE ajustará las demandas en forma anual con base en la información suministrada por el ODS. La actualización de los cargos unitarios mensuales se calcula a fines de diciembre de cada año, en función de los IR e IVT anuales. Los cargos unitarios se calcularán por nivel de tensión (n) de acuerdo con la siguiente fórmula: Donde: es el Cargo Unitario de Transmisión mensual correspondiente al uso del Sistema de Transmisión para el nivel de tensión n, en dólares/kW-mes, en el año t. es el para el Sistema de Transmisión para el nivel de tensión n, en dólares, en el año t. es el previsto para el Ciclo Tarifario para instalaciones de líneas para el nivel de tensión n, considerando los IVT reales de los 12 meses previos, en dólares, en el año t. es la suma de las demandas máximas mensuales en el bloque horario punta previstas para los Agentes del Mercado conectados al nivel de tensión n, en los distintos puntos de retiro donde i = nivel de tensión inferiore del SPT hasta el nivel n, en kW, en el año t. Dentro de esta suma se debe descontar la potencia de carga en horario punta de los SAE de transmisión conectados en los distintos niveles de tensión del SPT. es la diferencia entre el ingreso previsto y la facturación para la instalación de transmisión en el nivel de tensión n, observada en el año t - 1, en dólares, de acuerdo con lo informado por el ODS. Esta diferencia incluye los ingresos derivados de servicios de transmisión en el MER. En el primer año de aplicación del Reglamento de Tarifas, este valor es igual a cero.

Cargos por Peajes de Transmisión. La responsabilidad de los Agentes del MEN en los costos del sistema principal de transmisión (SPT) es función de los niveles de tensión que se usan. Para el Cálculo Tarifario, los peajes de transmisión para líneas de Tensión de 230 kV se calculan de acuerdo con la siguiente fórmula: Donde: es el peaje unitario de Transmisión mensual ACUERDO CREE-70-2025 conectados directamente a ese nivel de tensión, así como aquellos agentes co inferiores que hacen uso de ese nivel de tensión. Para el cómputo de las demandas máximas se tomará el último período anter meses. La CREE ajustará las demandas en forma anual con base en la informa el ODS. La actualización de los cargos unitarios mensuales se calcula a fines de diciem función de los IR e IVT anuales. Los cargos unitarios se calcularán por nivel de tensión (𝑛𝑛𝑛𝑛) de acuerdo con la s 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝒏𝒏𝒏𝒏;𝒕𝒕𝒕𝒕 = 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑪𝑪𝑪𝑪𝒏𝒏𝒏𝒏;𝒕𝒕𝒕𝒕 − 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑪𝑪𝑪𝑪𝒏𝒏𝒏𝒏;𝒕𝒕𝒕𝒕 + 𝑫𝑫𝑫𝑫𝑰𝑰𝑰𝑰𝑫𝑫𝑫𝑫𝑪𝑪𝑪𝑪𝑫𝑫𝑫𝑫𝑪𝑪𝑪𝑪𝒏𝒏𝒏𝒏;𝒕𝒕𝒕𝒕−𝟏𝟏𝟏𝟏 ∑ 𝑷𝑷𝑷𝑷𝒊𝒊𝒊𝒊;𝒕𝒕𝒕𝒕 𝒏𝒏𝒏𝒏 𝒊𝒊𝒊𝒊=𝒏𝒏𝒏𝒏𝒊𝒊𝒊𝒊𝒏𝒏𝒏𝒏𝒏𝒏𝒏𝒏𝒏𝒏𝒏𝒏 𝒊𝒊𝒊𝒊𝒏𝒏𝒏𝒏𝒊𝒊𝒊𝒊𝒏𝒏𝒏𝒏𝒊𝒊𝒊𝒊𝒊𝒊𝒊𝒊𝒊𝒊𝒊𝒊𝒊𝒊𝒊𝒊 Donde: 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝒏𝒏𝒏𝒏;𝒕𝒕𝒕𝒕 es el Cargo Unitario de Transmisión mensual correspondiente a Transmisión para el nivel de tensión 𝑛𝑛𝑛𝑛, en dólares/kW-mes, en el año 𝑡𝑡𝑡𝑡. 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑪𝑪𝑪𝑪𝒏𝒏𝒏𝒏;𝒕𝒕𝒕𝒕 es el 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑪𝑪𝑪𝑪 para el Sistema de Transmisión para el nivel de tensión 𝑛𝑛𝑛𝑛, e 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑪𝑪𝑪𝑪𝒏𝒏𝒏𝒏;𝒕𝒕𝒕𝒕 es el 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑪𝑪𝑪𝑪 previsto para el Ciclo Tarifario para instalaciones de líneas p 𝑛𝑛𝑛𝑛, considerando los 𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼 reales de los 12 meses previos, en dólares, en el año 𝑷𝑷𝑷𝑷𝒊𝒊𝒊𝒊,𝒕𝒕𝒕𝒕 es la suma de las demandas máximas mensuales en el bloque horario pu Agentes del Mercado conectados al nivel de tensión 𝑛𝑛𝑛𝑛, en los distintos punto 𝑛𝑛𝑛𝑛𝑖𝑖𝑖𝑖𝑛𝑛𝑛𝑛𝑛𝑛𝑛𝑛𝑛𝑛𝑛𝑛 𝑑𝑑𝑑𝑑𝑛𝑛𝑛𝑛 𝑡𝑡𝑡𝑡𝑛𝑛𝑛𝑛𝑛𝑛𝑛𝑛𝑡𝑡𝑡𝑡𝑖𝑖𝑖𝑖ó𝑛𝑛𝑛𝑛 𝑖𝑖𝑖𝑖𝑛𝑛𝑛𝑛𝑖𝑖𝑖𝑖𝑛𝑛𝑛𝑛𝑖𝑖𝑖𝑖𝑖𝑖𝑖𝑖𝑖𝑖𝑖𝑖𝑖𝑖𝑖𝑖 𝑑𝑑𝑑𝑑𝑛𝑛𝑛𝑛𝑛𝑛𝑛𝑛 𝑆𝑆𝑆𝑆𝑆𝑆𝑆𝑆𝐼𝐼𝐼𝐼 hasta el nivel 𝑛𝑛𝑛𝑛, en kW, en el año 𝑡𝑡𝑡𝑡. De debe descontar la potencia de carga en horario punta de los SAE de transmis distintos niveles de tensión del SPT. 𝑫𝑫𝑫𝑫𝑰𝑰𝑰𝑰𝑫𝑫𝑫𝑫𝑪𝑪𝑪𝑪𝑫𝑫𝑫𝑫𝑪𝑪𝑪𝑪𝒏𝒏𝒏𝒏;𝒕𝒕𝒕𝒕−𝟏𝟏𝟏𝟏 es la diferencia entre el ingreso previsto y la facturación p transmisión en el nivel de tensión 𝑛𝑛𝑛𝑛, observada en el año 𝑡𝑡𝑡𝑡 − 1, en dólare informado por el ODS. Esta diferencia incluye los ingresos derivados de servi el MER. En el primer año de aplicación del Reglamento de Tarifas, este valor

Cargos por Peajes de Transmisión. La responsabilidad de los Agentes del MEN en los costos del sistema principa es función de los niveles de tensión que se usan. Para el Cálculo Tarifario, los peajes de transmisión para líneas de Tensión de acuerdo con la siguiente fórmula: 𝑷𝑷𝑷𝑷𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐 = 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐 Donde: 𝑷𝑷𝑷𝑷𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐 es el peaje unitario de Transmisión mensual correspondiente a Transmisión en 230 kV, en dólares/kW-mes. tados directamente a ese nivel de tensión, así como aquellos agentes conectados a los niveles ores que hacen uso de ese nivel de tensión. el cómputo de las demandas máximas se tomará el último período anterior disponible de doce s. La CREE ajustará las demandas en forma anual con base en la información suministrada por S. tualización de los cargos unitarios mensuales se calcula a fines de diciembre de cada año, en ón de los IR e IVT anuales. rgos unitarios se calcularán por nivel de tensión (𝑛𝑛𝑛𝑛) de acuerdo con la siguiente fórmula: 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝒏𝒏𝒏𝒏;𝒕𝒕𝒕𝒕 = 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑪𝑪𝑪𝑪𝒏𝒏𝒏𝒏;𝒕𝒕𝒕𝒕 − 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑪𝑪𝑪𝑪𝒏𝒏𝒏𝒏;𝒕𝒕𝒕𝒕 + 𝑫𝑫𝑫𝑫𝑰𝑰𝑰𝑰𝑫𝑫𝑫𝑫𝑪𝑪𝑪𝑪𝑫𝑫𝑫𝑫𝑪𝑪𝑪𝑪𝒏𝒏𝒏𝒏;𝒕𝒕𝒕𝒕−𝟏𝟏𝟏𝟏 ∑ 𝑷𝑷𝑷𝑷𝒊𝒊𝒊𝒊;𝒕𝒕𝒕𝒕 𝒏𝒏𝒏𝒏 𝒊𝒊𝒊𝒊=𝒏𝒏𝒏𝒏𝒊𝒊𝒊𝒊𝒏𝒏𝒏𝒏𝒏𝒏𝒏𝒏𝒏𝒏𝒏𝒏 𝒊𝒊𝒊𝒊𝒏𝒏𝒏𝒏𝒊𝒊𝒊𝒊𝒏𝒏𝒏𝒏𝒊𝒊𝒊𝒊𝒊𝒊𝒊𝒊𝒊𝒊𝒊𝒊𝒊𝒊𝒊𝒊 e: ;𝒕𝒕𝒕𝒕 es el Cargo Unitario de Transmisión mensual correspondiente al uso del Sistema de misión para el nivel de tensión 𝑛𝑛𝑛𝑛, en dólares/kW-mes, en el año 𝑡𝑡𝑡𝑡. ;𝒕𝒕𝒕𝒕 es el 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑪𝑪𝑪𝑪 para el Sistema de Transmisión para el nivel de tensión 𝑛𝑛𝑛𝑛, en dólares, en el año 𝑡𝑡𝑡𝑡. ;𝒕𝒕𝒕𝒕 es el 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑪𝑪𝑪𝑪 previsto para el Ciclo Tarifario para instalaciones de líneas para el nivel de tensión nsiderando los 𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼 reales de los 12 meses previos, en dólares, en el año 𝑡𝑡𝑡𝑡. s la suma de las demandas máximas mensuales en el bloque horario punta previstas para los tes del Mercado conectados al nivel de tensión 𝑛𝑛𝑛𝑛, en los distintos puntos de retiro donde 𝑖𝑖𝑖𝑖 = 𝑑𝑑𝑑𝑑𝑛𝑛𝑛𝑛 𝑡𝑡𝑡𝑡𝑛𝑛𝑛𝑛𝑛𝑛𝑛𝑛𝑡𝑡𝑡𝑡𝑖𝑖𝑖𝑖ó𝑛𝑛𝑛𝑛 𝑖𝑖𝑖𝑖𝑛𝑛𝑛𝑛𝑖𝑖𝑖𝑖𝑛𝑛𝑛𝑛𝑖𝑖𝑖𝑖𝑖𝑖𝑖𝑖𝑖𝑖𝑖𝑖𝑖𝑖𝑖𝑖 𝑑𝑑𝑑𝑑𝑛𝑛𝑛𝑛𝑛𝑛𝑛𝑛 𝑆𝑆𝑆𝑆𝑆𝑆𝑆𝑆𝐼𝐼𝐼𝐼 hasta el nivel 𝑛𝑛𝑛𝑛, en kW, en el año 𝑡𝑡𝑡𝑡. Dentro de esta suma se descontar la potencia de carga en horario punta de los SAE de transmisión conectados en los tos niveles de tensión del SPT. 𝑫𝑫𝑫𝑫𝑪𝑪𝑪𝑪𝒏𝒏𝒏𝒏;𝒕𝒕𝒕𝒕−𝟏𝟏𝟏𝟏 es la diferencia entre el ingreso previsto y la facturación para la instalación de misión en el nivel de tensión 𝑛𝑛𝑛𝑛, observada en el año 𝑡𝑡𝑡𝑡 − 1, en dólares, de acuerdo con lo ado por el ODS. Esta diferencia incluye los ingresos derivados de servicios de transmisión en R. En el primer año de aplicación del Reglamento de Tarifas, este valor es igual a cero. ULO 174. Cargos por Peajes de Transmisión. conectados directamente a ese nivel de tensión, así como aquellos agentes conectados a los niveles inferiores que hacen uso de ese nivel de tensión. Para el cómputo de las demandas máximas se tomará el último período anterior disponible de doce meses. La CREE ajustará las demandas en forma anual con base en la información suministrada por el ODS. La actualización de los cargos unitarios mensuales se calcula a fines de diciembre de cada año, en función de los IR e IVT anuales. Los cargos unitarios se calcularán por nivel de tensión (𝑛𝑛𝑛𝑛) de acuerdo con la siguiente fórmula: 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝒏𝒏𝒏𝒏;𝒕𝒕𝒕𝒕 = 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑪𝑪𝑪𝑪𝒏𝒏𝒏𝒏;𝒕𝒕𝒕𝒕 − 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑪𝑪𝑪𝑪𝒏𝒏𝒏𝒏;𝒕𝒕𝒕𝒕 + 𝑫𝑫𝑫𝑫𝑰𝑰𝑰𝑰𝑫𝑫𝑫𝑫𝑪𝑪𝑪𝑪𝑫𝑫𝑫𝑫𝑪𝑪𝑪𝑪𝒏𝒏𝒏𝒏;𝒕𝒕𝒕𝒕−𝟏𝟏𝟏𝟏 ∑ 𝑷𝑷𝑷𝑷𝒊𝒊𝒊𝒊;𝒕𝒕𝒕𝒕 𝒏𝒏𝒏𝒏 𝒊𝒊𝒊𝒊=𝒏𝒏𝒏𝒏𝒊𝒊𝒊𝒊𝒏𝒏𝒏𝒏𝒏𝒏𝒏𝒏𝒏𝒏𝒏𝒏 𝒊𝒊𝒊𝒊𝒏𝒏𝒏𝒏𝒊𝒊𝒊𝒊𝒏𝒏𝒏𝒏𝒊𝒊𝒊𝒊𝒊𝒊𝒊𝒊𝒊𝒊𝒊𝒊𝒊𝒊𝒊𝒊 Donde: 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝒏𝒏𝒏𝒏;𝒕𝒕𝒕𝒕 es el Cargo Unitario de Transmisión mensual correspondiente al uso del Sistema de Transmisión para el nivel de tensión 𝑛𝑛𝑛𝑛, en dólares/kW-mes, en el año 𝑡𝑡𝑡𝑡. 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑪𝑪𝑪𝑪𝒏𝒏𝒏𝒏;𝒕𝒕𝒕𝒕 es el 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑪𝑪𝑪𝑪 para el Sistema de Transmisión para el nivel de tensión 𝑛𝑛𝑛𝑛, en dólares, en el año 𝑡𝑡𝑡𝑡. 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑪𝑪𝑪𝑪𝒏𝒏𝒏𝒏;𝒕𝒕𝒕𝒕 es el 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑪𝑪𝑪𝑪 previsto para el Ciclo Tarifario para instalaciones de líneas para el nivel de tensión 𝑛𝑛𝑛𝑛, considerando los 𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼 reales de los 12 meses previos, en dólares, en el año 𝑡𝑡𝑡𝑡. 𝑷𝑷𝑷𝑷𝒊𝒊𝒊𝒊,𝒕𝒕𝒕𝒕 es la suma de las demandas máximas mensuales en el bloque horario punta previstas para los Agentes del Mercado conectados al nivel de tensión 𝑛𝑛𝑛𝑛, en los distintos puntos de retiro donde 𝑖𝑖𝑖𝑖 = 𝑛𝑛𝑛𝑛𝑖𝑖𝑖𝑖𝑛𝑛𝑛𝑛𝑛𝑛𝑛𝑛𝑛𝑛𝑛𝑛 𝑑𝑑𝑑𝑑𝑛𝑛𝑛𝑛 𝑡𝑡𝑡𝑡𝑛𝑛𝑛𝑛𝑛𝑛𝑛𝑛𝑡𝑡𝑡𝑡𝑖𝑖𝑖𝑖ó𝑛𝑛𝑛𝑛 𝑖𝑖𝑖𝑖𝑛𝑛𝑛𝑛𝑖𝑖𝑖𝑖𝑛𝑛𝑛𝑛𝑖𝑖𝑖𝑖𝑖𝑖𝑖𝑖𝑖𝑖𝑖𝑖𝑖𝑖𝑖𝑖 𝑑𝑑𝑑𝑑𝑛𝑛𝑛𝑛𝑛𝑛𝑛𝑛 𝑆𝑆𝑆𝑆𝑆𝑆𝑆𝑆𝐼𝐼𝐼𝐼 hasta el nivel 𝑛𝑛𝑛𝑛, en kW, en el año 𝑡𝑡𝑡𝑡. Dentro de esta suma se debe descontar la potencia de carga en horario punta de los SAE de transmisión conectados en los distintos niveles de tensión del SPT. 𝑫𝑫𝑫𝑫𝑰𝑰𝑰𝑰𝑫𝑫𝑫𝑫𝑪𝑪𝑪𝑪𝑫𝑫𝑫𝑫𝑪𝑪𝑪𝑪𝒏𝒏𝒏𝒏;𝒕𝒕𝒕𝒕−𝟏𝟏𝟏𝟏 es la diferencia entre el ingreso previsto y la facturación para la instalación de transmisión en el nivel de tensión 𝑛𝑛𝑛𝑛, observada en el año 𝑡𝑡𝑡𝑡 − 1, en dólares, de acuerdo con lo informado por el ODS. Esta diferencia incluye los ingresos derivados de servicios de transmisión en conectados directamente a ese nivel de tensión, así como aquellos agentes conectados a los niveles inferiores que hacen uso de ese nivel de tensión. Para el cómputo de las demandas máximas se tomará el último período anterior disponible de doce meses. La CREE ajustará las demandas en forma anual con base en la información suministrada por el ODS. La actualización de los cargos unitarios mensuales se calcula a fines de diciembre de cada año, en función de los IR e IVT anuales. Los cargos unitarios se calcularán por nivel de tensión (𝑛𝑛𝑛𝑛) de acuerdo con la siguiente fórmula: 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝒏𝒏𝒏𝒏;𝒕𝒕𝒕𝒕 = 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑪𝑪𝑪𝑪𝒏𝒏𝒏𝒏;𝒕𝒕𝒕𝒕 − 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑪𝑪𝑪𝑪𝒏𝒏𝒏𝒏;𝒕𝒕𝒕𝒕 + 𝑫𝑫𝑫𝑫𝑰𝑰𝑰𝑰𝑫𝑫𝑫𝑫𝑪𝑪𝑪𝑪𝑫𝑫𝑫𝑫𝑪𝑪𝑪𝑪𝒏𝒏𝒏𝒏;𝒕𝒕𝒕𝒕−𝟏𝟏𝟏𝟏 ∑ 𝑷𝑷𝑷𝑷𝒊𝒊𝒊𝒊;𝒕𝒕𝒕𝒕 𝒏𝒏𝒏𝒏 𝒊𝒊𝒊𝒊=𝒏𝒏𝒏𝒏𝒊𝒊𝒊𝒊𝒏𝒏𝒏𝒏𝒏𝒏𝒏𝒏𝒏𝒏𝒏𝒏 𝒊𝒊𝒊𝒊𝒏𝒏𝒏𝒏𝒊𝒊𝒊𝒊𝒏𝒏𝒏𝒏𝒊𝒊𝒊𝒊𝒊𝒊𝒊𝒊𝒊𝒊𝒊𝒊𝒊𝒊𝒊𝒊 Donde: 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝒏𝒏𝒏𝒏;𝒕𝒕𝒕𝒕 es el Cargo Unitario de Transmisión mensual correspondiente al uso del Sistema de Transmisión para el nivel de tensión 𝑛𝑛𝑛𝑛, en dólares/kW-mes, en el año 𝑡𝑡𝑡𝑡. 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑪𝑪𝑪𝑪𝒏𝒏𝒏𝒏;𝒕𝒕𝒕𝒕 es el 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑪𝑪𝑪𝑪 para el Sistema de Transmisión para el nivel de tensión 𝑛𝑛𝑛𝑛, en dólares, en el año 𝑡𝑡𝑡𝑡. 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑪𝑪𝑪𝑪𝒏𝒏𝒏𝒏;𝒕𝒕𝒕𝒕 es el 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑪𝑪𝑪𝑪 previsto para el Ciclo Tarifario para instalaciones de líneas para el nivel de tensión 𝑛𝑛𝑛𝑛, considerando los 𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼 reales de los 12 meses previos, en dólares, en el año 𝑡𝑡𝑡𝑡. 𝑷𝑷𝑷𝑷𝒊𝒊𝒊𝒊,𝒕𝒕𝒕𝒕 es la suma de las demandas máximas mensuales en el bloque horario punta previstas para los Agentes del Mercado conectados al nivel de tensión 𝑛𝑛𝑛𝑛, en los distintos puntos de retiro donde 𝑖𝑖𝑖𝑖 = 𝑛𝑛𝑛𝑛𝑖𝑖𝑖𝑖𝑛𝑛𝑛𝑛𝑛𝑛𝑛𝑛𝑛𝑛𝑛𝑛 𝑑𝑑𝑑𝑑𝑛𝑛𝑛𝑛 𝑡𝑡𝑡𝑡𝑛𝑛𝑛𝑛𝑛𝑛𝑛𝑛𝑡𝑡𝑡𝑡𝑖𝑖𝑖𝑖ó𝑛𝑛𝑛𝑛 𝑖𝑖𝑖𝑖𝑛𝑛𝑛𝑛𝑖𝑖𝑖𝑖𝑛𝑛𝑛𝑛𝑖𝑖𝑖𝑖𝑖𝑖𝑖𝑖𝑖𝑖𝑖𝑖𝑖𝑖𝑖𝑖 𝑑𝑑𝑑𝑑𝑛𝑛𝑛𝑛𝑛𝑛𝑛𝑛 𝑆𝑆𝑆𝑆𝑆𝑆𝑆𝑆𝐼𝐼𝐼𝐼 hasta el nivel 𝑛𝑛𝑛𝑛, en kW, en el año 𝑡𝑡𝑡𝑡. Dentro de esta suma se debe descontar la potencia de carga en horario punta de los SAE de transmisión conectados en los distintos niveles de tensión del SPT. conectados directamente a ese nivel de tensión, así como aquellos agentes conectados a los niveles inferiores que hacen uso de ese nivel de tensión. Para el cómputo de las demandas máximas se tomará el último período anterior disponible de doce meses. La CREE ajustará las demandas en forma anual con base en la información suministrada por el ODS. La actualización de los cargos unitarios mensuales se calcula a fines de diciembre de cada año, en función de los IR e IVT anuales. Los cargos unitarios se calcularán por nivel de tensión (𝑛𝑛𝑛𝑛) de acuerdo con la siguiente fórmula: 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝒏𝒏𝒏𝒏;𝒕𝒕𝒕𝒕 = 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑪𝑪𝑪𝑪𝒏𝒏𝒏𝒏;𝒕𝒕𝒕𝒕 − 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑪𝑪𝑪𝑪𝒏𝒏𝒏𝒏;𝒕𝒕𝒕𝒕 + 𝑫𝑫𝑫𝑫𝑰𝑰𝑰𝑰𝑫𝑫𝑫𝑫𝑪𝑪𝑪𝑪𝑫𝑫𝑫𝑫𝑪𝑪𝑪𝑪𝒏𝒏𝒏𝒏;𝒕𝒕𝒕𝒕−𝟏𝟏𝟏𝟏 ∑ 𝑷𝑷𝑷𝑷𝒊𝒊𝒊𝒊;𝒕𝒕𝒕𝒕 𝒏𝒏𝒏𝒏 𝒊𝒊𝒊𝒊=𝒏𝒏𝒏𝒏𝒊𝒊𝒊𝒊𝒏𝒏𝒏𝒏𝒏𝒏𝒏𝒏𝒏𝒏𝒏𝒏 𝒊𝒊𝒊𝒊𝒏𝒏𝒏𝒏𝒊𝒊𝒊𝒊𝒏𝒏𝒏𝒏𝒊𝒊𝒊𝒊𝒊𝒊𝒊𝒊𝒊𝒊𝒊𝒊𝒊𝒊𝒊𝒊 Donde: 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝒏𝒏𝒏𝒏;𝒕𝒕𝒕𝒕 es el Cargo Unitario de Transmisión mensual correspondiente al uso del Sistema de Transmisión para el nivel de tensión 𝑛𝑛𝑛𝑛, en dólares/kW-mes, en el año 𝑡𝑡𝑡𝑡. 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑪𝑪𝑪𝑪𝒏𝒏𝒏𝒏;𝒕𝒕𝒕𝒕 es el 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑪𝑪𝑪𝑪 para el Sistema de Transmisión para el nivel de tensión 𝑛𝑛𝑛𝑛, en dólares, en el año 𝑡𝑡𝑡𝑡. 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑪𝑪𝑪𝑪𝒏𝒏𝒏𝒏;𝒕𝒕𝒕𝒕 es el 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑪𝑪𝑪𝑪 previsto para el Ciclo Tarifario para instalaciones de líneas para el nivel de tensión 𝑛𝑛𝑛𝑛, considerando los 𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼 reales de los 12 meses previos, en dólares, en el año 𝑡𝑡𝑡𝑡. 𝑷𝑷𝑷𝑷𝒊𝒊𝒊𝒊,𝒕𝒕𝒕𝒕 es la suma de las demandas máximas mensuales en el bloque horario punta previstas para los Agentes del Mercado conectados al nivel de tensión 𝑛𝑛𝑛𝑛, en los distintos puntos de retiro donde 𝑖𝑖𝑖𝑖 = 𝑛𝑛𝑛𝑛𝑖𝑖𝑖𝑖𝑛𝑛𝑛𝑛𝑛𝑛𝑛𝑛𝑛𝑛𝑛𝑛 𝑑𝑑𝑑𝑑𝑛𝑛𝑛𝑛 𝑡𝑡𝑡𝑡𝑛𝑛𝑛𝑛𝑛𝑛𝑛𝑛𝑡𝑡𝑡𝑡𝑖𝑖𝑖𝑖ó𝑛𝑛𝑛𝑛 𝑖𝑖𝑖𝑖𝑛𝑛𝑛𝑛𝑖𝑖𝑖𝑖𝑛𝑛𝑛𝑛𝑖𝑖𝑖𝑖𝑖𝑖𝑖𝑖𝑖𝑖𝑖𝑖𝑖𝑖𝑖𝑖 𝑑𝑑𝑑𝑑𝑛𝑛𝑛𝑛𝑛𝑛𝑛𝑛 𝑆𝑆𝑆𝑆𝑆𝑆𝑆𝑆𝐼𝐼𝐼𝐼 hasta el nivel 𝑛𝑛𝑛𝑛, en kW, en el año 𝑡𝑡𝑡𝑡. Dentro de esta suma se debe descontar la potencia de carga en horario punta de los SAE de transmisión conectados en los distintos niveles de tensión del SPT. ACUERDO CREE-70-2025 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝒏𝒏𝒏𝒏;𝒕𝒕𝒕𝒕 = 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑪𝑪𝑪𝑪𝒏𝒏𝒏𝒏;𝒕𝒕𝒕𝒕 − 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑪𝑪𝑪𝑪𝒏𝒏𝒏𝒏;𝒕𝒕𝒕𝒕 + 𝑫𝑫𝑫𝑫𝑰𝑰𝑰𝑰𝑫𝑫𝑫𝑫𝑪𝑪𝑪𝑪𝑫𝑫𝑫𝑫𝑪𝑪𝑪𝑪𝒏𝒏𝒏𝒏;𝒕𝒕𝒕𝒕−𝟏𝟏𝟏𝟏 ∑ 𝑷𝑷𝑷𝑷𝒊𝒊𝒊𝒊;𝒕𝒕𝒕𝒕 𝒏𝒏𝒏𝒏 𝒊𝒊𝒊𝒊=𝒏𝒏𝒏𝒏𝒊𝒊𝒊𝒊𝒏𝒏𝒏𝒏𝒏𝒏𝒏𝒏𝒏𝒏𝒏𝒏 𝒊𝒊𝒊𝒊𝒏𝒏𝒏𝒏𝒊𝒊𝒊𝒊𝒏𝒏𝒏𝒏𝒊𝒊𝒊𝒊𝒊𝒊𝒊𝒊𝒊𝒊𝒊𝒊𝒊𝒊𝒊𝒊 Donde: 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝒏𝒏𝒏𝒏;𝒕𝒕𝒕𝒕 es el Cargo Unitario de Transmisión mensual correspondiente Transmisión para el nivel de tensión 𝑛𝑛𝑛𝑛, en dólares/kW-mes, en el año 𝑡𝑡𝑡𝑡. 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑪𝑪𝑪𝑪𝒏𝒏𝒏𝒏;𝒕𝒕𝒕𝒕 es el 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑪𝑪𝑪𝑪 para el Sistema de Transmisión para el nivel de tensión 𝑛𝑛𝑛𝑛 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑪𝑪𝑪𝑪𝒏𝒏𝒏𝒏;𝒕𝒕𝒕𝒕 es el 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑪𝑪𝑪𝑪 previsto para el Ciclo Tarifario para instalaciones de línea 𝑛𝑛𝑛𝑛, considerando los 𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼 reales de los 12 meses previos, en dólares, en el a 𝑷𝑷𝑷𝑷𝒊𝒊𝒊𝒊,𝒕𝒕𝒕𝒕 es la suma de las demandas máximas mensuales en el bloque horario Agentes del Mercado conectados al nivel de tensión 𝑛𝑛𝑛𝑛, en los distintos pu 𝑛𝑛𝑛𝑛𝑖𝑖𝑖𝑖𝑛𝑛𝑛𝑛𝑛𝑛𝑛𝑛𝑛𝑛𝑛𝑛 𝑑𝑑𝑑𝑑𝑛𝑛𝑛𝑛 𝑡𝑡𝑡𝑡𝑛𝑛𝑛𝑛𝑛𝑛𝑛𝑛𝑡𝑡𝑡𝑡𝑖𝑖𝑖𝑖ó𝑛𝑛𝑛𝑛 𝑖𝑖𝑖𝑖𝑛𝑛𝑛𝑛𝑖𝑖𝑖𝑖𝑛𝑛𝑛𝑛𝑖𝑖𝑖𝑖𝑖𝑖𝑖𝑖𝑖𝑖𝑖𝑖𝑖𝑖𝑖𝑖 𝑑𝑑𝑑𝑑𝑛𝑛𝑛𝑛𝑛𝑛𝑛𝑛 𝑆𝑆𝑆𝑆𝑆𝑆𝑆𝑆𝐼𝐼𝐼𝐼 hasta el nivel 𝑛𝑛𝑛𝑛, en kW, en el año 𝑡𝑡𝑡𝑡. debe descontar la potencia de carga en horario punta de los SAE de transm distintos niveles de tensión del SPT. 𝑫𝑫𝑫𝑫𝑰𝑰𝑰𝑰𝑫𝑫𝑫𝑫𝑪𝑪𝑪𝑪𝑫𝑫𝑫𝑫𝑪𝑪𝑪𝑪𝒏𝒏𝒏𝒏;𝒕𝒕𝒕𝒕−𝟏𝟏𝟏𝟏 es la diferencia entre el ingreso previsto y la facturació transmisión en el nivel de tensión 𝑛𝑛𝑛𝑛, observada en el año 𝑡𝑡𝑡𝑡 − 1, en dól informado por el ODS. Esta diferencia incluye los ingresos derivados de se el MER. En el primer año de aplicación del Reglamento de Tarifas, este valo

Cargos por Peajes de Transmisión. La responsabilidad de los Agentes del MEN en los costos del sistema princ es función de los niveles de tensión que se usan. Para el Cálculo Tarifario, los peajes de transmisión para líneas de Tensión acuerdo con la siguiente fórmula: 𝑷𝑷𝑷𝑷𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐 = 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐 Donde: 𝑷𝑷𝑷𝑷𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐 es el peaje unitario de Transmisión mensual correspondiente Transmisión en 230 kV, en dólares/kW-mes. ACUERDO CREE-70-2025 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝒏𝒏𝒏𝒏;𝒕𝒕𝒕𝒕 = 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑪𝑪𝑪𝑪𝒏𝒏𝒏𝒏;𝒕𝒕𝒕𝒕 − 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑪𝑪𝑪𝑪𝒏𝒏𝒏𝒏;𝒕𝒕𝒕𝒕 + 𝑫𝑫𝑫𝑫𝑰𝑰𝑰𝑰𝑫𝑫𝑫𝑫𝑪𝑪𝑪𝑪𝑫𝑫𝑫𝑫𝑪𝑪𝑪𝑪𝒏𝒏𝒏𝒏;𝒕𝒕𝒕𝒕−𝟏𝟏𝟏𝟏 ∑ 𝑷𝑷𝑷𝑷𝒊𝒊𝒊𝒊;𝒕𝒕𝒕𝒕 𝒏𝒏𝒏𝒏 𝒊𝒊𝒊𝒊=𝒏𝒏𝒏𝒏𝒊𝒊𝒊𝒊𝒏𝒏𝒏𝒏𝒏𝒏𝒏𝒏𝒏𝒏𝒏𝒏 𝒊𝒊𝒊𝒊𝒏𝒏𝒏𝒏𝒊𝒊𝒊𝒊𝒏𝒏𝒏𝒏𝒊𝒊𝒊𝒊𝒊𝒊𝒊𝒊𝒊𝒊𝒊𝒊𝒊𝒊𝒊𝒊 Donde: 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝒏𝒏𝒏𝒏;𝒕𝒕𝒕𝒕 es el Cargo Unitario de Transmisión mensual correspondiente a Transmisión para el nivel de tensión 𝑛𝑛𝑛𝑛, en dólares/kW-mes, en el año 𝑡𝑡𝑡𝑡. 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑪𝑪𝑪𝑪𝒏𝒏𝒏𝒏;𝒕𝒕𝒕𝒕 es el 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑪𝑪𝑪𝑪 para el Sistema de Transmisión para el nivel de tensión 𝑛𝑛𝑛𝑛, e 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑪𝑪𝑪𝑪𝒏𝒏𝒏𝒏;𝒕𝒕𝒕𝒕 es el 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑪𝑪𝑪𝑪 previsto para el Ciclo Tarifario para instalaciones de líneas p 𝑛𝑛𝑛𝑛, considerando los 𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼 reales de los 12 meses previos, en dólares, en el año 𝑷𝑷𝑷𝑷𝒊𝒊𝒊𝒊,𝒕𝒕𝒕𝒕 es la suma de las demandas máximas mensuales en el bloque horario pu Agentes del Mercado conectados al nivel de tensión 𝑛𝑛𝑛𝑛, en los distintos punto 𝑛𝑛𝑛𝑛𝑖𝑖𝑖𝑖𝑛𝑛𝑛𝑛𝑛𝑛𝑛𝑛𝑛𝑛𝑛𝑛 𝑑𝑑𝑑𝑑𝑛𝑛𝑛𝑛 𝑡𝑡𝑡𝑡𝑛𝑛𝑛𝑛𝑛𝑛𝑛𝑛𝑡𝑡𝑡𝑡𝑖𝑖𝑖𝑖ó𝑛𝑛𝑛𝑛 𝑖𝑖𝑖𝑖𝑛𝑛𝑛𝑛𝑖𝑖𝑖𝑖𝑛𝑛𝑛𝑛𝑖𝑖𝑖𝑖𝑖𝑖𝑖𝑖𝑖𝑖𝑖𝑖𝑖𝑖𝑖𝑖 𝑑𝑑𝑑𝑑𝑛𝑛𝑛𝑛𝑛𝑛𝑛𝑛 𝑆𝑆𝑆𝑆𝑆𝑆𝑆𝑆𝐼𝐼𝐼𝐼 hasta el nivel 𝑛𝑛𝑛𝑛, en kW, en el año 𝑡𝑡𝑡𝑡. De debe descontar la potencia de carga en horario punta de los SAE de transmis distintos niveles de tensión del SPT. 𝑫𝑫𝑫𝑫𝑰𝑰𝑰𝑰𝑫𝑫𝑫𝑫𝑪𝑪𝑪𝑪𝑫𝑫𝑫𝑫𝑪𝑪𝑪𝑪𝒏𝒏𝒏𝒏;𝒕𝒕𝒕𝒕−𝟏𝟏𝟏𝟏 es la diferencia entre el ingreso previsto y la facturación p transmisión en el nivel de tensión 𝑛𝑛𝑛𝑛, observada en el año 𝑡𝑡𝑡𝑡 − 1, en dólare informado por el ODS. Esta diferencia incluye los ingresos derivados de servic el MER. En el primer año de aplicación del Reglamento de Tarifas, este valor e

Cargos por Peajes de Transmisión. La responsabilidad de los Agentes del MEN en los costos del sistema principa es función de los niveles de tensión que se usan. Para el Cálculo Tarifario, los peajes de transmisión para líneas de Tensión de acuerdo con la siguiente fórmula: 𝑷𝑷𝑷𝑷𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐 = 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐 Donde: 𝑷𝑷𝑷𝑷𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐 es el peaje unitario de Transmisión mensual correspondiente a Transmisión en 230 kV, en dólares/kW-mes. ACUERDO CREE-70-2025 La actualización de los cargos unitarios mensuales se calcula a fines de diciem función de los IR e IVT anuales. Los cargos unitarios se calcularán por nivel de tensión (𝑛𝑛𝑛𝑛) de acuerdo con la s 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝒏𝒏𝒏𝒏;𝒕𝒕𝒕𝒕 = 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑪𝑪𝑪𝑪𝒏𝒏𝒏𝒏;𝒕𝒕𝒕𝒕 − 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑪𝑪𝑪𝑪𝒏𝒏𝒏𝒏;𝒕𝒕𝒕𝒕 + 𝑫𝑫𝑫𝑫𝑰𝑰𝑰𝑰𝑫𝑫𝑫𝑫𝑪𝑪𝑪𝑪𝑫𝑫𝑫𝑫𝑪𝑪𝑪𝑪𝒏𝒏𝒏𝒏;𝒕𝒕𝒕𝒕−𝟏𝟏𝟏𝟏 ∑ 𝑷𝑷𝑷𝑷𝒊𝒊𝒊𝒊;𝒕𝒕𝒕𝒕 𝒏𝒏𝒏𝒏 𝒊𝒊𝒊𝒊=𝒏𝒏𝒏𝒏𝒊𝒊𝒊𝒊𝒏𝒏𝒏𝒏𝒏𝒏𝒏𝒏𝒏𝒏𝒏𝒏 𝒊𝒊𝒊𝒊𝒏𝒏𝒏𝒏𝒊𝒊𝒊𝒊𝒏𝒏𝒏𝒏𝒊𝒊𝒊𝒊𝒊𝒊𝒊𝒊𝒊𝒊𝒊𝒊𝒊𝒊𝒊𝒊 Donde: 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝒏𝒏𝒏𝒏;𝒕𝒕𝒕𝒕 es el Cargo Unitario de Transmisión mensual correspondiente a Transmisión para el nivel de tensión 𝑛𝑛𝑛𝑛, en dólares/kW-mes, en el año 𝑡𝑡𝑡𝑡. 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑪𝑪𝑪𝑪𝒏𝒏𝒏𝒏;𝒕𝒕𝒕𝒕 es el 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑪𝑪𝑪𝑪 para el Sistema de Transmisión para el nivel de tensión 𝑛𝑛𝑛𝑛, e 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑪𝑪𝑪𝑪𝒏𝒏𝒏𝒏;𝒕𝒕𝒕𝒕 es el 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑪𝑪𝑪𝑪 previsto para el Ciclo Tarifario para instalaciones de líneas p 𝑛𝑛𝑛𝑛, considerando los 𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼 reales de los 12 meses previos, en dólares, en el año 𝑷𝑷𝑷𝑷𝒊𝒊𝒊𝒊,𝒕𝒕𝒕𝒕 es la suma de las demandas máximas mensuales en el bloque horario pu Agentes del Mercado conectados al nivel de tensión 𝑛𝑛𝑛𝑛, en los distintos punt 𝑛𝑛𝑛𝑛𝑖𝑖𝑖𝑖𝑛𝑛𝑛𝑛𝑛𝑛𝑛𝑛𝑛𝑛𝑛𝑛 𝑑𝑑𝑑𝑑𝑛𝑛𝑛𝑛 𝑡𝑡𝑡𝑡𝑛𝑛𝑛𝑛𝑛𝑛𝑛𝑛𝑡𝑡𝑡𝑡𝑖𝑖𝑖𝑖ó𝑛𝑛𝑛𝑛 𝑖𝑖𝑖𝑖𝑛𝑛𝑛𝑛𝑖𝑖𝑖𝑖𝑛𝑛𝑛𝑛𝑖𝑖𝑖𝑖𝑖𝑖𝑖𝑖𝑖𝑖𝑖𝑖𝑖𝑖𝑖𝑖 𝑑𝑑𝑑𝑑𝑛𝑛𝑛𝑛𝑛𝑛𝑛𝑛 𝑆𝑆𝑆𝑆𝑆𝑆𝑆𝑆𝐼𝐼𝐼𝐼 hasta el nivel 𝑛𝑛𝑛𝑛, en kW, en el año 𝑡𝑡𝑡𝑡. De debe descontar la potencia de carga en horario punta de los SAE de transmis distintos niveles de tensión del SPT. 𝑫𝑫𝑫𝑫𝑰𝑰𝑰𝑰𝑫𝑫𝑫𝑫𝑪𝑪𝑪𝑪𝑫𝑫𝑫𝑫𝑪𝑪𝑪𝑪𝒏𝒏𝒏𝒏;𝒕𝒕𝒕𝒕−𝟏𝟏𝟏𝟏 es la diferencia entre el ingreso previsto y la facturación transmisión en el nivel de tensión 𝑛𝑛𝑛𝑛, observada en el año 𝑡𝑡𝑡𝑡 − 1, en dólar informado por el ODS. Esta diferencia incluye los ingresos derivados de servi el MER. En el primer año de aplicación del Reglamento de Tarifas, este valor

Cargos por Peajes de Transmisión. La responsabilidad de los Agentes del MEN en los costos del sistema principa es función de los niveles de tensión que se usan. Para el Cálculo Tarifario, los peajes de transmisión para líneas de Tensión de acuerdo con la siguiente fórmula: 𝑷𝑷𝑷𝑷𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐 = 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐 Donde: 𝑷𝑷𝑷𝑷𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐 es el peaje unitario de Transmisión mensual correspondiente a Transmisión en 230 kV, en dólares/kW-mes. ACUERDO CREE-70-2025 conectados directamente a ese nivel de tensión, así como aquellos agentes co inferiores que hacen uso de ese nivel de tensión. Para el cómputo de las demandas máximas se tomará el último período anter meses. La CREE ajustará las demandas en forma anual con base en la informa el ODS. La actualización de los cargos unitarios mensuales se calcula a fines de diciem función de los IR e IVT anuales. Los cargos unitarios se calcularán por nivel de tensión (𝑛𝑛𝑛𝑛) de acuerdo con la s 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝒏𝒏𝒏𝒏;𝒕𝒕𝒕𝒕 = 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑪𝑪𝑪𝑪𝒏𝒏𝒏𝒏;𝒕𝒕𝒕𝒕 − 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑪𝑪𝑪𝑪𝒏𝒏𝒏𝒏;𝒕𝒕𝒕𝒕 + 𝑫𝑫𝑫𝑫𝑰𝑰𝑰𝑰𝑫𝑫𝑫𝑫𝑪𝑪𝑪𝑪𝑫𝑫𝑫𝑫𝑪𝑪𝑪𝑪𝒏𝒏𝒏𝒏;𝒕𝒕𝒕𝒕−𝟏𝟏𝟏𝟏 ∑ 𝑷𝑷𝑷𝑷𝒊𝒊𝒊𝒊;𝒕𝒕𝒕𝒕 𝒏𝒏𝒏𝒏 𝒊𝒊𝒊𝒊=𝒏𝒏𝒏𝒏𝒊𝒊𝒊𝒊𝒏𝒏𝒏𝒏𝒏𝒏𝒏𝒏𝒏𝒏𝒏𝒏 𝒊𝒊𝒊𝒊𝒏𝒏𝒏𝒏𝒊𝒊𝒊𝒊𝒏𝒏𝒏𝒏𝒊𝒊𝒊𝒊𝒊𝒊𝒊𝒊𝒊𝒊𝒊𝒊𝒊𝒊𝒊𝒊 Donde: 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝒏𝒏𝒏𝒏;𝒕𝒕𝒕𝒕 es el Cargo Unitario de Transmisión mensual correspondiente a Transmisión para el nivel de tensión 𝑛𝑛𝑛𝑛, en dólares/kW-mes, en el año 𝑡𝑡𝑡𝑡. 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑪𝑪𝑪𝑪𝒏𝒏𝒏𝒏;𝒕𝒕𝒕𝒕 es el 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑪𝑪𝑪𝑪 para el Sistema de Transmisión para el nivel de tensión 𝑛𝑛𝑛𝑛, e 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑪𝑪𝑪𝑪𝒏𝒏𝒏𝒏;𝒕𝒕𝒕𝒕 es el 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑪𝑪𝑪𝑪 previsto para el Ciclo Tarifario para instalaciones de líneas p 𝑛𝑛𝑛𝑛, considerando los 𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼 reales de los 12 meses previos, en dólares, en el año 𝑷𝑷𝑷𝑷𝒊𝒊𝒊𝒊,𝒕𝒕𝒕𝒕 es la suma de las demandas máximas mensuales en el bloque horario pu Agentes del Mercado conectados al nivel de tensión 𝑛𝑛𝑛𝑛, en los distintos punt 𝑛𝑛𝑛𝑛𝑖𝑖𝑖𝑖𝑛𝑛𝑛𝑛𝑛𝑛𝑛𝑛𝑛𝑛𝑛𝑛 𝑑𝑑𝑑𝑑𝑛𝑛𝑛𝑛 𝑡𝑡𝑡𝑡𝑛𝑛𝑛𝑛𝑛𝑛𝑛𝑛𝑡𝑡𝑡𝑡𝑖𝑖𝑖𝑖ó𝑛𝑛𝑛𝑛 𝑖𝑖𝑖𝑖𝑛𝑛𝑛𝑛𝑖𝑖𝑖𝑖𝑛𝑛𝑛𝑛𝑖𝑖𝑖𝑖𝑖𝑖𝑖𝑖𝑖𝑖𝑖𝑖𝑖𝑖𝑖𝑖 𝑑𝑑𝑑𝑑𝑛𝑛𝑛𝑛𝑛𝑛𝑛𝑛 𝑆𝑆𝑆𝑆𝑆𝑆𝑆𝑆𝐼𝐼𝐼𝐼 hasta el nivel 𝑛𝑛𝑛𝑛, en kW, en el año 𝑡𝑡𝑡𝑡. De debe descontar la potencia de carga en horario punta de los SAE de transmis distintos niveles de tensión del SPT. 𝑫𝑫𝑫𝑫𝑰𝑰𝑰𝑰𝑫𝑫𝑫𝑫𝑪𝑪𝑪𝑪𝑫𝑫𝑫𝑫𝑪𝑪𝑪𝑪𝒏𝒏𝒏𝒏;𝒕𝒕𝒕𝒕−𝟏𝟏𝟏𝟏 es la diferencia entre el ingreso previsto y la facturación transmisión en el nivel de tensión 𝑛𝑛𝑛𝑛, observada en el año 𝑡𝑡𝑡𝑡 − 1, en dólar informado por el ODS. Esta diferencia incluye los ingresos derivados de servi el MER. En el primer año de aplicación del Reglamento de Tarifas, este valor

Cargos por Peajes de Transmisión. La responsabilidad de los Agentes del MEN en los costos del sistema principa es función de los niveles de tensión que se usan. Para el Cálculo Tarifario, los peajes de transmisión para líneas de Tensión de acuerdo con la siguiente fórmula: 𝑷𝑷𝑷𝑷𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐 = 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐 Donde: 𝑷𝑷𝑷𝑷𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐 es el peaje unitario de Transmisión mensual correspondiente a Transmisión en 230 kV, en dólares/kW-mes. ACUERDO CREE-70-2025 Página 4 | conectados directamente a ese nivel de tensión, así como aquellos agentes conectados a los ni inferiores que hacen uso de ese nivel de tensión. Para el cómputo de las demandas máximas se tomará el último período anterior disponible de meses. La CREE ajustará las demandas en forma anual con base en la información suministrada el ODS. La actualización de los cargos unitarios mensuales se calcula a fines de diciembre de cada año, función de los IR e IVT anuales. Los cargos unitarios se calcularán por nivel de tensión (𝑛𝑛𝑛𝑛) de acuerdo con la siguiente fórmula: 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝒏𝒏𝒏𝒏;𝒕𝒕𝒕𝒕 = 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑪𝑪𝑪𝑪𝒏𝒏𝒏𝒏;𝒕𝒕𝒕𝒕 − 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑪𝑪𝑪𝑪𝒏𝒏𝒏𝒏;𝒕𝒕𝒕𝒕 + 𝑫𝑫𝑫𝑫𝑰𝑰𝑰𝑰𝑫𝑫𝑫𝑫𝑪𝑪𝑪𝑪𝑫𝑫𝑫𝑫𝑪𝑪𝑪𝑪𝒏𝒏𝒏𝒏;𝒕𝒕𝒕𝒕−𝟏𝟏𝟏𝟏 ∑ 𝑷𝑷𝑷𝑷𝒊𝒊𝒊𝒊;𝒕𝒕𝒕𝒕 𝒏𝒏𝒏𝒏 𝒊𝒊𝒊𝒊=𝒏𝒏𝒏𝒏𝒊𝒊𝒊𝒊𝒏𝒏𝒏𝒏𝒏𝒏𝒏𝒏𝒏𝒏𝒏𝒏 𝒊𝒊𝒊𝒊𝒏𝒏𝒏𝒏𝒊𝒊𝒊𝒊𝒏𝒏𝒏𝒏𝒊𝒊𝒊𝒊𝒊𝒊𝒊𝒊𝒊𝒊𝒊𝒊𝒊𝒊𝒊𝒊 Donde: 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝒏𝒏𝒏𝒏;𝒕𝒕𝒕𝒕 es el Cargo Unitario de Transmisión mensual correspondiente al uso del Sistem Transmisión para el nivel de tensión 𝑛𝑛𝑛𝑛, en dólares/kW-mes, en el año 𝑡𝑡𝑡𝑡. 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑪𝑪𝑪𝑪𝒏𝒏𝒏𝒏;𝒕𝒕𝒕𝒕 es el 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑪𝑪𝑪𝑪 para el Sistema de Transmisión para el nivel de tensión 𝑛𝑛𝑛𝑛, en dólares, en el a 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑪𝑪𝑪𝑪𝒏𝒏𝒏𝒏;𝒕𝒕𝒕𝒕 es el 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑪𝑪𝑪𝑪 previsto para el Ciclo Tarifario para instalaciones de líneas para el nivel de ten 𝑛𝑛𝑛𝑛, considerando los 𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼 reales de los 12 meses previos, en dólares, en el año 𝑡𝑡𝑡𝑡. 𝑷𝑷𝑷𝑷𝒊𝒊𝒊𝒊,𝒕𝒕𝒕𝒕 es la suma de las demandas máximas mensuales en el bloque horario punta previstas par Agentes del Mercado conectados al nivel de tensión 𝑛𝑛𝑛𝑛, en los distintos puntos de retiro donde 𝑛𝑛𝑛𝑛𝑖𝑖𝑖𝑖𝑛𝑛𝑛𝑛𝑛𝑛𝑛𝑛𝑛𝑛𝑛𝑛 𝑑𝑑𝑑𝑑𝑛𝑛𝑛𝑛 𝑡𝑡𝑡𝑡𝑛𝑛𝑛𝑛𝑛𝑛𝑛𝑛𝑡𝑡𝑡𝑡𝑖𝑖𝑖𝑖ó𝑛𝑛𝑛𝑛 𝑖𝑖𝑖𝑖𝑛𝑛𝑛𝑛𝑖𝑖𝑖𝑖𝑛𝑛𝑛𝑛𝑖𝑖𝑖𝑖𝑖𝑖𝑖𝑖𝑖𝑖𝑖𝑖𝑖𝑖𝑖𝑖 𝑑𝑑𝑑𝑑𝑛𝑛𝑛𝑛𝑛𝑛𝑛𝑛 𝑆𝑆𝑆𝑆𝑆𝑆𝑆𝑆𝐼𝐼𝐼𝐼 hasta el nivel 𝑛𝑛𝑛𝑛, en kW, en el año 𝑡𝑡𝑡𝑡. Dentro de esta sum debe descontar la potencia de carga en horario punta de los SAE de transmisión conectados e distintos niveles de tensión del SPT. 𝑫𝑫𝑫𝑫𝑰𝑰𝑰𝑰𝑫𝑫𝑫𝑫𝑪𝑪𝑪𝑪𝑫𝑫𝑫𝑫𝑪𝑪𝑪𝑪𝒏𝒏𝒏𝒏;𝒕𝒕𝒕𝒕−𝟏𝟏𝟏𝟏 es la diferencia entre el ingreso previsto y la facturación para la instalació transmisión en el nivel de tensión 𝑛𝑛𝑛𝑛, observada en el año 𝑡𝑡𝑡𝑡 − 1, en dólares, de acuerdo co informado por el ODS. Esta diferencia incluye los ingresos derivados de servicios de transmisió el MER. En el primer año de aplicación del Reglamento de Tarifas, este valor es igual a cero.

Cargos por Peajes de Transmisión. La responsabilidad de los Agentes del MEN en los costos del sistema principal de transmisión es función de los niveles de tensión que se usan. Para el Cálculo Tarifario, los peajes de transmisión para líneas de Tensión de 230 kV se calcula acuerdo con la siguiente fórmula: 𝑷𝑷𝑷𝑷𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐 = 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐 Donde: 𝑷𝑷𝑷𝑷𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐 es el peaje unitario de Transmisión mensual correspondiente al uso del Sistem Transmisión en 230 kV, en dólares/kW-mes. correspondiente al uso del Sistema de Transmisión en 230 kV, en dólares/kW-mes. Los peajes de transmisión para líneas de Tensión de 138 kV se calculan de acuerdo con la siguiente fórmula: Donde: es el peaje unitario de Transmisión mensual correspondiente al uso del Sistema de Transmisión en 138 kV, en dólares/kW-mes. Los peajes de transmisión para líneas de Tensión de 69 kV se calculan de acuerdo con la siguiente fórmula: Donde: es el peaje unitario de Transmisión mensual correspondiente al uso del Sistema de Transmisión en 69 kV, en dólares/kW-mes.

Liquidación Mensual de los Peajes. El ODS liquidará mensualmente a cada Agente los peajes de transmisión aplicando los cargos según su nivel de tensión por su demanda máxima en punta. Estos cargos serán incluidos en el Informe de Transacciones Comerciales y calculados según la formula siguiente: Donde: es el cargo por peaje para el Agente i por punto de retiro, conectado al nivel de tensión n, para el mes m. es el peaje unitario de Transmisión mensual correspondiente al uso del Sistema de Transmisión en el nivel de tensión n. es la demanda Máxima en Punta del Sistema del Agente i por punto de retiro, conectado al nivel de tensión n, para el mes m.

Actualización anual de los Peajes de Transmisión. Anualmente se ajustarán los Peajes de Transmisión, dicho procedimiento implica en primer lugar, la actualización del del Sistema de Transmisión para el nivel de tensión n, en función de un factor de actualización que considera la evolución de:

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  Índice de Precios al Consumo

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  Evolución del tipo de cambio

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  Costo del cobre

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  Costo del aluminio

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  Costos relacionados con Sistemas de Almacenamiento de Energía La actualización del se realizará por medio de la siguiente fórmula: ACUERDO CREE-70-2025 Página 5 | 8 Los peajes de transmisión para líneas de Tensión de 138 kV se calculan de acuerdo con la siguiente fórmula: 𝑷𝑷𝑷𝑷𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝟏𝟏𝟏𝟏𝟐𝟐𝟐𝟐𝟏𝟏𝟏𝟏 = 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐 + 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝟏𝟏𝟏𝟏𝟐𝟐𝟐𝟐𝟏𝟏𝟏𝟏 Donde: 𝑷𝑷𝑷𝑷𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝟏𝟏𝟏𝟏𝟐𝟐𝟐𝟐𝟏𝟏𝟏𝟏 es el peaje unitario de Transmisión mensual correspondiente al uso del Sistema de Transmisión en 138 kV, en dólares/kW-mes. Los peajes de transmisión para líneas de Tensión de 69 kV se calculan de acuerdo con la siguiente fórmula: 𝑷𝑷𝑷𝑷𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝟔𝟔𝟔𝟔𝟔𝟔𝟔𝟔 = 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐 + 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝟏𝟏𝟏𝟏𝟐𝟐𝟐𝟐𝟏𝟏𝟏𝟏 + 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝟔𝟔𝟔𝟔𝟔𝟔𝟔𝟔 Donde: 𝑷𝑷𝑷𝑷𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝟔𝟔𝟔𝟔𝟔𝟔𝟔𝟔 es el peaje unitario de Transmisión mensual correspondiente al uso del Sistema de Transmisión en 69 kV, en dólares/kW-mes.

Liquidación Mensual de los Peajes. El ODS liquidará mensualmente a cada Agente los peajes de transmisión aplicando los cargos según su nivel de tensión por su demanda máxima en punta. Estos cargos serán incluidos en el Informe de Transacciones Comerciales y calculados según la formula siguiente: 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑷𝑷𝑷𝑷𝒊𝒊𝒊𝒊,𝒏𝒏𝒏𝒏,𝒎𝒎𝒎𝒎 = 𝑷𝑷𝑷𝑷𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝒏𝒏𝒏𝒏 × 𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝒊𝒊𝒊𝒊,𝒏𝒏𝒏𝒏,𝒎𝒎𝒎𝒎 Donde: 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑷𝑷𝑷𝑷𝒊𝒊𝒊𝒊,𝒏𝒏𝒏𝒏,𝒎𝒎𝒎𝒎 es el cargo por peaje para el Agente 𝑖𝑖𝑖𝑖 por punto de retiro, conectado al nivel de tensión 𝑛𝑛𝑛𝑛, para el mes 𝑚𝑚𝑚𝑚. 𝑷𝑷𝑷𝑷𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝒏𝒏𝒏𝒏 es el peaje unitario de Transmisión mensual correspondiente al uso del Sistema de Transmisión en el nivel de tensión 𝑛𝑛𝑛𝑛. 𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝒊𝒊𝒊𝒊,𝒏𝒏𝒏𝒏,𝒎𝒎𝒎𝒎 es la demanda Máxima en Punta del Sistema del Agente 𝑖𝑖𝑖𝑖 por punto de retiro, conectado al nivel de tensión 𝑛𝑛𝑛𝑛, para el mes 𝑚𝑚𝑚𝑚.

Actualización anual de los Peajes de Transmisión. Anualmente se ajustarán los Peajes de Transmisión, dicho procedimiento implica en primer lugar, la actualización del 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑪𝑪𝑪𝑪𝒏𝒏𝒏𝒏;𝒕𝒕𝒕𝒕 del Sistema de Transmisión para el nivel de tensión 𝑛𝑛𝑛𝑛, en función de un factor de actualización que considera la evolución de:

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  Índice de Precios al Consumo

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  Costo del cobre REE-70-2025 Página 5 | 8 eajes de transmisión para líneas de Tensión de 138 kV se calculan de acuerdo con la siguiente la: 𝑷𝑷𝑷𝑷𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝟏𝟏𝟏𝟏𝟐𝟐𝟐𝟐𝟏𝟏𝟏𝟏 = 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐 + 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝟏𝟏𝟏𝟏𝟐𝟐𝟐𝟐𝟏𝟏𝟏𝟏 e: 𝟐𝟐𝟐𝟐𝟏𝟏𝟏𝟏 es el peaje unitario de Transmisión mensual correspondiente al uso del Sistema de misión en 138 kV, en dólares/kW-mes. eajes de transmisión para líneas de Tensión de 69 kV se calculan de acuerdo con la siguiente la: 𝑷𝑷𝑷𝑷𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝟔𝟔𝟔𝟔𝟔𝟔𝟔𝟔 = 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐 + 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝟏𝟏𝟏𝟏𝟐𝟐𝟐𝟐𝟏𝟏𝟏𝟏 + 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝟔𝟔𝟔𝟔𝟔𝟔𝟔𝟔 e: 𝟔𝟔𝟔𝟔 es el peaje unitario de Transmisión mensual correspondiente al uso del Sistema de misión en 69 kV, en dólares/kW-mes. ULO 175. Liquidación Mensual de los Peajes. S liquidará mensualmente a cada Agente los peajes de transmisión aplicando los cargos según el de tensión por su demanda máxima en punta. cargos serán incluidos en el Informe de Transacciones Comerciales y calculados según la la siguiente: 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑷𝑷𝑷𝑷𝒊𝒊𝒊𝒊,𝒏𝒏𝒏𝒏,𝒎𝒎𝒎𝒎 = 𝑷𝑷𝑷𝑷𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝒏𝒏𝒏𝒏 × 𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝒊𝒊𝒊𝒊,𝒏𝒏𝒏𝒏,𝒎𝒎𝒎𝒎 e: ,𝒎𝒎𝒎𝒎 es el cargo por peaje para el Agente 𝑖𝑖𝑖𝑖 por punto de retiro, conectado al nivel de tensión 𝑛𝑛𝑛𝑛, el mes 𝑚𝑚𝑚𝑚. es el peaje unitario de Transmisión mensual correspondiente al uso del Sistema de misión en el nivel de tensión 𝑛𝑛𝑛𝑛. 𝑫𝑫𝑫𝑫𝒊𝒊𝒊𝒊,𝒏𝒏𝒏𝒏,𝒎𝒎𝒎𝒎 es la demanda Máxima en Punta del Sistema del Agente 𝑖𝑖𝑖𝑖 por punto de retiro, conectado el de tensión 𝑛𝑛𝑛𝑛, para el mes 𝑚𝑚𝑚𝑚. ULO 176. Actualización anual de los Peajes de Transmisión. lmente se ajustarán los Peajes de Transmisión, dicho procedimiento implica en primer lugar, ualización del 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑪𝑪𝑪𝑪𝒏𝒏𝒏𝒏;𝒕𝒕𝒕𝒕 del Sistema de Transmisión para el nivel de tensión 𝑛𝑛𝑛𝑛, en función de un r de actualización que considera la evolución de: Índice de Precios al Consumo Evolución del tipo de cambio Costo del cobre ACUERDO CREE-70-2025 Página 5 | 8 Los peajes de transmisión para líneas de Tensión de 138 kV se calculan de acuerdo con la siguiente fórmula: 𝑷𝑷𝑷𝑷𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝟏𝟏𝟏𝟏𝟐𝟐𝟐𝟐𝟏𝟏𝟏𝟏 = 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐 + 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝟏𝟏𝟏𝟏𝟐𝟐𝟐𝟐𝟏𝟏𝟏𝟏 Donde: 𝑷𝑷𝑷𝑷𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝟏𝟏𝟏𝟏𝟐𝟐𝟐𝟐𝟏𝟏𝟏𝟏 es el peaje unitario de Transmisión mensual correspondiente al uso del Sistema de Transmisión en 138 kV, en dólares/kW-mes. Los peajes de transmisión para líneas de Tensión de 69 kV se calculan de acuerdo con la siguiente fórmula: 𝑷𝑷𝑷𝑷𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝟔𝟔𝟔𝟔𝟔𝟔𝟔𝟔 = 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐 + 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝟏𝟏𝟏𝟏𝟐𝟐𝟐𝟐𝟏𝟏𝟏𝟏 + 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝟔𝟔𝟔𝟔𝟔𝟔𝟔𝟔 Donde: 𝑷𝑷𝑷𝑷𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝟔𝟔𝟔𝟔𝟔𝟔𝟔𝟔 es el peaje unitario de Transmisión mensual correspondiente al uso del Sistema de Transmisión en 69 kV, en dólares/kW-mes.

Liquidación Mensual de los Peajes. El ODS liquidará mensualmente a cada Agente los peajes de transmisión aplicando los cargos según su nivel de tensión por su demanda máxima en punta. Estos cargos serán incluidos en el Informe de Transacciones Comerciales y calculados según la formula siguiente: 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑷𝑷𝑷𝑷𝒊𝒊𝒊𝒊,𝒏𝒏𝒏𝒏,𝒎𝒎𝒎𝒎 = 𝑷𝑷𝑷𝑷𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝒏𝒏𝒏𝒏 × 𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝒊𝒊𝒊𝒊,𝒏𝒏𝒏𝒏,𝒎𝒎𝒎𝒎 Donde: 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑷𝑷𝑷𝑷𝒊𝒊𝒊𝒊,𝒏𝒏𝒏𝒏,𝒎𝒎𝒎𝒎 es el cargo por peaje para el Agente 𝑖𝑖𝑖𝑖 por punto de retiro, conectado al nivel de tensión 𝑛𝑛𝑛𝑛, para el mes 𝑚𝑚𝑚𝑚. 𝑷𝑷𝑷𝑷𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝒏𝒏𝒏𝒏 es el peaje unitario de Transmisión mensual correspondiente al uso del Sistema de Transmisión en el nivel de tensión 𝑛𝑛𝑛𝑛. 𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝒊𝒊𝒊𝒊,𝒏𝒏𝒏𝒏,𝒎𝒎𝒎𝒎 es la demanda Máxima en Punta del Sistema del Agente 𝑖𝑖𝑖𝑖 por punto de retiro, conectado al nivel de tensión 𝑛𝑛𝑛𝑛, para el mes 𝑚𝑚𝑚𝑚.

Actualización anual de los Peajes de Transmisión. Anualmente se ajustarán los Peajes de Transmisión, dicho procedimiento implica en primer lugar, la actualización del 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑪𝑪𝑪𝑪𝒏𝒏𝒏𝒏;𝒕𝒕𝒕𝒕 del Sistema de Transmisión para el nivel de tensión 𝑛𝑛𝑛𝑛, en función de un factor de actualización que considera la evolución de:

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  Índice de Precios al Consumo

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  Costo del cobre s peajes de transmisión para líneas de Tensión de 138 kV se calculan de acuerdo con la siguiente rmula: 𝑷𝑷𝑷𝑷𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝟏𝟏𝟏𝟏𝟐𝟐𝟐𝟐𝟏𝟏𝟏𝟏 = 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐 + 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝟏𝟏𝟏𝟏𝟐𝟐𝟐𝟐𝟏𝟏𝟏𝟏 onde: 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝟏𝟏𝟏𝟏𝟐𝟐𝟐𝟐𝟏𝟏𝟏𝟏 es el peaje unitario de Transmisión mensual correspondiente al uso del Sistema de ansmisión en 138 kV, en dólares/kW-mes. s peajes de transmisión para líneas de Tensión de 69 kV se calculan de acuerdo con la siguiente rmula: 𝑷𝑷𝑷𝑷𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝟔𝟔𝟔𝟔𝟔𝟔𝟔𝟔 = 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐 + 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝟏𝟏𝟏𝟏𝟐𝟐𝟐𝟐𝟏𝟏𝟏𝟏 + 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝟔𝟔𝟔𝟔𝟔𝟔𝟔𝟔 onde: 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝟔𝟔𝟔𝟔𝟔𝟔𝟔𝟔 es el peaje unitario de Transmisión mensual correspondiente al uso del Sistema de ansmisión en 69 kV, en dólares/kW-mes. RTÍCULO 175. Liquidación Mensual de los Peajes. ODS liquidará mensualmente a cada Agente los peajes de transmisión aplicando los cargos según nivel de tensión por su demanda máxima en punta. tos cargos serán incluidos en el Informe de Transacciones Comerciales y calculados según la rmula siguiente: 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑷𝑷𝑷𝑷𝒊𝒊𝒊𝒊,𝒏𝒏𝒏𝒏,𝒎𝒎𝒎𝒎 = 𝑷𝑷𝑷𝑷𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝒏𝒏𝒏𝒏 × 𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝒊𝒊𝒊𝒊,𝒏𝒏𝒏𝒏,𝒎𝒎𝒎𝒎 onde: 𝑷𝑷𝑷𝑷𝒊𝒊𝒊𝒊,𝒏𝒏𝒏𝒏,𝒎𝒎𝒎𝒎 es el cargo por peaje para el Agente 𝑖𝑖𝑖𝑖 por punto de retiro, conectado al nivel de tensión 𝑛𝑛𝑛𝑛, ara el mes 𝑚𝑚𝑚𝑚. 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝒏𝒏𝒏𝒏 es el peaje unitario de Transmisión mensual correspondiente al uso del Sistema de ansmisión en el nivel de tensión 𝑛𝑛𝑛𝑛. 𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝒊𝒊𝒊𝒊,𝒏𝒏𝒏𝒏,𝒎𝒎𝒎𝒎 es la demanda Máxima en Punta del Sistema del Agente 𝑖𝑖𝑖𝑖 por punto de retiro, conectado nivel de tensión 𝑛𝑛𝑛𝑛, para el mes 𝑚𝑚𝑚𝑚. RTÍCULO 176. Actualización anual de los Peajes de Transmisión. nualmente se ajustarán los Peajes de Transmisión, dicho procedimiento implica en primer lugar, actualización del 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑪𝑪𝑪𝑪𝒏𝒏𝒏𝒏;𝒕𝒕𝒕𝒕 del Sistema de Transmisión para el nivel de tensión 𝑛𝑛𝑛𝑛, en función de un ctor de actualización que considera la evolución de:

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  Evolución del tipo de cambio

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  Costo del cobre Los peajes de transmisión para líneas de Tensión de 138 kV se calculan de acuerdo con la siguiente fórmula: 𝑷𝑷𝑷𝑷𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝟏𝟏𝟏𝟏𝟐𝟐𝟐𝟐𝟏𝟏𝟏𝟏 = 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐 + 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝟏𝟏𝟏𝟏𝟐𝟐𝟐𝟐𝟏𝟏𝟏𝟏 Donde: 𝑷𝑷𝑷𝑷𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝟏𝟏𝟏𝟏𝟐𝟐𝟐𝟐𝟏𝟏𝟏𝟏 es el peaje unitario de Transmisión mensual correspondiente al uso del Sistema de Transmisión en 138 kV, en dólares/kW-mes. Los peajes de transmisión para líneas de Tensión de 69 kV se calculan de acuerdo con la siguiente fórmula: 𝑷𝑷𝑷𝑷𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝟔𝟔𝟔𝟔𝟔𝟔𝟔𝟔 = 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐 + 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝟏𝟏𝟏𝟏𝟐𝟐𝟐𝟐𝟏𝟏𝟏𝟏 + 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝟔𝟔𝟔𝟔𝟔𝟔𝟔𝟔 Donde: 𝑷𝑷𝑷𝑷𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝟔𝟔𝟔𝟔𝟔𝟔𝟔𝟔 es el peaje unitario de Transmisión mensual correspondiente al uso del Sistema de Transmisión en 69 kV, en dólares/kW-mes.

Liquidación Mensual de los Peajes. El ODS liquidará mensualmente a cada Agente los peajes de transmisión aplicando los cargos según su nivel de tensión por su demanda máxima en punta. Estos cargos serán incluidos en el Informe de Transacciones Comerciales y calculados según la formula siguiente: 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑷𝑷𝑷𝑷𝒊𝒊𝒊𝒊,𝒏𝒏𝒏𝒏,𝒎𝒎𝒎𝒎 = 𝑷𝑷𝑷𝑷𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝒏𝒏𝒏𝒏 × 𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝒊𝒊𝒊𝒊,𝒏𝒏𝒏𝒏,𝒎𝒎𝒎𝒎 Donde: 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑷𝑷𝑷𝑷𝒊𝒊𝒊𝒊,𝒏𝒏𝒏𝒏,𝒎𝒎𝒎𝒎 es el cargo por peaje para el Agente 𝑖𝑖𝑖𝑖 por punto de retiro, conectado al nivel de tensión 𝑛𝑛𝑛𝑛, para el mes 𝑚𝑚𝑚𝑚. 𝑷𝑷𝑷𝑷𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝒏𝒏𝒏𝒏 es el peaje unitario de Transmisión mensual correspondiente al uso del Sistema de Transmisión en el nivel de tensión 𝑛𝑛𝑛𝑛. 𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝒊𝒊𝒊𝒊,𝒏𝒏𝒏𝒏,𝒎𝒎𝒎𝒎 es la demanda Máxima en Punta del Sistema del Agente 𝑖𝑖𝑖𝑖 por punto de retiro, conectado al nivel de tensión 𝑛𝑛𝑛𝑛, para el mes 𝑚𝑚𝑚𝑚.

Actualización anual de los Peajes de Transmisión. Anualmente se ajustarán los Peajes de Transmisión, dicho procedimiento implica en primer lugar, la actualización del 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑪𝑪𝑪𝑪𝒏𝒏𝒏𝒏;𝒕𝒕𝒕𝒕 del Sistema de Transmisión para el nivel de tensión 𝑛𝑛𝑛𝑛, en función de un factor de actualización que considera la evolución de: • Índice de Precios al Consumo eajes de transmisión para líneas de Tensión de 138 kV se calculan de acuerdo con la siguiente la: 𝑷𝑷𝑷𝑷𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝟏𝟏𝟏𝟏𝟐𝟐𝟐𝟐𝟏𝟏𝟏𝟏 = 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐 + 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝟏𝟏𝟏𝟏𝟐𝟐𝟐𝟐𝟏𝟏𝟏𝟏 e: 𝟐𝟐𝟐𝟐𝟏𝟏𝟏𝟏 es el peaje unitario de Transmisión mensual correspondiente al uso del Sistema de misión en 138 kV, en dólares/kW-mes. eajes de transmisión para líneas de Tensión de 69 kV se calculan de acuerdo con la siguiente la: 𝑷𝑷𝑷𝑷𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝟔𝟔𝟔𝟔𝟔𝟔𝟔𝟔 = 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐 + 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝟏𝟏𝟏𝟏𝟐𝟐𝟐𝟐𝟏𝟏𝟏𝟏 + 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝟔𝟔𝟔𝟔𝟔𝟔𝟔𝟔 e: 𝟔𝟔𝟔𝟔 es el peaje unitario de Transmisión mensual correspondiente al uso del Sistema de misión en 69 kV, en dólares/kW-mes. ULO 175. Liquidación Mensual de los Peajes. S liquidará mensualmente a cada Agente los peajes de transmisión aplicando los cargos según el de tensión por su demanda máxima en punta. cargos serán incluidos en el Informe de Transacciones Comerciales y calculados según la la siguiente: 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑷𝑷𝑷𝑷𝒊𝒊𝒊𝒊,𝒏𝒏𝒏𝒏,𝒎𝒎𝒎𝒎 = 𝑷𝑷𝑷𝑷𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝒏𝒏𝒏𝒏 × 𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝒊𝒊𝒊𝒊,𝒏𝒏𝒏𝒏,𝒎𝒎𝒎𝒎 e: ,𝒎𝒎𝒎𝒎 es el cargo por peaje para el Agente 𝑖𝑖𝑖𝑖 por punto de retiro, conectado al nivel de tensión 𝑛𝑛𝑛𝑛, el mes 𝑚𝑚𝑚𝑚. es el peaje unitario de Transmisión mensual correspondiente al uso del Sistema de misión en el nivel de tensión 𝑛𝑛𝑛𝑛. ACUERDO CREE-70-2025 𝑷𝑷𝑷𝑷𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝟔𝟔𝟔𝟔𝟔𝟔𝟔𝟔 es el peaje unitario de Transmisión mensual correspondiente al Transmisión en 69 kV, en dólares/kW-mes.

Liquidación Mensual de los Peajes. El ODS liquidará mensualmente a cada Agente los peajes de transmisión aplic su nivel de tensión por su demanda máxima en punta. Estos cargos serán incluidos en el Informe de Transacciones Comerciales formula siguiente: 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑷𝑷𝑷𝑷𝒊𝒊𝒊𝒊,𝒏𝒏𝒏𝒏,𝒎𝒎𝒎𝒎 = 𝑷𝑷𝑷𝑷𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝒏𝒏𝒏𝒏 × 𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝒊𝒊𝒊𝒊,𝒏𝒏𝒏𝒏,𝒎𝒎𝒎𝒎 Donde: 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑷𝑷𝑷𝑷𝒊𝒊𝒊𝒊,𝒏𝒏𝒏𝒏,𝒎𝒎𝒎𝒎 es el cargo por peaje para el Agente 𝑖𝑖𝑖𝑖 por punto de retiro, conectado para el mes 𝑚𝑚𝑚𝑚. 𝑷𝑷𝑷𝑷𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝒏𝒏𝒏𝒏 es el peaje unitario de Transmisión mensual correspondiente al Transmisión en el nivel de tensión 𝑛𝑛𝑛𝑛. 𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝒊𝒊𝒊𝒊,𝒏𝒏𝒏𝒏,𝒎𝒎𝒎𝒎 es la demanda Máxima en Punta del Sistema del Agente 𝑖𝑖𝑖𝑖 por punt al nivel de tensión 𝑛𝑛𝑛𝑛, para el mes 𝑚𝑚𝑚𝑚.

Actualización anual de los Peajes de Transmisión. Anualmente se ajustarán los Peajes de Transmisión, dicho procedimiento im la actualización del 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑪𝑪𝑪𝑪𝒏𝒏𝒏𝒏;𝒕𝒕𝒕𝒕 del Sistema de Transmisión para el nivel de tensió factor de actualización que considera la evolución de:

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  Índice de Precios al Consumo

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  Evolución del tipo de cambio

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  Costo del cobre ACUERDO CREE-70-2025 Donde: 𝑷𝑷𝑷𝑷𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝟔𝟔𝟔𝟔𝟔𝟔𝟔𝟔 es el peaje unitario de Transmisión mensual correspondiente a Transmisión en 69 kV, en dólares/kW-mes.

Liquidación Mensual de los Peajes. El ODS liquidará mensualmente a cada Agente los peajes de transmisión aplic su nivel de tensión por su demanda máxima en punta. Estos cargos serán incluidos en el Informe de Transacciones Comerciales formula siguiente: 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑷𝑷𝑷𝑷𝒊𝒊𝒊𝒊,𝒏𝒏𝒏𝒏,𝒎𝒎𝒎𝒎 = 𝑷𝑷𝑷𝑷𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝒏𝒏𝒏𝒏 × 𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝒊𝒊𝒊𝒊,𝒏𝒏𝒏𝒏,𝒎𝒎𝒎𝒎 Donde: 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑷𝑷𝑷𝑷𝒊𝒊𝒊𝒊,𝒏𝒏𝒏𝒏,𝒎𝒎𝒎𝒎 es el cargo por peaje para el Agente 𝑖𝑖𝑖𝑖 por punto de retiro, conectado para el mes 𝑚𝑚𝑚𝑚. 𝑷𝑷𝑷𝑷𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝒏𝒏𝒏𝒏 es el peaje unitario de Transmisión mensual correspondiente al Transmisión en el nivel de tensión 𝑛𝑛𝑛𝑛. 𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝒊𝒊𝒊𝒊,𝒏𝒏𝒏𝒏,𝒎𝒎𝒎𝒎 es la demanda Máxima en Punta del Sistema del Agente 𝑖𝑖𝑖𝑖 por punt al nivel de tensión 𝑛𝑛𝑛𝑛, para el mes 𝑚𝑚𝑚𝑚.

Actualización anual de los Peajes de Transmisión. Anualmente se ajustarán los Peajes de Transmisión, dicho procedimiento im la actualización del 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑪𝑪𝑪𝑪𝒏𝒏𝒏𝒏;𝒕𝒕𝒕𝒕 del Sistema de Transmisión para el nivel de tensió factor de actualización que considera la evolución de:

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  Índice de Precios al Consumo

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  Evolución del tipo de cambio

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  Costo del cobre ACUERDO CREE-70-2025 Los peajes de transmisión para líneas de Tensión de 69 kV se calculan de acu fórmula: 𝑷𝑷𝑷𝑷𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝟔𝟔𝟔𝟔𝟔𝟔𝟔𝟔 = 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐 + 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝟏𝟏𝟏𝟏𝟐𝟐𝟐𝟐𝟏𝟏𝟏𝟏 + 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝟔𝟔𝟔𝟔𝟔𝟔𝟔𝟔 Donde: 𝑷𝑷𝑷𝑷𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝟔𝟔𝟔𝟔𝟔𝟔𝟔𝟔 es el peaje unitario de Transmisión mensual correspondiente al Transmisión en 69 kV, en dólares/kW-mes.

Liquidación Mensual de los Peajes. El ODS liquidará mensualmente a cada Agente los peajes de transmisión aplic su nivel de tensión por su demanda máxima en punta. Estos cargos serán incluidos en el Informe de Transacciones Comerciales formula siguiente: 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑷𝑷𝑷𝑷𝒊𝒊𝒊𝒊,𝒏𝒏𝒏𝒏,𝒎𝒎𝒎𝒎 = 𝑷𝑷𝑷𝑷𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝒏𝒏𝒏𝒏 × 𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝒊𝒊𝒊𝒊,𝒏𝒏𝒏𝒏,𝒎𝒎𝒎𝒎 Donde: 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑷𝑷𝑷𝑷𝒊𝒊𝒊𝒊,𝒏𝒏𝒏𝒏,𝒎𝒎𝒎𝒎 es el cargo por peaje para el Agente 𝑖𝑖𝑖𝑖 por punto de retiro, conectado para el mes 𝑚𝑚𝑚𝑚. 𝑷𝑷𝑷𝑷𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝒏𝒏𝒏𝒏 es el peaje unitario de Transmisión mensual correspondiente al Transmisión en el nivel de tensión 𝑛𝑛𝑛𝑛. 𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝒊𝒊𝒊𝒊,𝒏𝒏𝒏𝒏,𝒎𝒎𝒎𝒎 es la demanda Máxima en Punta del Sistema del Agente 𝑖𝑖𝑖𝑖 por punt al nivel de tensión 𝑛𝑛𝑛𝑛, para el mes 𝑚𝑚𝑚𝑚.

Actualización anual de los Peajes de Transmisión. Anualmente se ajustarán los Peajes de Transmisión, dicho procedimiento im la actualización del 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑪𝑪𝑪𝑪𝒏𝒏𝒏𝒏;𝒕𝒕𝒕𝒕 del Sistema de Transmisión para el nivel de tensió factor de actualización que considera la evolución de:

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  Índice de Precios al Consumo

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  Evolución del tipo de cambio

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  Costo del cobre

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  Costo del aluminio

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  Costos relacionados con Sistemas de Almacenamiento de Energía La actualización del 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑪𝑪𝑪𝑪n;𝒕𝒕𝒕𝒕 se realizará por medio de la siguiente fórmula: 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑪𝑪𝑪𝑪n;𝒕𝒕𝒕𝒕 × 𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑭𝑭𝑭𝑭𝑪𝑪𝑪𝑪 Donde: 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑪𝑪𝑪𝑪n;𝒕𝒕𝒕𝒕 es el 𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼 para el Sistema de Transmisión para el nivel tensión 𝑛𝑛𝑛𝑛, en dólares, en el año 𝑡𝑡𝑡𝑡 𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑭𝑭𝑭𝑭𝑪𝑪𝑪𝑪 es el Factor de Actualización de UC, el cual se define en el artículo 177 del Reglament Tarifas.

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  Costo del aluminio

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  Costos relacionados con Sistemas de Almacenamiento de Energía La actualización del 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑪𝑪𝑪𝑪n;𝒕𝒕𝒕𝒕 se realizará por medio de la siguiente fórmula: 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑪𝑪𝑪𝑪n;𝒕𝒕𝒕𝒕 × 𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑭𝑭𝑭𝑭𝑪𝑪𝑪𝑪 Donde: 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑪𝑪𝑪𝑪n;𝒕𝒕𝒕𝒕 es el 𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼 para el Sistema de Transmisión para el nivel tensión 𝑛𝑛𝑛𝑛, en dólares, en e 𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑭𝑭𝑭𝑭𝑪𝑪𝑪𝑪 es el Factor de Actualización de UC, el cual se define en el artículo 177 del Regl Tarifas. Posteriormente, se procederá a actualizar el 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪 para el nivel de tensión 𝑛𝑛𝑛𝑛, utilizando Donde: es el IRT para el Sistema de Transmisión para el nivel tensión n, en dólares, en el año t. es el Factor de Actualización de UC, el cual se define en el artículo 177 del Reglamento de Tarifas. Posteriormente, se procederá a actualizar el para el nivel de tensión n, utilizando los valores del actualizados según el procedimiento del artículo 173 del Reglamento de Tarifas. Finalmente, se actualizan los aplicando los actualizados, tal como se establece en el artículo 174 del Reglamento de Tarifas. Los valores de las demandas máximas y la diferencia entre el ingreso previsto y la facturación para cada nivel de tensión se actualizarán anualmente con base en el año anterior. Estas actualizaciones variarán de acuerdo con las condiciones operativas del sistema eléctrico nacional.

Formulación matemática del Factor de Actualización de UC. La formulación matemática de la paramétrica de ajuste del valor de las UC es la siguiente: Donde: Factor de actualización de UC. Coeficiente de participación del costo de los insumos de procedencia nacional en el factor de ajuste del peaje de transmisión. Coeficiente de participación del costo de los insumos de procedencia extranjera en el factor de ajuste del peaje de transmisión. Coeficiente de participación del costo del cobre en el factor de ajuste del peaje de transmisión. Coeficiente de participación del costo del aluminio en el factor de ajuste del peaje de transmisión. Coeficiente de participación del insumo principal de la tecnología de los Sistemas de Almacenamiento de Energía instalada en el factor de ajuste de las Unidades Constructivas. Índice de precios al consumo del período t. Índice de precios al consumo del período base (0). Tipo de cambio del período t. Tipo de cambio del período base (0). Índice de precios del cobre del período t. Índice de precios del cobre del período base (0). ACUERDO CREE-70-2025 n;𝒕𝒕𝒕𝒕 𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑭𝑭𝑭𝑭𝑪𝑪𝑪𝑪 es el Factor de Actualización de UC, el cual se define en el artículo Tarifas. Posteriormente, se procederá a actualizar el 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪 para el nivel de tensión 𝑛𝑛𝑛𝑛 del 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑪𝑪𝑪𝑪 actualizados según el procedimiento del artículo 173 del R Finalmente, se actualizan los 𝑷𝑷𝑷𝑷𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪, aplicando los 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪 actualizados, tal co artículo 174 del Reglamento de Tarifas. Los valores de 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑪𝑪𝑪𝑪, las demandas máximas (𝑷𝑷𝑷𝑷 𝒏𝒏𝒏𝒏) y la diferencia entre e facturación (𝑫𝑫𝑫𝑫𝑰𝑰𝑰𝑰𝑫𝑫𝑫𝑫𝑪𝑪𝑪𝑪𝑫𝑫𝑫𝑫𝑪𝑪𝑪𝑪) para cada nivel de tensión se actualizarán anualme anterior. Estas actualizaciones variarán de acuerdo con las condiciones eléctrico nacional.

Formulación matemática del Factor de Actualización de UC La formulación matemática de la paramétrica de ajuste del valor de las UC e 𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑭𝑭𝑭𝑭𝑪𝑪𝑪𝑪 = 𝝏𝝏𝝏𝝏𝟏𝟏𝟏𝟏 × 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝑪𝑪𝑪𝑪𝒕𝒕𝒕𝒕 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝑪𝑪𝑪𝑪𝟐𝟐𝟐𝟐 + 𝝏𝝏𝝏𝝏 𝟐𝟐𝟐𝟐 × 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪 𝒕𝒕𝒕𝒕 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪 𝟐𝟐𝟐𝟐 + 𝝏𝝏𝝏𝝏 𝟐𝟐𝟐𝟐 × 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝑰𝑰𝑰𝑰𝑪𝑪𝑪𝑪𝒕𝒕𝒕𝒕 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝑰𝑰𝑰𝑰𝑪𝑪𝑪𝑪𝟐𝟐𝟐𝟐 × 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪 𝒕𝒕𝒕𝒕 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪 𝟐𝟐𝟐𝟐 + 𝝏𝝏𝝏𝝏 𝟒𝟒𝟒𝟒 × 𝑰𝑰𝑰𝑰 𝑰𝑰𝑰𝑰 + 𝝏𝝏𝝏𝝏 𝟓𝟓𝟓𝟓 × 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝒕𝒕𝒕𝒕𝒕𝒕𝒕𝒕 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝒕𝒕𝒕𝒕𝟐𝟐𝟐𝟐 × 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪 𝒕𝒕𝒕𝒕 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪 𝟐𝟐𝟐𝟐 Donde: 𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑭𝑭𝑭𝑭𝑪𝑪𝑪𝑪 Factor de actualización de UC. 𝝏𝝏𝝏𝝏 𝟏𝟏𝟏𝟏 Coeficiente de participación del costo de los insumos de procedencia n ajuste del peaje de transmisión. 𝝏𝝏𝝏𝝏 𝟐𝟐𝟐𝟐 Coeficiente de participación del costo de los insumos de procedencia ex ajuste del peaje de transmisión. 𝝏𝝏𝝏𝝏 𝟐𝟐𝟐𝟐 Coeficiente de participación del costo del cobre en el factor de ajuste de 𝝏𝝏𝝏𝝏 𝟒𝟒𝟒𝟒 Coeficiente de participación del costo del aluminio en el factor de ajuste d 𝝏𝝏𝝏𝝏 𝟓𝟓𝟓𝟓 Coeficiente de participación del insumo principal de la tecnología Almacenamiento de Energía instalada en el factor de ajuste de las Unidades ACUERDO CREE-70-2025 Página 6 | 8 • Costo del aluminio • Costos relacionados con Sistemas de Almacenamiento de Energía La actualización del 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑪𝑪𝑪𝑪n;𝒕𝒕𝒕𝒕 se realizará por medio de la siguiente fórmula: 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑪𝑪𝑪𝑪n;𝒕𝒕𝒕𝒕 × 𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑭𝑭𝑭𝑭𝑪𝑪𝑪𝑪 Donde: 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑪𝑪𝑪𝑪n;𝒕𝒕𝒕𝒕 es el 𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼 para el Sistema de Transmisión para el nivel tensión 𝑛𝑛𝑛𝑛, en dólares, en el año 𝑡𝑡𝑡𝑡. 𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑭𝑭𝑭𝑭𝑪𝑪𝑪𝑪 es el Factor de Actualización de UC, el cual se define en el artículo 177 del Reglamento de Tarifas. Posteriormente, se procederá a actualizar el 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪 para el nivel de tensión 𝑛𝑛𝑛𝑛, utilizando los valores del 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑪𝑪𝑪𝑪 actualizados según el procedimiento del artículo 173 del Reglamento de Tarifas. Finalmente, se actualizan los 𝑷𝑷𝑷𝑷𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪, aplicando los 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪 actualizados, tal como se establece en el artículo 174 del Reglamento de Tarifas. Los valores de 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑪𝑪𝑪𝑪, las demandas máximas (𝑷𝑷𝑷𝑷 𝒏𝒏𝒏𝒏) y la diferencia entre el ingreso previsto y la facturación (𝑫𝑫𝑫𝑫𝑰𝑰𝑰𝑰𝑫𝑫𝑫𝑫𝑪𝑪𝑪𝑪𝑫𝑫𝑫𝑫𝑪𝑪𝑪𝑪) para cada nivel de tensión se actualizarán anualmente con base en el año anterior. Estas actualizaciones variarán de acuerdo con las condiciones operativas del sistema eléctrico nacional.

Formulación matemática del Factor de Actualización de UC. La formulación matemática de la paramétrica de ajuste del valor de las UC es la siguiente: 𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑭𝑭𝑭𝑭𝑪𝑪𝑪𝑪 = 𝝏𝝏𝝏𝝏𝟏𝟏𝟏𝟏 × 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝑪𝑪𝑪𝑪𝒕𝒕𝒕𝒕 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝑪𝑪𝑪𝑪𝟐𝟐𝟐𝟐 + 𝝏𝝏𝝏𝝏 𝟐𝟐𝟐𝟐 × 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪 𝒕𝒕𝒕𝒕 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪 𝟐𝟐𝟐𝟐 + 𝝏𝝏𝝏𝝏 𝟐𝟐𝟐𝟐 × 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝑰𝑰𝑰𝑰𝑪𝑪𝑪𝑪𝒕𝒕𝒕𝒕 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝑰𝑰𝑰𝑰𝑪𝑪𝑪𝑪𝟐𝟐𝟐𝟐 × 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪 𝒕𝒕𝒕𝒕 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪 𝟐𝟐𝟐𝟐 + 𝝏𝝏𝝏𝝏 𝟒𝟒𝟒𝟒 × 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝒕𝒕𝒕𝒕 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝟐𝟐𝟐𝟐 × 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪 𝒕𝒕𝒕𝒕 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪 𝟐𝟐𝟐𝟐 + 𝝏𝝏𝝏𝝏 𝟓𝟓𝟓𝟓 × 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝒕𝒕𝒕𝒕𝒕𝒕𝒕𝒕 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝒕𝒕𝒕𝒕𝟐𝟐𝟐𝟐 × 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪 𝒕𝒕𝒕𝒕 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪 𝟐𝟐𝟐𝟐 Donde: 𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑭𝑭𝑭𝑭𝑪𝑪𝑪𝑪 Factor de actualización de UC. 𝝏𝝏𝝏𝝏 𝟏𝟏𝟏𝟏 Coeficiente de participación del costo de los insumos de procedencia nacional en el factor de ajuste del peaje de transmisión. 𝝏𝝏𝝏𝝏 𝟐𝟐𝟐𝟐 Coeficiente de participación del costo de los insumos de procedencia extranjera en el factor de ajuste del peaje de transmisión. 𝝏𝝏𝝏𝝏 𝟐𝟐𝟐𝟐 Coeficiente de participación del costo del cobre en el factor de ajuste del peaje de transmisión. 𝝏𝝏𝝏𝝏 𝟒𝟒𝟒𝟒 Coeficiente de participación del costo del aluminio en el factor de ajuste del peaje de transmisión. 𝝏𝝏𝝏𝝏 𝟓𝟓𝟓𝟓 Coeficiente de participación del insumo principal de la tecnología de los Sistemas de Almacenamiento de Energía instalada en el factor de ajuste de las Unidades Constructivas. ACUERDO CREE-70-2025 Página 6 | 8 • Costo del aluminio • Costos relacionados con Sistemas de Almacenamiento de Energía La actualización del 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑪𝑪𝑪𝑪n;𝒕𝒕𝒕𝒕 se realizará por medio de la siguiente fórmula: 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑪𝑪𝑪𝑪n;𝒕𝒕𝒕𝒕 × 𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑭𝑭𝑭𝑭𝑪𝑪𝑪𝑪 Donde: 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑪𝑪𝑪𝑪n;𝒕𝒕𝒕𝒕 es el 𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼 para el Sistema de Transmisión para el nivel tensión 𝑛𝑛𝑛𝑛, en dólares, en el año 𝑡𝑡𝑡𝑡. 𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑭𝑭𝑭𝑭𝑪𝑪𝑪𝑪 es el Factor de Actualización de UC, el cual se define en el artículo 177 del Reglamento de Tarifas. Posteriormente, se procederá a actualizar el 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪 para el nivel de tensión 𝑛𝑛𝑛𝑛, utilizando los valores del 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑪𝑪𝑪𝑪 actualizados según el procedimiento del artículo 173 del Reglamento de Tarifas. Finalmente, se actualizan los 𝑷𝑷𝑷𝑷𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪, aplicando los 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪 actualizados, tal como se establece en el artículo 174 del Reglamento de Tarifas. Los valores de 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑪𝑪𝑪𝑪, las demandas máximas (𝑷𝑷𝑷𝑷 𝒏𝒏𝒏𝒏) y la diferencia entre el ingreso previsto y la facturación (𝑫𝑫𝑫𝑫𝑰𝑰𝑰𝑰𝑫𝑫𝑫𝑫𝑪𝑪𝑪𝑪𝑫𝑫𝑫𝑫𝑪𝑪𝑪𝑪) para cada nivel de tensión se actualizarán anualmente con base en el año anterior. Estas actualizaciones variarán de acuerdo con las condiciones operativas del sistema eléctrico nacional.

Formulación matemática del Factor de Actualización de UC. La formulación matemática de la paramétrica de ajuste del valor de las UC es la siguiente: 𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑭𝑭𝑭𝑭𝑪𝑪𝑪𝑪 = 𝝏𝝏𝝏𝝏𝟏𝟏𝟏𝟏 × 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝑪𝑪𝑪𝑪𝒕𝒕𝒕𝒕 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝑪𝑪𝑪𝑪𝟐𝟐𝟐𝟐 + 𝝏𝝏𝝏𝝏 𝟐𝟐𝟐𝟐 × 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪 𝒕𝒕𝒕𝒕 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪 𝟐𝟐𝟐𝟐 + 𝝏𝝏𝝏𝝏 𝟐𝟐𝟐𝟐 × 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝑰𝑰𝑰𝑰𝑪𝑪𝑪𝑪𝒕𝒕𝒕𝒕 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝑰𝑰𝑰𝑰𝑪𝑪𝑪𝑪𝟐𝟐𝟐𝟐 × 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪 𝒕𝒕𝒕𝒕 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪 𝟐𝟐𝟐𝟐 + 𝝏𝝏𝝏𝝏 𝟒𝟒𝟒𝟒 × 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝒕𝒕𝒕𝒕 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝟐𝟐𝟐𝟐 × 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪 𝒕𝒕𝒕𝒕 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪 𝟐𝟐𝟐𝟐 + 𝝏𝝏𝝏𝝏 𝟓𝟓𝟓𝟓 × 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝒕𝒕𝒕𝒕𝒕𝒕𝒕𝒕 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝒕𝒕𝒕𝒕𝟐𝟐𝟐𝟐 × 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪 𝒕𝒕𝒕𝒕 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪 𝟐𝟐𝟐𝟐 Donde: 𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑭𝑭𝑭𝑭𝑪𝑪𝑪𝑪 Factor de actualización de UC. 𝝏𝝏𝝏𝝏 𝟏𝟏𝟏𝟏 Coeficiente de participación del costo de los insumos de procedencia nacional en el factor de ajuste del peaje de transmisión. 𝝏𝝏𝝏𝝏 𝟐𝟐𝟐𝟐 Coeficiente de participación del costo de los insumos de procedencia extranjera en el factor de ajuste del peaje de transmisión. 𝝏𝝏𝝏𝝏 𝟐𝟐𝟐𝟐 Coeficiente de participación del costo del cobre en el factor de ajuste del peaje de transmisión. 𝝏𝝏𝝏𝝏 𝟒𝟒𝟒𝟒 Coeficiente de participación del costo del aluminio en el factor de ajuste del peaje de transmisión. 𝝏𝝏𝝏𝝏 𝟓𝟓𝟓𝟓 Coeficiente de participación del insumo principal de la tecnología de los Sistemas de Almacenamiento de Energía instalada en el factor de ajuste de las Unidades Constructivas. ACUERDO CREE-70-2025 Página 6 | 8 • Costo del aluminio • Costos relacionados con Sistemas de Almacenamiento de Energía La actualización del 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑪𝑪𝑪𝑪n;𝒕𝒕𝒕𝒕 se realizará por medio de la siguiente fórmula: 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑪𝑪𝑪𝑪n;𝒕𝒕𝒕𝒕 × 𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑭𝑭𝑭𝑭𝑪𝑪𝑪𝑪 Donde: 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑪𝑪𝑪𝑪n;𝒕𝒕𝒕𝒕 es el 𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼 para el Sistema de Transmisión para el nivel tensión 𝑛𝑛𝑛𝑛, en dólares, en el año 𝑡𝑡𝑡𝑡. 𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑭𝑭𝑭𝑭𝑪𝑪𝑪𝑪 es el Factor de Actualización de UC, el cual se define en el artículo 177 del Reglamento de Tarifas. Posteriormente, se procederá a actualizar el 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪 para el nivel de tensión 𝑛𝑛𝑛𝑛, utilizando los valores del 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑪𝑪𝑪𝑪 actualizados según el procedimiento del artículo 173 del Reglamento de Tarifas. Finalmente, se actualizan los 𝑷𝑷𝑷𝑷𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪, aplicando los 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪 actualizados, tal como se establece en el artículo 174 del Reglamento de Tarifas. Los valores de 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑪𝑪𝑪𝑪, las demandas máximas (𝑷𝑷𝑷𝑷 𝒏𝒏𝒏𝒏) y la diferencia entre el ingreso previsto y la facturación (𝑫𝑫𝑫𝑫𝑰𝑰𝑰𝑰𝑫𝑫𝑫𝑫𝑪𝑪𝑪𝑪𝑫𝑫𝑫𝑫𝑪𝑪𝑪𝑪) para cada nivel de tensión se actualizarán anualmente con base en el año anterior. Estas actualizaciones variarán de acuerdo con las condiciones operativas del sistema eléctrico nacional.

Formulación matemática del Factor de Actualización de UC. La formulación matemática de la paramétrica de ajuste del valor de las UC es la siguiente: 𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑭𝑭𝑭𝑭𝑪𝑪𝑪𝑪 = 𝝏𝝏𝝏𝝏𝟏𝟏𝟏𝟏 × 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝑪𝑪𝑪𝑪𝒕𝒕𝒕𝒕 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝑪𝑪𝑪𝑪𝟐𝟐𝟐𝟐 + 𝝏𝝏𝝏𝝏 𝟐𝟐𝟐𝟐 × 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪 𝒕𝒕𝒕𝒕 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪 𝟐𝟐𝟐𝟐 + 𝝏𝝏𝝏𝝏 𝟐𝟐𝟐𝟐 × 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝑰𝑰𝑰𝑰𝑪𝑪𝑪𝑪𝒕𝒕𝒕𝒕 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝑰𝑰𝑰𝑰𝑪𝑪𝑪𝑪𝟐𝟐𝟐𝟐 × 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪 𝒕𝒕𝒕𝒕 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪 𝟐𝟐𝟐𝟐 + 𝝏𝝏𝝏𝝏 𝟒𝟒𝟒𝟒 × 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝒕𝒕𝒕𝒕 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝟐𝟐𝟐𝟐 × 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪 𝒕𝒕𝒕𝒕 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪 𝟐𝟐𝟐𝟐 + 𝝏𝝏𝝏𝝏 𝟓𝟓𝟓𝟓 × 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝒕𝒕𝒕𝒕𝒕𝒕𝒕𝒕 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝒕𝒕𝒕𝒕𝟐𝟐𝟐𝟐 × 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪 𝒕𝒕𝒕𝒕 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪 𝟐𝟐𝟐𝟐 Donde: 𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑭𝑭𝑭𝑭𝑪𝑪𝑪𝑪 Factor de actualización de UC. 𝝏𝝏𝝏𝝏 𝟏𝟏𝟏𝟏 Coeficiente de participación del costo de los insumos de procedencia nacional en el factor de ajuste del peaje de transmisión. 𝝏𝝏𝝏𝝏 𝟐𝟐𝟐𝟐 Coeficiente de participación del costo de los insumos de procedencia extranjera en el factor de ajuste del peaje de transmisión. 𝝏𝝏𝝏𝝏 𝟐𝟐𝟐𝟐 Coeficiente de participación del costo del cobre en el factor de ajuste del peaje de transmisión. 𝝏𝝏𝝏𝝏 𝟒𝟒𝟒𝟒 Coeficiente de participación del costo del aluminio en el factor de ajuste del peaje de transmisión. 𝝏𝝏𝝏𝝏 𝟓𝟓𝟓𝟓 Coeficiente de participación del insumo principal de la tecnología de los Sistemas de Almacenamiento de Energía instalada en el factor de ajuste de las Unidades Constructivas. ACUERDO CREE-70-2025 Página 6 | 8 • Costo del aluminio • Costos relacionados con Sistemas de Almacenamiento de Energía La actualización del 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑪𝑪𝑪𝑪n;𝒕𝒕𝒕𝒕 se realizará por medio de la siguiente fórmula: 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑪𝑪𝑪𝑪n;𝒕𝒕𝒕𝒕 × 𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑭𝑭𝑭𝑭𝑪𝑪𝑪𝑪 Donde: 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑪𝑪𝑪𝑪n;𝒕𝒕𝒕𝒕 es el 𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼 para el Sistema de Transmisión para el nivel tensión 𝑛𝑛𝑛𝑛, en dólares, en el año 𝑡𝑡𝑡𝑡. 𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑭𝑭𝑭𝑭𝑪𝑪𝑪𝑪 es el Factor de Actualización de UC, el cual se define en el artículo 177 del Reglamento de Tarifas. Posteriormente, se procederá a actualizar el 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪 para el nivel de tensión 𝑛𝑛𝑛𝑛, utilizando los valores del 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑪𝑪𝑪𝑪 actualizados según el procedimiento del artículo 173 del Reglamento de Tarifas. Finalmente, se actualizan los 𝑷𝑷𝑷𝑷𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪, aplicando los 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪 actualizados, tal como se establece en el artículo 174 del Reglamento de Tarifas. Los valores de 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑪𝑪𝑪𝑪, las demandas máximas (𝑷𝑷𝑷𝑷 𝒏𝒏𝒏𝒏) y la diferencia entre el ingreso previsto y la facturación (𝑫𝑫𝑫𝑫𝑰𝑰𝑰𝑰𝑫𝑫𝑫𝑫𝑪𝑪𝑪𝑪𝑫𝑫𝑫𝑫𝑪𝑪𝑪𝑪) para cada nivel de tensión se actualizarán anualmente con base en el año anterior. Estas actualizaciones variarán de acuerdo con las condiciones operativas del sistema eléctrico nacional.

Formulación matemática del Factor de Actualización de UC. La formulación matemática de la paramétrica de ajuste del valor de las UC es la siguiente: 𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑭𝑭𝑭𝑭𝑪𝑪𝑪𝑪 = 𝝏𝝏𝝏𝝏𝟏𝟏𝟏𝟏 × 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝑪𝑪𝑪𝑪𝒕𝒕𝒕𝒕 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝑪𝑪𝑪𝑪𝟐𝟐𝟐𝟐 + 𝝏𝝏𝝏𝝏 𝟐𝟐𝟐𝟐 × 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪 𝒕𝒕𝒕𝒕 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪 𝟐𝟐𝟐𝟐 + 𝝏𝝏𝝏𝝏 𝟐𝟐𝟐𝟐 × 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝑰𝑰𝑰𝑰𝑪𝑪𝑪𝑪𝒕𝒕𝒕𝒕 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝑰𝑰𝑰𝑰𝑪𝑪𝑪𝑪𝟐𝟐𝟐𝟐 × 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪 𝒕𝒕𝒕𝒕 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪 𝟐𝟐𝟐𝟐 + 𝝏𝝏𝝏𝝏 𝟒𝟒𝟒𝟒 × 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝒕𝒕𝒕𝒕 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝟐𝟐𝟐𝟐 × 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪 𝒕𝒕𝒕𝒕 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪 𝟐𝟐𝟐𝟐 + 𝝏𝝏𝝏𝝏 𝟓𝟓𝟓𝟓 × 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝒕𝒕𝒕𝒕𝒕𝒕𝒕𝒕 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝒕𝒕𝒕𝒕𝟐𝟐𝟐𝟐 × 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪 𝒕𝒕𝒕𝒕 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪 𝟐𝟐𝟐𝟐 Donde: 𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑭𝑭𝑭𝑭𝑪𝑪𝑪𝑪 Factor de actualización de UC. 𝝏𝝏𝝏𝝏 𝟏𝟏𝟏𝟏 Coeficiente de participación del costo de los insumos de procedencia nacional en el factor de ajuste del peaje de transmisión. 𝝏𝝏𝝏𝝏 𝟐𝟐𝟐𝟐 Coeficiente de participación del costo de los insumos de procedencia extranjera en el factor de ajuste del peaje de transmisión. 𝝏𝝏𝝏𝝏 𝟐𝟐𝟐𝟐 Coeficiente de participación del costo del cobre en el factor de ajuste del peaje de transmisión. 𝝏𝝏𝝏𝝏 𝟒𝟒𝟒𝟒 Coeficiente de participación del costo del aluminio en el factor de ajuste del peaje de transmisión. 𝝏𝝏𝝏𝝏 𝟓𝟓𝟓𝟓 Coeficiente de participación del insumo principal de la tecnología de los Sistemas de Almacenamiento de Energía instalada en el factor de ajuste de las Unidades Constructivas. ACUERDO CREE-70-2025 Página 6 | 8 • Costo del aluminio • Costos relacionados con Sistemas de Almacenamiento de Energía La actualización del 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑪𝑪𝑪𝑪n;𝒕𝒕𝒕𝒕 se realizará por medio de la siguiente fórmula: 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑪𝑪𝑪𝑪n;𝒕𝒕𝒕𝒕 × 𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑭𝑭𝑭𝑭𝑪𝑪𝑪𝑪 Donde: 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑪𝑪𝑪𝑪n;𝒕𝒕𝒕𝒕 es el 𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼 para el Sistema de Transmisión para el nivel tensión 𝑛𝑛𝑛𝑛, en dólares, en el año 𝑡𝑡𝑡𝑡. 𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑭𝑭𝑭𝑭𝑪𝑪𝑪𝑪 es el Factor de Actualización de UC, el cual se define en el artículo 177 del Reglamento de Tarifas. Posteriormente, se procederá a actualizar el 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪 para el nivel de tensión 𝑛𝑛𝑛𝑛, utilizando los valores del 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑪𝑪𝑪𝑪 actualizados según el procedimiento del artículo 173 del Reglamento de Tarifas. Finalmente, se actualizan los 𝑷𝑷𝑷𝑷𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪, aplicando los 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪 actualizados, tal como se establece en el artículo 174 del Reglamento de Tarifas. Los valores de 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑪𝑪𝑪𝑪, las demandas máximas (𝑷𝑷𝑷𝑷 𝒏𝒏𝒏𝒏) y la diferencia entre el ingreso previsto y la facturación (𝑫𝑫𝑫𝑫𝑰𝑰𝑰𝑰𝑫𝑫𝑫𝑫𝑪𝑪𝑪𝑪𝑫𝑫𝑫𝑫𝑪𝑪𝑪𝑪) para cada nivel de tensión se actualizarán anualmente con base en el año anterior. Estas actualizaciones variarán de acuerdo con las condiciones operativas del sistema eléctrico nacional.

Formulación matemática del Factor de Actualización de UC. La formulación matemática de la paramétrica de ajuste del valor de las UC es la siguiente: 𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑭𝑭𝑭𝑭𝑪𝑪𝑪𝑪 = 𝝏𝝏𝝏𝝏𝟏𝟏𝟏𝟏 × 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝑪𝑪𝑪𝑪𝒕𝒕𝒕𝒕 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝑪𝑪𝑪𝑪𝟐𝟐𝟐𝟐 + 𝝏𝝏𝝏𝝏 𝟐𝟐𝟐𝟐 × 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪 𝒕𝒕𝒕𝒕 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪 𝟐𝟐𝟐𝟐 + 𝝏𝝏𝝏𝝏 𝟐𝟐𝟐𝟐 × 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝑰𝑰𝑰𝑰𝑪𝑪𝑪𝑪𝒕𝒕𝒕𝒕 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝑰𝑰𝑰𝑰𝑪𝑪𝑪𝑪𝟐𝟐𝟐𝟐 × 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪 𝒕𝒕𝒕𝒕 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪 𝟐𝟐𝟐𝟐 + 𝝏𝝏𝝏𝝏 𝟒𝟒𝟒𝟒 × 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝒕𝒕𝒕𝒕 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝟐𝟐𝟐𝟐 × 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪 𝒕𝒕𝒕𝒕 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪 𝟐𝟐𝟐𝟐 + 𝝏𝝏𝝏𝝏 𝟓𝟓𝟓𝟓 × 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝒕𝒕𝒕𝒕𝒕𝒕𝒕𝒕 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝒕𝒕𝒕𝒕𝟐𝟐𝟐𝟐 × 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪 𝒕𝒕𝒕𝒕 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪 𝟐𝟐𝟐𝟐 Donde: 𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑭𝑭𝑭𝑭𝑪𝑪𝑪𝑪 Factor de actualización de UC. 𝝏𝝏𝝏𝝏 𝟏𝟏𝟏𝟏 Coeficiente de participación del costo de los insumos de procedencia nacional en el factor de ajuste del peaje de transmisión. 𝝏𝝏𝝏𝝏 𝟐𝟐𝟐𝟐 Coeficiente de participación del costo de los insumos de procedencia extranjera en el factor de ajuste del peaje de transmisión. 𝝏𝝏𝝏𝝏 𝟐𝟐𝟐𝟐 Coeficiente de participación del costo del cobre en el factor de ajuste del peaje de transmisión. 𝝏𝝏𝝏𝝏 𝟒𝟒𝟒𝟒 Coeficiente de participación del costo del aluminio en el factor de ajuste del peaje de transmisión. 𝝏𝝏𝝏𝝏 𝟓𝟓𝟓𝟓 Coeficiente de participación del insumo principal de la tecnología de los Sistemas de Almacenamiento de Energía instalada en el factor de ajuste de las Unidades Constructivas. ACUERDO CREE-70-2025 Página 6 | 8 • Costo del aluminio • Costos relacionados con Sistemas de Almacenamiento de Energía La actualización del 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑪𝑪𝑪𝑪n;𝒕𝒕𝒕𝒕 se realizará por medio de la siguiente fórmula: 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑪𝑪𝑪𝑪n;𝒕𝒕𝒕𝒕 × 𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑭𝑭𝑭𝑭𝑪𝑪𝑪𝑪 Donde: 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑪𝑪𝑪𝑪n;𝒕𝒕𝒕𝒕 es el 𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼 para el Sistema de Transmisión para el nivel tensión 𝑛𝑛𝑛𝑛, en dólares, en el año 𝑡𝑡𝑡𝑡. 𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑭𝑭𝑭𝑭𝑪𝑪𝑪𝑪 es el Factor de Actualización de UC, el cual se define en el artículo 177 del Reglamento de Tarifas. Posteriormente, se procederá a actualizar el 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪 para el nivel de tensión 𝑛𝑛𝑛𝑛, utilizando los valores del 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑪𝑪𝑪𝑪 actualizados según el procedimiento del artículo 173 del Reglamento de Tarifas. Finalmente, se actualizan los 𝑷𝑷𝑷𝑷𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪, aplicando los 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪 actualizados, tal como se establece en el artículo 174 del Reglamento de Tarifas. Los valores de 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑪𝑪𝑪𝑪, las demandas máximas (𝑷𝑷𝑷𝑷 𝒏𝒏𝒏𝒏) y la diferencia entre el ingreso previsto y la facturación (𝑫𝑫𝑫𝑫𝑰𝑰𝑰𝑰𝑫𝑫𝑫𝑫𝑪𝑪𝑪𝑪𝑫𝑫𝑫𝑫𝑪𝑪𝑪𝑪) para cada nivel de tensión se actualizarán anualmente con base en el año anterior. Estas actualizaciones variarán de acuerdo con las condiciones operativas del sistema eléctrico nacional.

Formulación matemática del Factor de Actualización de UC. La formulación matemática de la paramétrica de ajuste del valor de las UC es la siguiente: 𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑭𝑭𝑭𝑭𝑪𝑪𝑪𝑪 = 𝝏𝝏𝝏𝝏𝟏𝟏𝟏𝟏 × 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝑪𝑪𝑪𝑪𝒕𝒕𝒕𝒕 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝑪𝑪𝑪𝑪𝟐𝟐𝟐𝟐 + 𝝏𝝏𝝏𝝏 𝟐𝟐𝟐𝟐 × 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪 𝒕𝒕𝒕𝒕 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪 𝟐𝟐𝟐𝟐 + 𝝏𝝏𝝏𝝏 𝟐𝟐𝟐𝟐 × 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝑰𝑰𝑰𝑰𝑪𝑪𝑪𝑪𝒕𝒕𝒕𝒕 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝑰𝑰𝑰𝑰𝑪𝑪𝑪𝑪𝟐𝟐𝟐𝟐 × 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪 𝒕𝒕𝒕𝒕 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪 𝟐𝟐𝟐𝟐 + 𝝏𝝏𝝏𝝏 𝟒𝟒𝟒𝟒 × 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝒕𝒕𝒕𝒕 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝟐𝟐𝟐𝟐 × 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪 𝒕𝒕𝒕𝒕 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪 𝟐𝟐𝟐𝟐 + 𝝏𝝏𝝏𝝏 𝟓𝟓𝟓𝟓 × 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝒕𝒕𝒕𝒕𝒕𝒕𝒕𝒕 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝒕𝒕𝒕𝒕𝟐𝟐𝟐𝟐 × 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪 𝒕𝒕𝒕𝒕 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪 𝟐𝟐𝟐𝟐 Donde: 𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑭𝑭𝑭𝑭𝑪𝑪𝑪𝑪 Factor de actualización de UC. 𝝏𝝏𝝏𝝏 𝟏𝟏𝟏𝟏 Coeficiente de participación del costo de los insumos de procedencia nacional en el factor de ajuste del peaje de transmisión. 𝝏𝝏𝝏𝝏 𝟐𝟐𝟐𝟐 Coeficiente de participación del costo de los insumos de procedencia extranjera en el factor de ajuste del peaje de transmisión. 𝝏𝝏𝝏𝝏 𝟐𝟐𝟐𝟐 Coeficiente de participación del costo del cobre en el factor de ajuste del peaje de transmisión. 𝝏𝝏𝝏𝝏 𝟒𝟒𝟒𝟒 Coeficiente de participación del costo del aluminio en el factor de ajuste del peaje de transmisión. 𝝏𝝏𝝏𝝏 𝟓𝟓𝟓𝟓 Coeficiente de participación del insumo principal de la tecnología de los Sistemas de Almacenamiento de Energía instalada en el factor de ajuste de las Unidades Constructivas. ACUERDO CREE-70-2025 Página 6 | 8 • Costo del aluminio • Costos relacionados con Sistemas de Almacenamiento de Energía La actualización del 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑪𝑪𝑪𝑪n;𝒕𝒕𝒕𝒕 se realizará por medio de la siguiente fórmula: 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑪𝑪𝑪𝑪n;𝒕𝒕𝒕𝒕 × 𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑭𝑭𝑭𝑭𝑪𝑪𝑪𝑪 Donde: 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑪𝑪𝑪𝑪n;𝒕𝒕𝒕𝒕 es el 𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼 para el Sistema de Transmisión para el nivel tensión 𝑛𝑛𝑛𝑛, en dólares, en el año 𝑡𝑡𝑡𝑡. 𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑭𝑭𝑭𝑭𝑪𝑪𝑪𝑪 es el Factor de Actualización de UC, el cual se define en el artículo 177 del Reglamento de Tarifas. Posteriormente, se procederá a actualizar el 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪 para el nivel de tensión 𝑛𝑛𝑛𝑛, utilizando los valores del 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑪𝑪𝑪𝑪 actualizados según el procedimiento del artículo 173 del Reglamento de Tarifas. Finalmente, se actualizan los 𝑷𝑷𝑷𝑷𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪, aplicando los 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪 actualizados, tal como se establece en el artículo 174 del Reglamento de Tarifas. Los valores de 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑪𝑪𝑪𝑪, las demandas máximas (𝑷𝑷𝑷𝑷 𝒏𝒏𝒏𝒏) y la diferencia entre el ingreso previsto y la facturación (𝑫𝑫𝑫𝑫𝑰𝑰𝑰𝑰𝑫𝑫𝑫𝑫𝑪𝑪𝑪𝑪𝑫𝑫𝑫𝑫𝑪𝑪𝑪𝑪) para cada nivel de tensión se actualizarán anualmente con base en el año anterior. Estas actualizaciones variarán de acuerdo con las condiciones operativas del sistema eléctrico nacional.

Formulación matemática del Factor de Actualización de UC. La formulación matemática de la paramétrica de ajuste del valor de las UC es la siguiente: 𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑭𝑭𝑭𝑭𝑪𝑪𝑪𝑪 = 𝝏𝝏𝝏𝝏𝟏𝟏𝟏𝟏 × 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝑪𝑪𝑪𝑪𝒕𝒕𝒕𝒕 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝑪𝑪𝑪𝑪𝟐𝟐𝟐𝟐 + 𝝏𝝏𝝏𝝏 𝟐𝟐𝟐𝟐 × 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪 𝒕𝒕𝒕𝒕 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪 𝟐𝟐𝟐𝟐 + 𝝏𝝏𝝏𝝏 𝟐𝟐𝟐𝟐 × 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝑰𝑰𝑰𝑰𝑪𝑪𝑪𝑪𝒕𝒕𝒕𝒕 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝑰𝑰𝑰𝑰𝑪𝑪𝑪𝑪𝟐𝟐𝟐𝟐 × 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪 𝒕𝒕𝒕𝒕 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪 𝟐𝟐𝟐𝟐 + 𝝏𝝏𝝏𝝏 𝟒𝟒𝟒𝟒 × 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝒕𝒕𝒕𝒕 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝟐𝟐𝟐𝟐 × 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪 𝒕𝒕𝒕𝒕 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪 𝟐𝟐𝟐𝟐 + 𝝏𝝏𝝏𝝏 𝟓𝟓𝟓𝟓 × 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝒕𝒕𝒕𝒕𝒕𝒕𝒕𝒕 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝒕𝒕𝒕𝒕𝟐𝟐𝟐𝟐 × 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪 𝒕𝒕𝒕𝒕 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪 𝟐𝟐𝟐𝟐 Donde: 𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑭𝑭𝑭𝑭𝑪𝑪𝑪𝑪 Factor de actualización de UC. 𝝏𝝏𝝏𝝏 𝟏𝟏𝟏𝟏 Coeficiente de participación del costo de los insumos de procedencia nacional en el factor de ajuste del peaje de transmisión. 𝝏𝝏𝝏𝝏 𝟐𝟐𝟐𝟐 Coeficiente de participación del costo de los insumos de procedencia extranjera en el factor de ajuste del peaje de transmisión. 𝝏𝝏𝝏𝝏 𝟐𝟐𝟐𝟐 Coeficiente de participación del costo del cobre en el factor de ajuste del peaje de transmisión. 𝝏𝝏𝝏𝝏 𝟒𝟒𝟒𝟒 Coeficiente de participación del costo del aluminio en el factor de ajuste del peaje de transmisión. 𝝏𝝏𝝏𝝏 𝟓𝟓𝟓𝟓 Coeficiente de participación del insumo principal de la tecnología de los Sistemas de Almacenamiento de Energía instalada en el factor de ajuste de las Unidades Constructivas. ACUERDO CREE-70-2025 Página 6 | 8 • Costo del aluminio • Costos relacionados con Sistemas de Almacenamiento de Energía La actualización del 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑪𝑪𝑪𝑪n;𝒕𝒕𝒕𝒕 se realizará por medio de la siguiente fórmula: 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑪𝑪𝑪𝑪n;𝒕𝒕𝒕𝒕 × 𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑭𝑭𝑭𝑭𝑪𝑪𝑪𝑪 Donde: 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑪𝑪𝑪𝑪n;𝒕𝒕𝒕𝒕 es el 𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼 para el Sistema de Transmisión para el nivel tensión 𝑛𝑛𝑛𝑛, en dólares, en el año 𝑡𝑡𝑡𝑡. 𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑭𝑭𝑭𝑭𝑪𝑪𝑪𝑪 es el Factor de Actualización de UC, el cual se define en el artículo 177 del Reglamento de Tarifas. Posteriormente, se procederá a actualizar el 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪 para el nivel de tensión 𝑛𝑛𝑛𝑛, utilizando los valores del 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑪𝑪𝑪𝑪 actualizados según el procedimiento del artículo 173 del Reglamento de Tarifas. Finalmente, se actualizan los 𝑷𝑷𝑷𝑷𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪, aplicando los 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪 actualizados, tal como se establece en el artículo 174 del Reglamento de Tarifas. Los valores de 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑪𝑪𝑪𝑪, las demandas máximas (𝑷𝑷𝑷𝑷 𝒏𝒏𝒏𝒏) y la diferencia entre el ingreso previsto y la facturación (𝑫𝑫𝑫𝑫𝑰𝑰𝑰𝑰𝑫𝑫𝑫𝑫𝑪𝑪𝑪𝑪𝑫𝑫𝑫𝑫𝑪𝑪𝑪𝑪) para cada nivel de tensión se actualizarán anualmente con base en el año anterior. Estas actualizaciones variarán de acuerdo con las condiciones operativas del sistema eléctrico nacional.

Formulación matemática del Factor de Actualización de UC. La formulación matemática de la paramétrica de ajuste del valor de las UC es la siguiente: 𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑭𝑭𝑭𝑭𝑪𝑪𝑪𝑪 = 𝝏𝝏𝝏𝝏𝟏𝟏𝟏𝟏 × 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝑪𝑪𝑪𝑪𝒕𝒕𝒕𝒕 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝑪𝑪𝑪𝑪𝟐𝟐𝟐𝟐 + 𝝏𝝏𝝏𝝏 𝟐𝟐𝟐𝟐 × 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪 𝒕𝒕𝒕𝒕 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪 𝟐𝟐𝟐𝟐 + 𝝏𝝏𝝏𝝏 𝟐𝟐𝟐𝟐 × 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝑰𝑰𝑰𝑰𝑪𝑪𝑪𝑪𝒕𝒕𝒕𝒕 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝑰𝑰𝑰𝑰𝑪𝑪𝑪𝑪𝟐𝟐𝟐𝟐 × 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪 𝒕𝒕𝒕𝒕 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪 𝟐𝟐𝟐𝟐 + 𝝏𝝏𝝏𝝏 𝟒𝟒𝟒𝟒 × 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝒕𝒕𝒕𝒕 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝟐𝟐𝟐𝟐 × 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪 𝒕𝒕𝒕𝒕 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪 𝟐𝟐𝟐𝟐 + 𝝏𝝏𝝏𝝏 𝟓𝟓𝟓𝟓 × 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝒕𝒕𝒕𝒕𝒕𝒕𝒕𝒕 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝒕𝒕𝒕𝒕𝟐𝟐𝟐𝟐 × 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪 𝒕𝒕𝒕𝒕 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪 𝟐𝟐𝟐𝟐 Donde: 𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑭𝑭𝑭𝑭𝑪𝑪𝑪𝑪 Factor de actualización de UC. 𝝏𝝏𝝏𝝏 𝟏𝟏𝟏𝟏 Coeficiente de participación del costo de los insumos de procedencia nacional en el factor de ajuste del peaje de transmisión. 𝝏𝝏𝝏𝝏 𝟐𝟐𝟐𝟐 Coeficiente de participación del costo de los insumos de procedencia extranjera en el factor de ajuste del peaje de transmisión. 𝝏𝝏𝝏𝝏 𝟐𝟐𝟐𝟐 Coeficiente de participación del costo del cobre en el factor de ajuste del peaje de transmisión. 𝝏𝝏𝝏𝝏 𝟒𝟒𝟒𝟒 Coeficiente de participación del costo del aluminio en el factor de ajuste del peaje de transmisión. 𝝏𝝏𝝏𝝏 𝟓𝟓𝟓𝟓 Coeficiente de participación del insumo principal de la tecnología de los Sistemas de Almacenamiento de Energía instalada en el factor de ajuste de las Unidades Constructivas. ACUERDO CREE-70-2025 Página 6 | 8 • Costo del aluminio • Costos relacionados con Sistemas de Almacenamiento de Energía La actualización del 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑪𝑪𝑪𝑪n;𝒕𝒕𝒕𝒕 se realizará por medio de la siguiente fórmula: 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑪𝑪𝑪𝑪n;𝒕𝒕𝒕𝒕 × 𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑭𝑭𝑭𝑭𝑪𝑪𝑪𝑪 Donde: 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑪𝑪𝑪𝑪n;𝒕𝒕𝒕𝒕 es el 𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼 para el Sistema de Transmisión para el nivel tensión 𝑛𝑛𝑛𝑛, en dólares, en el año 𝑡𝑡𝑡𝑡. 𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑭𝑭𝑭𝑭𝑪𝑪𝑪𝑪 es el Factor de Actualización de UC, el cual se define en el artículo 177 del Reglamento de Tarifas. Posteriormente, se procederá a actualizar el 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪 para el nivel de tensión 𝑛𝑛𝑛𝑛, utilizando los valores del 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑪𝑪𝑪𝑪 actualizados según el procedimiento del artículo 173 del Reglamento de Tarifas. Finalmente, se actualizan los 𝑷𝑷𝑷𝑷𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪, aplicando los 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪 actualizados, tal como se establece en el artículo 174 del Reglamento de Tarifas. Los valores de 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑪𝑪𝑪𝑪, las demandas máximas (𝑷𝑷𝑷𝑷 𝒏𝒏𝒏𝒏) y la diferencia entre el ingreso previsto y la facturación (𝑫𝑫𝑫𝑫𝑰𝑰𝑰𝑰𝑫𝑫𝑫𝑫𝑪𝑪𝑪𝑪𝑫𝑫𝑫𝑫𝑪𝑪𝑪𝑪) para cada nivel de tensión se actualizarán anualmente con base en el año anterior. Estas actualizaciones variarán de acuerdo con las condiciones operativas del sistema eléctrico nacional.

Formulación matemática del Factor de Actualización de UC. La formulación matemática de la paramétrica de ajuste del valor de las UC es la siguiente: 𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑭𝑭𝑭𝑭𝑪𝑪𝑪𝑪 = 𝝏𝝏𝝏𝝏𝟏𝟏𝟏𝟏 × 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝑪𝑪𝑪𝑪𝒕𝒕𝒕𝒕 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝑪𝑪𝑪𝑪𝟐𝟐𝟐𝟐 + 𝝏𝝏𝝏𝝏 𝟐𝟐𝟐𝟐 × 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪 𝒕𝒕𝒕𝒕 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪 𝟐𝟐𝟐𝟐 + 𝝏𝝏𝝏𝝏 𝟐𝟐𝟐𝟐 × 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝑰𝑰𝑰𝑰𝑪𝑪𝑪𝑪𝒕𝒕𝒕𝒕 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝑰𝑰𝑰𝑰𝑪𝑪𝑪𝑪𝟐𝟐𝟐𝟐 × 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪 𝒕𝒕𝒕𝒕 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪 𝟐𝟐𝟐𝟐 + 𝝏𝝏𝝏𝝏 𝟒𝟒𝟒𝟒 × 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝒕𝒕𝒕𝒕 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝟐𝟐𝟐𝟐 × 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪 𝒕𝒕𝒕𝒕 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪 𝟐𝟐𝟐𝟐 + 𝝏𝝏𝝏𝝏 𝟓𝟓𝟓𝟓 × 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝒕𝒕𝒕𝒕𝒕𝒕𝒕𝒕 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝒕𝒕𝒕𝒕𝟐𝟐𝟐𝟐 × 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪 𝒕𝒕𝒕𝒕 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪 𝟐𝟐𝟐𝟐 Donde: 𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑭𝑭𝑭𝑭𝑪𝑪𝑪𝑪 Factor de actualización de UC. 𝝏𝝏𝝏𝝏 𝟏𝟏𝟏𝟏 Coeficiente de participación del costo de los insumos de procedencia nacional en el factor de ajuste del peaje de transmisión. 𝝏𝝏𝝏𝝏 𝟐𝟐𝟐𝟐 Coeficiente de participación del costo de los insumos de procedencia extranjera en el factor de ajuste del peaje de transmisión. 𝝏𝝏𝝏𝝏 𝟐𝟐𝟐𝟐 Coeficiente de participación del costo del cobre en el factor de ajuste del peaje de transmisión. 𝝏𝝏𝝏𝝏 𝟒𝟒𝟒𝟒 Coeficiente de participación del costo del aluminio en el factor de ajuste del peaje de transmisión. 𝝏𝝏𝝏𝝏 𝟓𝟓𝟓𝟓 Coeficiente de participación del insumo principal de la tecnología de los Sistemas de Almacenamiento de Energía instalada en el factor de ajuste de las Unidades Constructivas. • Costo del aluminio • Costos relacionados con Sistemas de Almacenamiento de Energía La actualización del 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑪𝑪𝑪𝑪n;𝒕𝒕𝒕𝒕 se realizará por medio de la siguiente fórmula: 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑪𝑪𝑪𝑪n;𝒕𝒕𝒕𝒕 × 𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑭𝑭𝑭𝑭𝑪𝑪𝑪𝑪 Donde: 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑪𝑪𝑪𝑪n;𝒕𝒕𝒕𝒕 es el 𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼 para el Sistema de Transmisión para el nivel tensión 𝑛𝑛𝑛𝑛, en dólares, en el año 𝑡𝑡𝑡𝑡. 𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑭𝑭𝑭𝑭𝑪𝑪𝑪𝑪 es el Factor de Actualización de UC, el cual se define en el artículo 177 del Reglamento de Tarifas. Posteriormente, se procederá a actualizar el 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪 para el nivel de tensión 𝑛𝑛𝑛𝑛, utilizando los valores del 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑪𝑪𝑪𝑪 actualizados según el procedimiento del artículo 173 del Reglamento de Tarifas. Finalmente, se actualizan los 𝑷𝑷𝑷𝑷𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪, aplicando los 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪 actualizados, tal como se establece en el artículo 174 del Reglamento de Tarifas. Los valores de 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑪𝑪𝑪𝑪, las demandas máximas (𝑷𝑷𝑷𝑷 𝒏𝒏𝒏𝒏) y la diferencia entre el ingreso previsto y la facturación (𝑫𝑫𝑫𝑫𝑰𝑰𝑰𝑰𝑫𝑫𝑫𝑫𝑪𝑪𝑪𝑪𝑫𝑫𝑫𝑫𝑪𝑪𝑪𝑪) para cada nivel de tensión se actualizarán anualmente con base en el año anterior. Estas actualizaciones variarán de acuerdo con las condiciones operativas del sistema eléctrico nacional.

Formulación matemática del Factor de Actualización de UC. La formulación matemática de la paramétrica de ajuste del valor de las UC es la siguiente: 𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑭𝑭𝑭𝑭𝑪𝑪𝑪𝑪 = 𝝏𝝏𝝏𝝏𝟏𝟏𝟏𝟏 × 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝑪𝑪𝑪𝑪𝒕𝒕𝒕𝒕 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝑪𝑪𝑪𝑪𝟐𝟐𝟐𝟐 + 𝝏𝝏𝝏𝝏 𝟐𝟐𝟐𝟐 × 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪 𝒕𝒕𝒕𝒕 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪 𝟐𝟐𝟐𝟐 + 𝝏𝝏𝝏𝝏 𝟐𝟐𝟐𝟐 × 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝑰𝑰𝑰𝑰𝑪𝑪𝑪𝑪𝒕𝒕𝒕𝒕 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝑰𝑰𝑰𝑰𝑪𝑪𝑪𝑪𝟐𝟐𝟐𝟐 × 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪 𝒕𝒕𝒕𝒕 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪 𝟐𝟐𝟐𝟐 + 𝝏𝝏𝝏𝝏 𝟒𝟒𝟒𝟒 × 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝒕𝒕𝒕𝒕 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝟐𝟐𝟐𝟐 × 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪 𝒕𝒕𝒕𝒕 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪 𝟐𝟐𝟐𝟐 + 𝝏𝝏𝝏𝝏 𝟓𝟓𝟓𝟓 × 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝒕𝒕𝒕𝒕𝒕𝒕𝒕𝒕 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝒕𝒕𝒕𝒕𝟐𝟐𝟐𝟐 × 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪 𝒕𝒕𝒕𝒕 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪 𝟐𝟐𝟐𝟐 Donde: 𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑭𝑭𝑭𝑭𝑪𝑪𝑪𝑪 Factor de actualización de UC. 𝝏𝝏𝝏𝝏 𝟏𝟏𝟏𝟏 Coeficiente de participación del costo de los insumos de procedencia nacional en el factor de ajuste del peaje de transmisión. 𝝏𝝏𝝏𝝏 𝟐𝟐𝟐𝟐 Coeficiente de participación del costo de los insumos de procedencia extranjera en el factor de ajuste del peaje de transmisión. 𝝏𝝏𝝏𝝏 𝟐𝟐𝟐𝟐 Coeficiente de participación del costo del cobre en el factor de ajuste del peaje de transmisión. 𝝏𝝏𝝏𝝏 𝟒𝟒𝟒𝟒 Coeficiente de participación del costo del aluminio en el factor de ajuste del peaje de transmisión. 𝝏𝝏𝝏𝝏 𝟓𝟓𝟓𝟓 Coeficiente de participación del insumo principal de la tecnología de los Sistemas de • Costo del aluminio • Costos relacionados con Sistemas de Almacenamiento de Energía La actualización del 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑪𝑪𝑪𝑪n;𝒕𝒕𝒕𝒕 se realizará por medio de la siguiente fórmula: 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑪𝑪𝑪𝑪n;𝒕𝒕𝒕𝒕 × 𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑭𝑭𝑭𝑭𝑪𝑪𝑪𝑪 Donde: 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑪𝑪𝑪𝑪n;𝒕𝒕𝒕𝒕 es el 𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼 para el Sistema de Transmisión para el nivel tensión 𝑛𝑛𝑛𝑛, en dólares, en el año 𝑡𝑡𝑡𝑡. 𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑭𝑭𝑭𝑭𝑪𝑪𝑪𝑪 es el Factor de Actualización de UC, el cual se define en el artículo 177 del Reglamento de Tarifas. Posteriormente, se procederá a actualizar el 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪 para el nivel de tensión 𝑛𝑛𝑛𝑛, utilizando los valores del 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑪𝑪𝑪𝑪 actualizados según el procedimiento del artículo 173 del Reglamento de Tarifas. Finalmente, se actualizan los 𝑷𝑷𝑷𝑷𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪, aplicando los 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪 actualizados, tal como se establece en el artículo 174 del Reglamento de Tarifas. Los valores de 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑪𝑪𝑪𝑪, las demandas máximas (𝑷𝑷𝑷𝑷 𝒏𝒏𝒏𝒏) y la diferencia entre el ingreso previsto y la facturación (𝑫𝑫𝑫𝑫𝑰𝑰𝑰𝑰𝑫𝑫𝑫𝑫𝑪𝑪𝑪𝑪𝑫𝑫𝑫𝑫𝑪𝑪𝑪𝑪) para cada nivel de tensión se actualizarán anualmente con base en el año anterior. Estas actualizaciones variarán de acuerdo con las condiciones operativas del sistema eléctrico nacional.

Formulación matemática del Factor de Actualización de UC. La formulación matemática de la paramétrica de ajuste del valor de las UC es la siguiente: 𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑭𝑭𝑭𝑭𝑪𝑪𝑪𝑪 = 𝝏𝝏𝝏𝝏𝟏𝟏𝟏𝟏 × 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝑪𝑪𝑪𝑪𝒕𝒕𝒕𝒕 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝑪𝑪𝑪𝑪𝟐𝟐𝟐𝟐 + 𝝏𝝏𝝏𝝏 𝟐𝟐𝟐𝟐 × 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪 𝒕𝒕𝒕𝒕 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪 𝟐𝟐𝟐𝟐 + 𝝏𝝏𝝏𝝏 𝟐𝟐𝟐𝟐 × 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝑰𝑰𝑰𝑰𝑪𝑪𝑪𝑪𝒕𝒕𝒕𝒕 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝑰𝑰𝑰𝑰𝑪𝑪𝑪𝑪𝟐𝟐𝟐𝟐 × 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪 𝒕𝒕𝒕𝒕 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪 𝟐𝟐𝟐𝟐 + 𝝏𝝏𝝏𝝏 𝟒𝟒𝟒𝟒 × 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝒕𝒕𝒕𝒕 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝟐𝟐𝟐𝟐 × 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪 𝒕𝒕𝒕𝒕 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪 𝟐𝟐𝟐𝟐 + 𝝏𝝏𝝏𝝏 𝟓𝟓𝟓𝟓 × 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝒕𝒕𝒕𝒕𝒕𝒕𝒕𝒕 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝒕𝒕𝒕𝒕𝟐𝟐𝟐𝟐 × 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪 𝒕𝒕𝒕𝒕 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪 𝟐𝟐𝟐𝟐 Donde: 𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑭𝑭𝑭𝑭𝑪𝑪𝑪𝑪 Factor de actualización de UC. 𝝏𝝏𝝏𝝏 𝟏𝟏𝟏𝟏 Coeficiente de participación del costo de los insumos de procedencia nacional en el factor de ajuste del peaje de transmisión. 𝝏𝝏𝝏𝝏 𝟐𝟐𝟐𝟐 Coeficiente de participación del costo de los insumos de procedencia extranjera en el factor de ajuste del peaje de transmisión. ACUERDO CREE-70-2025 𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑭𝑭𝑭𝑭𝑪𝑪𝑪𝑪 = 𝝏𝝏𝝏𝝏𝟏𝟏𝟏𝟏 × 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝑪𝑪𝑪𝑪𝒕𝒕𝒕𝒕 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝑪𝑪𝑪𝑪𝟐𝟐𝟐𝟐 + 𝝏𝝏𝝏𝝏 𝟐𝟐𝟐𝟐 × 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪 𝒕𝒕𝒕𝒕 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪 𝟐𝟐𝟐𝟐 + 𝝏𝝏𝝏𝝏 𝟐𝟐𝟐𝟐 × 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝑰𝑰𝑰𝑰𝑪𝑪𝑪𝑪𝒕𝒕𝒕𝒕 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝑰𝑰𝑰𝑰𝑪𝑪𝑪𝑪𝟐𝟐𝟐𝟐 × 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪 𝒕𝒕𝒕𝒕 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪 𝟐𝟐𝟐𝟐 + 𝝏𝝏𝝏𝝏 𝟒𝟒𝟒𝟒 × 𝑰𝑰𝑰𝑰 𝑰𝑰𝑰𝑰 + 𝝏𝝏𝝏𝝏 𝟓𝟓𝟓𝟓 × 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝒕𝒕𝒕𝒕𝒕𝒕𝒕𝒕 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝒕𝒕𝒕𝒕𝟐𝟐𝟐𝟐 × 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪 𝒕𝒕𝒕𝒕 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪 𝟐𝟐𝟐𝟐 Donde: 𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑭𝑭𝑭𝑭𝑪𝑪𝑪𝑪 Factor de actualización de UC. 𝝏𝝏𝝏𝝏 𝟏𝟏𝟏𝟏 Coeficiente de participación del costo de los insumos de procedencia n ajuste del peaje de transmisión. 𝝏𝝏𝝏𝝏 𝟐𝟐𝟐𝟐 Coeficiente de participación del costo de los insumos de procedencia ex ajuste del peaje de transmisión. 𝝏𝝏𝝏𝝏 𝟐𝟐𝟐𝟐 Coeficiente de participación del costo del cobre en el factor de ajuste de 𝝏𝝏𝝏𝝏 𝟒𝟒𝟒𝟒 Coeficiente de participación del costo del aluminio en el factor de ajuste d 𝝏𝝏𝝏𝝏 𝟓𝟓𝟓𝟓 Coeficiente de participación del insumo principal de la tecnologí Almacenamiento de Energía instalada en el factor de ajuste de las Unidades ACUERDO CREE-70-2025

Formulación matemática del Factor de Actualización de UC La formulación matemática de la paramétrica de ajuste del valor de las UC e 𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑭𝑭𝑭𝑭𝑪𝑪𝑪𝑪 = 𝝏𝝏𝝏𝝏𝟏𝟏𝟏𝟏 × 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝑪𝑪𝑪𝑪𝒕𝒕𝒕𝒕 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝑪𝑪𝑪𝑪𝟐𝟐𝟐𝟐 + 𝝏𝝏𝝏𝝏 𝟐𝟐𝟐𝟐 × 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪 𝒕𝒕𝒕𝒕 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪 𝟐𝟐𝟐𝟐 + 𝝏𝝏𝝏𝝏 𝟐𝟐𝟐𝟐 × 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝑰𝑰𝑰𝑰𝑪𝑪𝑪𝑪𝒕𝒕𝒕𝒕 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝑰𝑰𝑰𝑰𝑪𝑪𝑪𝑪𝟐𝟐𝟐𝟐 × 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪 𝒕𝒕𝒕𝒕 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪 𝟐𝟐𝟐𝟐 + 𝝏𝝏𝝏𝝏 𝟒𝟒𝟒𝟒 × 𝑰𝑰𝑰𝑰 𝑰𝑰𝑰𝑰 + 𝝏𝝏𝝏𝝏 𝟓𝟓𝟓𝟓 × 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝒕𝒕𝒕𝒕𝒕𝒕𝒕𝒕 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝒕𝒕𝒕𝒕𝟐𝟐𝟐𝟐 × 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪 𝒕𝒕𝒕𝒕 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪 𝟐𝟐𝟐𝟐 Donde: 𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑭𝑭𝑭𝑭𝑪𝑪𝑪𝑪 Factor de actualización de UC. 𝝏𝝏𝝏𝝏 𝟏𝟏𝟏𝟏 Coeficiente de participación del costo de los insumos de procedencia n ajuste del peaje de transmisión. 𝝏𝝏𝝏𝝏 𝟐𝟐𝟐𝟐 Coeficiente de participación del costo de los insumos de procedencia ex ajuste del peaje de transmisión. 𝝏𝝏𝝏𝝏 𝟐𝟐𝟐𝟐 Coeficiente de participación del costo del cobre en el factor de ajuste de 𝝏𝝏𝝏𝝏 𝟒𝟒𝟒𝟒 Coeficiente de participación del costo del aluminio en el factor de ajuste d 𝝏𝝏𝝏𝝏 𝟓𝟓𝟓𝟓 Coeficiente de participación del insumo principal de la tecnología Almacenamiento de Energía instalada en el factor de ajuste de las Unidades ACUERDO CREE-70-2025 Los valores de 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑪𝑪𝑪𝑪, las demandas máximas (𝑷𝑷𝑷𝑷 𝒏𝒏𝒏𝒏) y la diferencia entre e facturación (𝑫𝑫𝑫𝑫𝑰𝑰𝑰𝑰𝑫𝑫𝑫𝑫𝑪𝑪𝑪𝑪𝑫𝑫𝑫𝑫𝑪𝑪𝑪𝑪) para cada nivel de tensión se actualizarán anualme anterior. Estas actualizaciones variarán de acuerdo con las condiciones eléctrico nacional.

Formulación matemática del Factor de Actualización de UC La formulación matemática de la paramétrica de ajuste del valor de las UC e 𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑭𝑭𝑭𝑭𝑪𝑪𝑪𝑪 = 𝝏𝝏𝝏𝝏𝟏𝟏𝟏𝟏 × 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝑪𝑪𝑪𝑪𝒕𝒕𝒕𝒕 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝑪𝑪𝑪𝑪𝟐𝟐𝟐𝟐 + 𝝏𝝏𝝏𝝏 𝟐𝟐𝟐𝟐 × 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪 𝒕𝒕𝒕𝒕 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪 𝟐𝟐𝟐𝟐 + 𝝏𝝏𝝏𝝏 𝟐𝟐𝟐𝟐 × 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝑰𝑰𝑰𝑰𝑪𝑪𝑪𝑪𝒕𝒕𝒕𝒕 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝑰𝑰𝑰𝑰𝑪𝑪𝑪𝑪𝟐𝟐𝟐𝟐 × 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪 𝒕𝒕𝒕𝒕 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪 𝟐𝟐𝟐𝟐 + 𝝏𝝏𝝏𝝏 𝟒𝟒𝟒𝟒 × 𝑰𝑰𝑰𝑰 𝑰𝑰𝑰𝑰 + 𝝏𝝏𝝏𝝏 𝟓𝟓𝟓𝟓 × 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝒕𝒕𝒕𝒕𝒕𝒕𝒕𝒕 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝒕𝒕𝒕𝒕𝟐𝟐𝟐𝟐 × 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪 𝒕𝒕𝒕𝒕 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪 𝟐𝟐𝟐𝟐 Donde: 𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑭𝑭𝑭𝑭𝑪𝑪𝑪𝑪 Factor de actualización de UC. 𝝏𝝏𝝏𝝏 𝟏𝟏𝟏𝟏 Coeficiente de participación del costo de los insumos de procedencia n ajuste del peaje de transmisión. 𝝏𝝏𝝏𝝏 𝟐𝟐𝟐𝟐 Coeficiente de participación del costo de los insumos de procedencia ex ajuste del peaje de transmisión. 𝝏𝝏𝝏𝝏 𝟐𝟐𝟐𝟐 Coeficiente de participación del costo del cobre en el factor de ajuste de 𝝏𝝏𝝏𝝏 𝟒𝟒𝟒𝟒 Coeficiente de participación del costo del aluminio en el factor de ajuste d 𝝏𝝏𝝏𝝏 𝟓𝟓𝟓𝟓 Coeficiente de participación del insumo principal de la tecnología Almacenamiento de Energía instalada en el factor de ajuste de las Unidades ACUERDO CREE-70-2025 Posteriormente, se procederá a actualizar el 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪 para el nivel de tensión 𝑛𝑛𝑛𝑛 del 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑪𝑪𝑪𝑪 actualizados según el procedimiento del artículo 173 del R Finalmente, se actualizan los 𝑷𝑷𝑷𝑷𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪, aplicando los 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪 actualizados, tal co artículo 174 del Reglamento de Tarifas. Los valores de 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑪𝑪𝑪𝑪, las demandas máximas (𝑷𝑷𝑷𝑷 𝒏𝒏𝒏𝒏) y la diferencia entre e facturación (𝑫𝑫𝑫𝑫𝑰𝑰𝑰𝑰𝑫𝑫𝑫𝑫𝑪𝑪𝑪𝑪𝑫𝑫𝑫𝑫𝑪𝑪𝑪𝑪) para cada nivel de tensión se actualizarán anualme anterior. Estas actualizaciones variarán de acuerdo con las condiciones eléctrico nacional.

Formulación matemática del Factor de Actualización de UC La formulación matemática de la paramétrica de ajuste del valor de las UC e 𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑭𝑭𝑭𝑭𝑪𝑪𝑪𝑪 = 𝝏𝝏𝝏𝝏𝟏𝟏𝟏𝟏 × 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝑪𝑪𝑪𝑪𝒕𝒕𝒕𝒕 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝑪𝑪𝑪𝑪𝟐𝟐𝟐𝟐 + 𝝏𝝏𝝏𝝏 𝟐𝟐𝟐𝟐 × 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪 𝒕𝒕𝒕𝒕 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪 𝟐𝟐𝟐𝟐 + 𝝏𝝏𝝏𝝏 𝟐𝟐𝟐𝟐 × 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝑰𝑰𝑰𝑰𝑪𝑪𝑪𝑪𝒕𝒕𝒕𝒕 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝑰𝑰𝑰𝑰𝑪𝑪𝑪𝑪𝟐𝟐𝟐𝟐 × 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪 𝒕𝒕𝒕𝒕 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪 𝟐𝟐𝟐𝟐 + 𝝏𝝏𝝏𝝏 𝟒𝟒𝟒𝟒 × 𝑰𝑰𝑰𝑰 𝑰𝑰𝑰𝑰 + 𝝏𝝏𝝏𝝏 𝟓𝟓𝟓𝟓 × 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝒕𝒕𝒕𝒕𝒕𝒕𝒕𝒕 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝒕𝒕𝒕𝒕𝟐𝟐𝟐𝟐 × 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪 𝒕𝒕𝒕𝒕 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪 𝟐𝟐𝟐𝟐 Donde: 𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑫𝑭𝑭𝑭𝑭𝑪𝑪𝑪𝑪 Factor de actualización de UC. 𝝏𝝏𝝏𝝏 𝟏𝟏𝟏𝟏 Coeficiente de participación del costo de los insumos de procedencia n ajuste del peaje de transmisión. 𝝏𝝏𝝏𝝏 𝟐𝟐𝟐𝟐 Coeficiente de participación del costo de los insumos de procedencia ex ajuste del peaje de transmisión. 𝝏𝝏𝝏𝝏 𝟐𝟐𝟐𝟐 Coeficiente de participación del costo del cobre en el factor de ajuste de 𝝏𝝏𝝏𝝏 𝟒𝟒𝟒𝟒 Coeficiente de participación del costo del aluminio en el factor de ajuste d 𝝏𝝏𝝏𝝏 𝟓𝟓𝟓𝟓 Coeficiente de participación del insumo principal de la tecnología Almacenamiento de Energía instalada en el factor de ajuste de las Unidades 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷 𝒕𝒕𝒕𝒕 Índice de precios al consumo del período t. 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷 𝟐𝟐𝟐𝟐 Índice de precios al consumo del período base (0). 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑷𝑷𝑷𝑷𝒕𝒕𝒕𝒕 Tipo de cambio del período t. 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑷𝑷𝑷𝑷𝟐𝟐𝟐𝟐 Tipo de cambio del período base (0). 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝑰𝑰𝑰𝑰𝑪𝑪𝑪𝑪𝒕𝒕𝒕𝒕 Índice de precios del cobre del período t. 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝑰𝑰𝑰𝑰𝑪𝑪𝑪𝑪𝟐𝟐𝟐𝟐 Índice de precios del cobre del período base (0). 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝒕𝒕𝒕𝒕 Índice de precios del aluminio del período t. 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝟐𝟐𝟐𝟐 Índice de precios del aluminio del período base (0). 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝒕𝒕𝒕𝒕𝒕𝒕𝒕𝒕 Índice de precios de insumo principal de Sistemas de Almacenam tecnología instalada del período t. 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝒕𝒕𝒕𝒕𝟐𝟐𝟐𝟐 Índice de precios de insumo principal de Sistemas de Almacenam tecnología instalada del período base (0). Las ponderaciones de cada índice en la fórmula serán aprobadas por la propuesta presentada por las Empresas Transmisoras.” TERCERO: Confirmar en todas y cada una de sus partes no modificadas el Re CUARTO: Instruir a la Secretaría General de esta Comisión Reguladora para q 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷 𝒕𝒕𝒕𝒕 Índice de precios al consumo del período t. 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷 𝟐𝟐𝟐𝟐 Índice de precios al consumo del período base (0). 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑷𝑷𝑷𝑷𝒕𝒕𝒕𝒕 Tipo de cambio del período t. 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑷𝑷𝑷𝑷𝟐𝟐𝟐𝟐 Tipo de cambio del período base (0). 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝑰𝑰𝑰𝑰𝑪𝑪𝑪𝑪𝒕𝒕𝒕𝒕 Índice de precios del cobre del período t. 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝑰𝑰𝑰𝑰𝑪𝑪𝑪𝑪𝟐𝟐𝟐𝟐 Índice de precios del cobre del período base (0). 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝒕𝒕𝒕𝒕 Índice de precios del aluminio del período t. 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝟐𝟐𝟐𝟐 Índice de precios del aluminio del período base (0). 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝒕𝒕𝒕𝒕𝒕𝒕𝒕𝒕 Índice de precios de insumo principal de Sistemas de Almacenam tecnología instalada del período t. 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝒕𝒕𝒕𝒕𝟐𝟐𝟐𝟐 Índice de precios de insumo principal de Sistemas de Almacenam tecnología instalada del período base (0). Las ponderaciones de cada índice en la fórmula serán aprobadas por la propuesta presentada por las Empresas Transmisoras.” TERCERO: Confirmar en todas y cada una de sus partes no modificadas el Reg 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷 𝒕𝒕𝒕𝒕 Índice de precios al consumo del período t. 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷 𝟐𝟐𝟐𝟐 Índice de precios al consumo del período base (0). 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑷𝑷𝑷𝑷𝒕𝒕𝒕𝒕 Tipo de cambio del período t. 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑷𝑷𝑷𝑷𝟐𝟐𝟐𝟐 Tipo de cambio del período base (0). 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝑰𝑰𝑰𝑰𝑪𝑪𝑪𝑪𝒕𝒕𝒕𝒕 Índice de precios del cobre del período t. 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝑰𝑰𝑰𝑰𝑪𝑪𝑪𝑪𝟐𝟐𝟐𝟐 Índice de precios del cobre del período base (0). 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝒕𝒕𝒕𝒕 Índice de precios del aluminio del período t. 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝟐𝟐𝟐𝟐 Índice de precios del aluminio del período base (0). 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝒕𝒕𝒕𝒕𝒕𝒕𝒕𝒕 Índice de precios de insumo principal de Sistemas de Almacenam tecnología instalada del período t. 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝒕𝒕𝒕𝒕𝟐𝟐𝟐𝟐 Índice de precios de insumo principal de Sistemas de Almacenam tecnología instalada del período base (0). Las ponderaciones de cada índice en la fórmula serán aprobadas por la propuesta presentada por las Empresas Transmisoras.” 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷 𝒕𝒕𝒕𝒕 Índice de precios al consumo del período t. 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷 𝟐𝟐𝟐𝟐 Índice de precios al consumo del período base (0). 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑷𝑷𝑷𝑷𝒕𝒕𝒕𝒕 Tipo de cambio del período t. 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑷𝑷𝑷𝑷𝟐𝟐𝟐𝟐 Tipo de cambio del período base (0). 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝑰𝑰𝑰𝑰𝑪𝑪𝑪𝑪𝒕𝒕𝒕𝒕 Índice de precios del cobre del período t. 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝑰𝑰𝑰𝑰𝑪𝑪𝑪𝑪𝟐𝟐𝟐𝟐 Índice de precios del cobre del período base (0). 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝒕𝒕𝒕𝒕 Índice de precios del aluminio del período t. 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝟐𝟐𝟐𝟐 Índice de precios del aluminio del período base (0). 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝒕𝒕𝒕𝒕𝒕𝒕𝒕𝒕 Índice de precios de insumo principal de Sistemas de Almacenam tecnología instalada del período t. 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝒕𝒕𝒕𝒕𝟐𝟐𝟐𝟐 Índice de precios de insumo principal de Sistemas de Almacenam tecnología instalada del período base (0). 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷 𝒕𝒕𝒕𝒕 Índice de precios al consumo del período t. 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷 𝟐𝟐𝟐𝟐 Índice de precios al consumo del período base (0). 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑷𝑷𝑷𝑷𝒕𝒕𝒕𝒕 Tipo de cambio del período t. 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑷𝑷𝑷𝑷𝟐𝟐𝟐𝟐 Tipo de cambio del período base (0). 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝑰𝑰𝑰𝑰𝑪𝑪𝑪𝑪𝒕𝒕𝒕𝒕 Índice de precios del cobre del período t. 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝑰𝑰𝑰𝑰𝑪𝑪𝑪𝑪𝟐𝟐𝟐𝟐 Índice de precios del cobre del período base (0). 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝒕𝒕𝒕𝒕 Índice de precios del aluminio del período t. 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝟐𝟐𝟐𝟐 Índice de precios del aluminio del período base (0). 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝒕𝒕𝒕𝒕𝒕𝒕𝒕𝒕 Índice de precios de insumo principal de Sistemas de Almacenami tecnología instalada del período t. 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝒕𝒕𝒕𝒕𝟐𝟐𝟐𝟐 Índice de precios de insumo principal de Sistemas de Almacenam 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷 𝒕𝒕𝒕𝒕 Índice de precios al consumo del período t. 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷 𝟐𝟐𝟐𝟐 Índice de precios al consumo del período base (0). 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑷𝑷𝑷𝑷𝒕𝒕𝒕𝒕 Tipo de cambio del período t. 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑷𝑷𝑷𝑷𝟐𝟐𝟐𝟐 Tipo de cambio del período base (0). 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝑰𝑰𝑰𝑰𝑪𝑪𝑪𝑪𝒕𝒕𝒕𝒕 Índice de precios del cobre del período t. 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝑰𝑰𝑰𝑰𝑪𝑪𝑪𝑪𝟐𝟐𝟐𝟐 Índice de precios del cobre del período base (0). 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝒕𝒕𝒕𝒕 Índice de precios del aluminio del período t. 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝟐𝟐𝟐𝟐 Índice de precios del aluminio del período base (0). 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝒕𝒕𝒕𝒕𝒕𝒕𝒕𝒕 Índice de precios de insumo principal de Sistemas de Almacenam tecnología instalada del período t. Índice de precios del aluminio del período t. Índice de precios del aluminio del período base (0). Índice de precios de insumo principal de Sistemas de Almacenamiento de Energía de la tecnología instalada del período t. Índice de precios de insumo principal de Sistemas de Almacenamiento de Energía de la tecnología instalada del período base (0). Las ponderaciones de cada índice en la fórmula serán aprobadas por la CREE con base en la propuesta presentada por las Empresas Transmisoras”. TERCERO: Confirmar en todas y cada una de sus partes no modificadas el Reglamento de Tarifas. CUARTO: Instruir a la Secretaría General de esta Comisión Reguladora para que: I. Comunique el Informe de Resultados a los participantes de la consulta pública que hayan suministrado su correo electrónico, de conformidad con lo establecido en el Artículo 10 del Procedimiento de Consulta Pública. II. Proceda con la publicación del presente Acuerdo en el Diario Oficial “La Gaceta” en conjunto con las unidades administrativas. III. Publique en la página web de la Comisión el presente acto administrativo, de conformidad con el Artículo 3 Literal D, romano XII de la Ley General de la Industria Eléctrica (LGIE). QUINTO: Las presentes modificaciones al Reglamento de Tarifas entrarán en vigencia a partir de la publicación de las mismas en el Diario Oficial “La Gaceta”. PUBLÍQUESE Y COMUNÍQUESE. RAFAEL VIRGILIO PADILLA PAZ WILFREDO CÉSAR FLORES CASTRO LEONARDO ENRIQUE DERAS VÁSQUEZ ACUERDO CREE-70-2025 Página 7 | 8 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷 𝒕𝒕𝒕𝒕 Índice de precios al consumo del período t. 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷 𝟐𝟐𝟐𝟐 Índice de precios al consumo del período base (0). 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑷𝑷𝑷𝑷𝒕𝒕𝒕𝒕 Tipo de cambio del período t. 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑷𝑷𝑷𝑷𝟐𝟐𝟐𝟐 Tipo de cambio del período base (0). 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝑰𝑰𝑰𝑰𝑪𝑪𝑪𝑪𝒕𝒕𝒕𝒕 Índice de precios del cobre del período t. 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝑰𝑰𝑰𝑰𝑪𝑪𝑪𝑪𝟐𝟐𝟐𝟐 Índice de precios del cobre del período base (0). 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝒕𝒕𝒕𝒕 Índice de precios del aluminio del período t. 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝟐𝟐𝟐𝟐 Índice de precios del aluminio del período base (0). 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝒕𝒕𝒕𝒕𝒕𝒕𝒕𝒕 Índice de precios de insumo principal de Sistemas de Almacenamiento de Energía de la tecnología instalada del período t. 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝒕𝒕𝒕𝒕𝟐𝟐𝟐𝟐 Índice de precios de insumo principal de Sistemas de Almacenamiento de Energía de la tecnología instalada del período base (0). Las ponderaciones de cada índice en la fórmula serán aprobadas por la CREE con base en la propuesta presentada por las Empresas Transmisoras.” TERCERO: Confirmar en todas y cada una de sus partes no modificadas el Reglamento de Tarifas. CUARTO: Instruir a la Secretaría General de esta Comisión Reguladora para que: I. Comunique el Informe de Resultados a los participantes de la consulta pública que hayan suministrado su correo electrónico, de conformidad con lo establecido en el artículo 10 del Procedimiento de Consulta Pública. II. Proceda con la publicación del presente acuerdo en el Diario Oficial “La Gaceta” en conjunto con las unidades administrativas. III. Publique en la página web de la Comisión el presente acto administrativo, de conformidad con el artículo 3 Literal D, romano XII de la Ley General de la Industria Eléctrica (LGIE). QUINTO: Las presentes modificaciones al Reglamento de Tarifas entrarán en vigencia a partir de la publicación de las mismas en el Diario Oficial “La Gaceta” PUBLÍQUESE Y COMUNÍQUESE. ACUERDO CREE-70-2025 Página 7 | 8 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑷𝑷𝑷𝑷𝒕𝒕𝒕𝒕 Tipo de cambio del período t. 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑷𝑷𝑷𝑷𝟐𝟐𝟐𝟐 Tipo de cambio del período base (0). 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝑰𝑰𝑰𝑰𝑪𝑪𝑪𝑪𝒕𝒕𝒕𝒕 Índice de precios del cobre del período t. 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝑰𝑰𝑰𝑰𝑪𝑪𝑪𝑪𝟐𝟐𝟐𝟐 Índice de precios del cobre del período base (0). 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝒕𝒕𝒕𝒕 Índice de precios del aluminio del período t. 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝟐𝟐𝟐𝟐 Índice de precios del aluminio del período base (0). 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝒕𝒕𝒕𝒕𝒕𝒕𝒕𝒕 Índice de precios de insumo principal de Sistemas de Almacenamiento de Energía de la tecnología instalada del período t. 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝒕𝒕𝒕𝒕𝟐𝟐𝟐𝟐 Índice de precios de insumo principal de Sistemas de Almacenamiento de Energía de la tecnología instalada del período base (0). Las ponderaciones de cada índice en la fórmula serán aprobadas por la CREE con base en la propuesta presentada por las Empresas Transmisoras.” TERCERO: Confirmar en todas y cada una de sus partes no modificadas el Reglamento de Tarifas. CUARTO: Instruir a la Secretaría General de esta Comisión Reguladora para que: I. Comunique el Informe de Resultados a los participantes de la consulta pública que hayan suministrado su correo electrónico, de conformidad con lo establecido en el artículo 10 del Procedimiento de Consulta Pública. II. Proceda con la publicación del presente acuerdo en el Diario Oficial “La Gaceta” en conjunto con las unidades administrativas. III. Publique en la página web de la Comisión el presente acto administrativo, de conformidad con el artículo 3 Literal D, romano XII de la Ley General de la Industria Eléctrica (LGIE). QUINTO: Las presentes modificaciones al Reglamento de Tarifas entrarán en vigencia a partir de la publicación de las mismas en el Diario Oficial “La Gaceta” PUBLÍQUESE Y COMUNÍQUESE. ACUERDO CREE-70-2025 Página 7 | 8 𝒕𝒕𝒕𝒕 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷 𝟐𝟐𝟐𝟐 Índice de precios al consumo del período base (0). 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑷𝑷𝑷𝑷𝒕𝒕𝒕𝒕 Tipo de cambio del período t. 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑷𝑷𝑷𝑷𝟐𝟐𝟐𝟐 Tipo de cambio del período base (0). 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝑰𝑰𝑰𝑰𝑪𝑪𝑪𝑪𝒕𝒕𝒕𝒕 Índice de precios del cobre del período t. 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝑰𝑰𝑰𝑰𝑪𝑪𝑪𝑪𝟐𝟐𝟐𝟐 Índice de precios del cobre del período base (0). 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝒕𝒕𝒕𝒕 Índice de precios del aluminio del período t. 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝟐𝟐𝟐𝟐 Índice de precios del aluminio del período base (0). 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝒕𝒕𝒕𝒕𝒕𝒕𝒕𝒕 Índice de precios de insumo principal de Sistemas de Almacenamiento de Energía de la tecnología instalada del período t. 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝒕𝒕𝒕𝒕𝟐𝟐𝟐𝟐 Índice de precios de insumo principal de Sistemas de Almacenamiento de Energía de la tecnología instalada del período base (0). Las ponderaciones de cada índice en la fórmula serán aprobadas por la CREE con base en la propuesta presentada por las Empresas Transmisoras.” TERCERO: Confirmar en todas y cada una de sus partes no modificadas el Reglamento de Tarifas. CUARTO: Instruir a la Secretaría General de esta Comisión Reguladora para que: I. Comunique el Informe de Resultados a los participantes de la consulta pública que hayan suministrado su correo electrónico, de conformidad con lo establecido en el artículo 10 del Procedimiento de Consulta Pública. II. Proceda con la publicación del presente acuerdo en el Diario Oficial “La Gaceta” en conjunto con las unidades administrativas. III. Publique en la página web de la Comisión el presente acto administrativo, de conformidad con el artículo 3 Literal D, romano XII de la Ley General de la Industria Eléctrica (LGIE). QUINTO: Las presentes modificaciones al Reglamento de Tarifas entrarán en vigencia a partir de la publicación de las mismas en el Diario Oficial “La Gaceta” PUBLÍQUESE Y COMUNÍQUESE. ACUERDO CREE-70-2025 Página 7 | 8 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷 𝒕𝒕𝒕𝒕 Índice de precios al consumo del período t. 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷 𝟐𝟐𝟐𝟐 Índice de precios al consumo del período base (0). 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑷𝑷𝑷𝑷𝒕𝒕𝒕𝒕 Tipo de cambio del período t. 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑷𝑷𝑷𝑷𝟐𝟐𝟐𝟐 Tipo de cambio del período base (0). 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝑰𝑰𝑰𝑰𝑪𝑪𝑪𝑪𝒕𝒕𝒕𝒕 Índice de precios del cobre del período t. 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝑰𝑰𝑰𝑰𝑪𝑪𝑪𝑪𝟐𝟐𝟐𝟐 Índice de precios del cobre del período base (0). 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝒕𝒕𝒕𝒕 Índice de precios del aluminio del período t. 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝑷𝟐𝟐𝟐𝟐 Índice de precios del aluminio del período base (0). 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝒕𝒕𝒕𝒕𝒕𝒕𝒕𝒕 Índice de precios de insumo principal de Sistemas de Almacenamiento de Energía de la tecnología instalada del período t. 𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝑰𝑰𝑰𝑰𝑷𝑷𝑷𝑷𝒕𝒕𝒕𝒕𝟐𝟐𝟐𝟐 Índice de precios de insumo principal de Sistemas de Almacenamiento de Energía de la tecnología instalada del período base (0). Las ponderaciones de cada índice en la fórmula serán aprobadas por la CREE con base en la propuesta presentada por las Empresas Transmisoras.” TERCERO: Confirmar en todas y cada una de sus partes no modificadas el Reglamento de Tarifas. CUARTO: Instruir a la Secretaría General de esta Comisión Reguladora para que: I. Comunique el Informe de Resultados a los participantes de la consulta pública que hayan suministrado su correo electrónico, de conformidad con lo establecido en el artículo 10 del Procedimiento de Consulta Pública. II. Proceda con la publicación del presente acuerdo en el Diario Oficial “La Gaceta” en conjunto con las unidades administrativas. III. Publique en la página web de la Comisión el presente acto administrativo, de conformidad con el artículo 3 Literal D, romano XII de la Ley General de la Industria Eléctrica (LGIE). QUINTO: Las presentes modificaciones al Reglamento de Tarifas entrarán en vigencia a partir de la publicación de las mismas en el Diario Oficial “La Gaceta” PUBLÍQUESE Y COMUNÍQUESE. Comisión Reguladora de Energía Eléctrica CREE