RESOLUCIÓN  CNEE-145-2017

Se fijan las tarifas base para todos los consumidores del servicio de distribución final de la tarifa no social que atiende la Empresa Eléctrica Municipal De Santa Eulalia.

RESOLUCIÓN CNEE-145-2017

Guatemala, 25 de julio de 2017


LA COMISION NACIONAL DE ENERGÍA ELÉCTRICA


CONSIDERANDO:

Que el artículo 4 de la Ley General de Electricidad, establece que es función de la Comisión Nacional de Energía Eléctrica cumplir y hacer cumplir la Ley General de Electricidad y sus reglamentos, en materia de su competencia e imponer sanciones a los infractores; velar por el cumplimiento de las obligaciones de los adjudicatarios y concesionarios, proteger los derechos de los usuarios y prevenir conductas atentatorias contra la libre competencia, así como prácticas abusivas o discriminatorias; definir las tarifas de transmisión y distribución sujetas a regulación de acuerdo a la ley, así como la metodología para el cálculo de las mismas.


CONSIDERANDO:

Que la Ley General de Electricidad en el artículo 6 y 59, establece que están sujetos a regulación los precios del suministro de electricidad que se presta a los usuarios del servicio de distribución final. El artículo 61 de la misma ley estipula que, las tarifas a usuarios del servicio de distribución final deberán ser determinadas por la Comisión; asimismo, los artículos 74, 77 y 78 de la Ley General de Electricidad, establecen que cada distribuidor deberá calcular los componentes del Valor Agregado de Distribución -VAD-, mediante un estudio encargado a una firma de ingeniería precalificada por la Comisión, y que los Términos de Referencia del Estudio del VAD, serán elaborados por la Comisión, la que tendrá derecho a supervisar el avance de dichos estudios, conforme al procedimiento contenido tanto en la ley como en el reglamento de la misma; VAD que juntamente con los precios de adquisición de energía será utilizado por la Comisión Nacional de Energía Eléctrica para estructurar un conjunto de tarifas para cada distribuidor, siendo revisada por la Comisión, la metodología para la determinación de las tarifas cada cinco (5) años.


CONSIDERANDO:

Que el artículo 71 de la Ley General de Electricidad estípula que las tarifas a consumidores finales del servicio de Distribución Final, serán calculadas por la Comisión como la suma del precio ponderado de todas las compras del distribuidor, referidas a la entrada de la red de distribución y del Valor Agregado de Distribución, el cual corresponde al costo medio de capital y operación de una red de distribución de una empresa eficiente de referencia, operando en un área de densidad determinada; y que el Reglamento de la Ley General de Electricidad en los artículos 80 y 95 establecen que la Comisión Nacional de Energía Eléctrica cada cinco años fijará las tarifas, sus fórmulas de ajuste, las estructuras tarifarias, así como los cargos por corte y reconexión para usuarios del Servicio de Distribución Final y estos tendrán una vigencia de cinco años.


CONSIDERANDO:

Que con fecha doce de julio de dos mil dieciséis, la Comisión Nacional de Energía Eléctrica, emitió la resolución CNEE-174-2016, por medio de la cual aprobó los Términos de Referencia para la Realización el Estudio del Valor Agregado de Distribución para Empresa Eléctrica Municipal de Santa Eulalia, y mediante Resolución CNEE-144-2017 de fecha 25 de julio de dos mil diecisiete, aprobó el estudio tarifario que sirve de base para la emisión y publicación del pliego tarifario de la citada distribuidora.


CONSIDERANDO:

Que corresponde a la Comisión Nacional de Energía Eléctrica, por mandato legal, emitir y publicar un pliego tarifario vigente para todas las distribuidoras de energía eléctrica ya que ninguna podrá realizar la actividad de distribución final sin pliego tarifario vigente, y siendo que el pliego tarifario para los usuarios de la Tarifa No Social de la Empresa Eléctrica Municipal de Santa Eulalia, vence el día treinta y uno de julio de dos mil diecisiete, es necesario emitirle y publicarle un nuevo pliego tarifario.


POR TANTO:

La Comisión Nacional de Energía Eléctrica, con base en lo considerado, la normativa citada, en ejercicio de las facultades y atribuciones que le confiere la Ley General de Electricidad y lo preceptuado en los artículos 92, 98 y 99 del Reglamento de la Ley General de Electricidad, que indican que se debe emitir y publicar un pliego tarifario,


RESUELVE:

I. Fijar las tarifas base, sus valores máximos y las fórmulas de ajuste periódico, así como las condiciones generales de aplicación tarifaria, para todos los consumidores del Servicio de Distribución Final de la Tarifa No Social, en adelante "Usuarios", que atiende la Empresa Eléctrica Municipal de Santa Eulalia, en adelante "La Distribuidora", para el período comprendido del uno de agosto de dos mil diecisiete al treinta y uno de julio de dos mil veintidós, de conformidad con los siguientes puntos:


CONDICIONES GENERALES:

1. Se reconoce como Usuario, conforme al artículo 6 de la Ley General de Electricidad, al titular o poseedor del bien inmueble que recibe el suministro de energía eléctrica. Únicamente el Usuario o su representante legal podrá ampliar, renegociar, modificar o formular reclamos relacionados con él servicio contratado.

2. Todos los Usuarios del Servicio de Distribución Final deberán encuadrarse en una de las categorías indicadas en el presente pliego tarifario.

3. Los Usuarios del servicio de energía eléctrica se clasifican únicamente en tres categorías: a) Usuarios con servicio en baja tensión, cuya demanda de potencia es menor o igual a once kilovatios (11 kW); b) Usuarios con servicio en baja o media tensión, cuya demanda de Potencia es mayor de once kilovatios (11 kW); y c) Usuarios con servicio en baja o media tensión que cumplan con los requisitos establecidos en la legislación vigente para obtener la calidad de Gran Usuario. Conforme al artículo 1 del Reglamento de la Ley General de Electricidad, el Gran Usuario no estará sujeto a regulación de precio y las condiciones de suministro serán libremente pactadas con el distribuidor o con cualquier otro suministrador. Para poder pactar libremente el precio y las condiciones de suministro a que se refiere el artículo 59 literal c) de la Ley General de Electricidad, se deberá contar previamente con la calidad de Gran Usuario conforme al procedimiento establecido en la legislación vigente. Los usuarios que tengan una demanda mayor al límite establecido y que no cuenten con la categoría de Gran Usuario, están contenidos dentro de la categoría b).

4. Para los Usuarios de la categoría a), que no estén afectos a la Ley de la Tarifa Social para el Suministro de Energía Eléctrica, la Distribuidora les aplicará la Tarifa Baja Tensión Simple (BTS).

5. Los Usuarios de la categoría b) podrán elegir libremente su propia tarifa dentro de las opciones tarifarias aprobadas por la Comisión en el presente Pliego Tarifario, indicadas a continuación: Baja Tensión con Demanda en Punta (BTDP), Baja Tensión con Demanda fuera de Punta (BTDFP), Baja Tensión Horaria (BTH), Media Tensión con Demanda en Punta (MTDP), Media Tensión con Demanda fuera de Punta (MTDFP), Media Tensión Horaria (MTH).

6. Para los Usuarios dentro de las opciones tarifarias BTDP, BTDFP, MTDP y MTDFP, cuyo equipo de medición no discrimine su participación en la punta, se entenderá que participan en la punta cuando el Factor de Carga promedio del Usuario, sea mayor o igual a 0.6. El Factor de Carga Promedio del Usuario se calcula como el cociente entre la energía promedio del Usuario y el producto de la demanda máxima mensual promedio, por el número de horas del mes, tomando como base de cálculo los registros de mediciones de los últimos seis meses. Una vez actualizado el Factor de Carga Promedio, la clasificación de su participación en la punta o fuera de punta, no podrá modificarse durante un período de seis meses. Pasado dicho período el Usuario podrá requerir actualizar nuevamente su participación en la punta o fuera de punta, la cual tendrá una vigencia mínima de seis meses. Pasado dicho período el Usuario podrá requerir actualizar nuevamente su participación en la punta o fuera de punta, la cual tendrá una vigencia mínima de seis meses.

7. Para el caso del Usuario de la categoría b) que requiera la aplicación de tarifas horarias en Baja Tensión o Media Tensión -BTH o MTH-, la Distribuidora deberá proporcionar todo el equipamiento de medición necesario (medidor, transformadores de corriente, transformadores de tensión, correctores, cable de acometida, etc.) para hacer efectiva la aplicación de dichas tarifas en un plazo máximo de 30 días contados a partir del requerimiento, sin costo para el Usuario.

8. En el caso que el Usuario no pueda determinar la tarifa adecuada a su tipo de consumo de energía eléctrica, la Distribuidora deberá aplicar la tarifa que represente el mayor beneficio para el Usuario, con base a sus características de consumo. La Distribuidora deberá realizar esta actividad cada dos meses e informar al Usuario del beneficio obtenido.

9. La Distribuidora en ningún caso deberá aplicar tarifas y categorías distintas a las aprobadas en el presente pliego tarifario.

10. La Distribuidora aplicará la potencia contratada que haya convenido anteriormente con el Usuario, quien podrá solicitar su actualización a partir de dicha declaración. A requerimiento del Usuario, la Distribuidora está obligada a proporcionarle toda la información necesaria sobre su demanda histórica, hasta los últimos veinticuatro meses. Una vez actualizado el valor de la potencia contratada, éste no podrá modificarse durante un período de seis meses. Pasado dicho período el Usuario podrá actualizar nuevamente su demanda, la cual tendrá una vigencia mínima de seis meses. El exceso de potencia utilizada será penalizado de acuerdo a las Normas Técnicas del Servicio de Distribución -NTSD-.

11. Las bandas horarias correspondientes a los periodos de máxima (punta), media (intermedió) y mínima (valle) son las definidas en el artículo 87 del Reglamento del Administrador del Mercado Mayorista o las que en el futuro determine la Comisión Nacional de Energía Eléctrica.

12. La opción tarifaria acordada, regirá por un período mínimo de seis meses, contados a partir de la suscripción del contrato correspondiente. Excepcionalmente, previo al cumplimiento del plazo de los seis meses establecido, podrá realizarse una reclasificación de la tarifa, en los siguientes casos: a) Cuando el Usuario considere que la tarifa que le aplica la Distribuidora no es la adecuada, debiendo para el caso presentar una solicitud bajo juramento; y b) Cuando la Distribuidora detecte el cambio de las características en el consumo del Usuario, lo cual deberá demostrar en forma fehaciente informándole al Usuario previamente.

13. La Distribuidora deberá proporcionar sin costo para el Usuario todo el equipamiento de medición necesario (medidor, transformadores de corriente, transformadores de tensión, conectores, cable de acometida, etc.) para la tarifa aplicada a los Usuarios y al nivel de tensión al cual estén conectados, especialmente para el caso de los Usuarios con tarifa en Media Tensión.

14. Cuando el consumo de energía eléctrica de un Usuario con medición de demanda tenga un factor de potencia inductivo inferior a lo establecido en la Normas Técnicas del Servicio de Distribución, se penalizará con un recargo equivalente al uno por ciento (1%) del valor de los cargos mensuales de distribución de la opción tarifaria correspondiente por cada centésima (0.01) en que dicho factor sea menor al límite establecido en la normativa. En caso que dicho factor se encuentre por debajo del límite establecido en las Normas Técnicas del Servicio de Distribución, la Distribuidora comunicará dicho evento al Usuario quien tendrá un plazo de tres meses para ajustar el factor de potencia. Si transcurrido dicho plazo la Distribuidora comprobara que el incumplimiento de la norma continúa, estará facultada a facturar el recargo mencionado hasta que el Usuario corrija el desvío antes indicado.

15. El servicio de suministro eléctrico temporal es aquel cuya duración es menor de 1 año y que, de prolongarse, deberá ser reemplazado por un servicio permanente. Como ejemplo de servicio temporal se consideran los destinados para construcción de obras civiles, ferias, escenarios en eventos especiales, etcétera. Para este servicio, la Distribuidora podrá cobrar por anticipado, conforme a la tarifa correspondiente y el presupuesto elaborado para la instalación. Al término del servicio temporal, la Distribuidora deberá retirar todos los materiales y equipos que se utilizaron, devolviendo al Usuario el costo de los materiales y equipos recuperados y que puedan ser nuevamente utilizados por la Distribuidora.

16. La acometida total y todos los equipos de medición (medidor, transformadores de corriente, transformadores de tensión, conectores, cable de acometida, etc.) serán suministrados por la Distribuidora sin costo para el Usuario. A partir de dicho punto, todas las instalaciones interiores serán efectuadas por cuenta y bajo la responsabilidad del Usuario. La reposición de los equipos de medición causada por daños ajenos al deterioro natural u obsolescencia de los mismos correrá por cuenta del Usuario, salvo que los mismos sean causados por la Distribuidora o empresas contratadas por ésta, en cuyo caso se exonerará al Usuario. La Distribuidora tiene obligación de instalar precintos a todos los medidores, previa revisión de la instalación y guardar registro de todos los precintos instalados, identificando la cuadrilla que instaló y personal de la Distribuidora responsable de la instalación.

17. Para los efectos de facturación, el período será mensual o bimensual, a cuyo término se elaborará la correspondiente factura, siendo el pago exigible dentro de los 30 días siguientes a su fecha de emisión. La Distribuidora, conforme al artículo 96 del Reglamento de la Ley General de Electricidad y en función de sus características comerciales propias, podrá solicitar la aprobación a la Comisión, para efectuar la medición de los parámetros requeridos para su facturación, en períodos mayores a los anteriormente establecidos.

18. En caso de atraso en el pago por parte del Usuario, después de los treinta días de la fecha de emisión de la factura, la Distribuidora podrá cobrarle interés por mora. La tasa de interés por mora será indicada por la Comisión en cada ajuste trimestral, calculándola como la tasa mensual equivalente del promedio de la tasa de interés activa anual publicada por el Banco de Guatemala, correspondiente al trimestre de compras. No se deberá adicionar ningún otro cargo debido al atraso.

Conforme a lo establecido en el artículo 50 de la Ley General de Electricidad , la desconexión del servicio la podrá ejecutar la Distribuidora, únicamente en los siguientes casos: (i) Previa notificación, en el caso que el Usuario tenga pendiente el pago de Servicio de Distribución final de dos o más facturaciones y hayan transcurridos los treinta días de la emisión de la segunda factura; (ii) En el caso que el Usuario consuma energía sin aprobación de la Distribuidora; o (iii) En el caso de alteración de las condiciones del suministro por parte del Usuario. Posterior al corte del servicio, la Distribuidora no deberá seguir facturando al Usuario.

19. La reconexión se realizará una vez que desaparezcan las causas que originaron la suspensión del servicio. Para el restablecimiento del suministro se aplicará lo establecido en el artículo 110 del Reglamento de la Ley General de Electricidad.

20. Respecto a la Garantía de Pago se deberá aplicar lo establecido en el artículo 94 del Reglamento de la Ley General de Electricidad, por lo cual, la Distribuidora no deberá exigir fiador.

21. El pago de la factura por servicio se deberá realizar en las agencias comerciales o en los lugares señalados por la Distribuidora. Se deberá comunicar a los Usuarios sobre los lugares autorizados para efectuar los pagos.

22. De acuerdo a la opción tarifaria, las facturas deberán incluir únicamente los cargos que estén directamente relacionados con el suministro del servicio de energía eléctrica; asimismo conforme lo establecido en el artículo 96 del Reglamento de la Ley General de Electricidad, previa autorización de la Comisión Nacional de Energía Eléctrica, se podrán adicionar los montos por tasas e impuestos de Ley, no considerados en el cálculo de las tarifas y relacionados directamente con el suministro.

23. La metodología para determinar el consumo mensual de energía de las lámparas de alumbrado público, cuando no cuenten con un sistema de medición y se aplique la Tarifa de Alumbrado Público (AP) será determinada por esta Comisión.

24. Conforme lo establecido en el artículo 105 del Reglamento de la Ley General de Electricidad, se establece el costo de falla que debe ser considerado en el cálculo de las indemnizaciones a usuarios finales de distribución cuando se superen los indicadores de calidad indicados en la Normas Técnicas del Servicio de Distribución - NTSD, este costo será de diez (10) veces la tarifa BTS vigente en la ciudad de Guatemala a la fecha de referencia, correspondiente al primer día del período de control.

25. Definiciones de los cargos:

Cargo Unitario por Consumidor (CF): es el cargo asociado a los costos de explotación de la Distribuidora por nivel de tensión.

Cargo Unitario por Energía (CE): es el cargo relacionado directamente con el consumo de energía eléctrica del Usuario.

Cargo Unitario por Energía de Punta (CEP): es el cargo relacionado directamente con el consumo de energía eléctrica realizada en el período de máxima demanda.

Cargo Unitario por Energía intermedia (CEi): es el cargo relacionado directamente con el consumo de energía eléctrica realizada en el período de demanda media.

Cargo Unitario por Energía de Valle (CEV): es el cargo relacionado directamente con el consumo de energía eléctrica realizada en el período de demanda mínima.

Cargo Unitario por Pérdidas de Energía de Punta (CPEP): es el cargo relacionado directamente con las pérdidas por consumo de energía eléctrica realizada en el período de máxima demanda, para los usuarios de la categoría c).

Cargo Unitario por Pérdidas de Energía Intermedia (CPEI): es el cargo relacionado directamente con las idas por consumo de energía eléctrica realizada en el período de demanda media, para los usuarios de la categoría c).

Cargo Unitario por Pérdidas de Energía de Valle (CPEV): es el cargo relacionado directamente con las pérdidas por consumo de energía eléctrica realizada en el período de demanda mínima, para los usuarios de la categoría c).

Cargo Unitario por Potencia Contratada (CPC): Es el cargo relacionado con la Potencia que el Usuario contrate con la Distribuidora.

Cargo Unitario por Potencia Máxima (CPMax): Es el cargo aplicado al valor máximo de las potencias integradas en períodos sucesivos de 15 minutos, medidos durante las 24 horas de cada día del mes.


PRECIOS BASE

26. Los precios base de compra de potencia y energía a la entrada de la red de distribución, conforme a lo establecido en el articuló 86 del Reglamento de la Ley General de Electricidad, serán aprobados por la Comisión para cada año estacional. Para el año estacional vigente, período del 1 mayo de 2017 al 30 de abril del 2018, los precios base serán los siguientes:

Cargo Valor Unidad
es
Definición
PEST 0.855724 Q/kWh Precio Base de Energía de Tarifas No afectas a Tarifa
Social
PPST 55.067853 Q/kW-
mes
Precio Base de Potencia de Tarifas No afectas a Tarifa
Social
PEST BTS 0.855724 Q/kWh Precio Base de Energía Tarifa Baja Tensión Simple
PEST AP 0.855724 Q/kWh Precio Base de Energía Tarifa Alumbrado Público
PEST BTDFP 0.855724 Q/kWh Precio Base de Energía Tarifa Baja Tensión con
Demanda Fuera de Punta
PEST BTDP 0.855724 Q/kWh Precio Base de Energía Tarifa Baja Tensión con
Demanda en Punta
PEST MTDFP 0.855724 Q/kWh Precio Base de Energía Tarifa Media Tensión con
Demanda Fuera de Punta
PEST MTDP 0.855724 Q/kWh Precio Base de Energía Tarifa Media Tensión con
Demanda en Punta
PEST PUNTA 0.855724 Q/kWh Precio Base de Energía en Banda Punta
PEST INTERMEDIA 0.855724 Q/kWh Precio Base de Energía en Banda Intermedia
PEST VALLE 0.855724 Q/kWh Precio Base de Energía en Banda Valle

                        COMPONENTES DE COSTOS DEL VAD

27. Las componentes de Costos del VAD (CCVAD) son las siguientes:

Cargo Valor Unidades Definición
CDBT 98.580629 Q/kW-mes Cargo Base por Potencia de Distribución en Baja
Tensión
CDMT 90.198916 Q/kW-mes Cargo Base por Potencia de Distribución en Media
Tensión

                        CARGOS BASE DE CONSUMIDOR

28. Los Cargos Base de Consumidor (CF) son los siguientes:

Cargo Valor Unidades Definición
CFMT-MTDo 925.113909 Q/Usuario-mes Cargo Fijo Base, Usuarios Media Tensión con
Demanda
CFBT-BTDo 265.970249 Q/Usuario-mes Cargo Fijo Base, Usuarios Baja Tensión con
Demanda
CFBT-BTSo 11.563924 Q/Usuario-mes Cargo Fijo Base, Usuarios Baja Tensión Simple
Demanda

                PARÁMETROS TARIFARIOS (PTE)

29. Las Componentes de Pérdidas del VAD o Factores de Pérdidas resultantes del Estudio Tarifario son las siguientes:

Cargo Valor                 Definición
FPEBT 1.101060 Factor de Pérdidas de Energía, Baja Tensión
FPEMT 1.053938 Factor de Pérdidas de Energía, Media Tensión
FPPBTP 1.107149 Factor de Pérdidas de Potencia, Baja Tensión de
Usuarios no afectos a la tarifa social
FPPMTP 1.057041 Factor de Pérdidas de Potencia, Media Tensión de
Usuarios no afectos a la tarifa social
FPPBT 1.107149 Factor de Pérdidas de Potencia, Baja Tensión
FPPBT_MT 1.107149 Factor de Pérdidas de Potencia en Baja Tensión,
Coincidente con la Red de Media Tensión
FPPMT 1.057041 Factor de Pérdidas de Potencia, Media Tensión

30. Constantes resultantes del Estudio de Caracterización de la Carga:

Categoría NHU FCRedBT FCTotalBT FCTotalMT FCRedMT FCI FPCont
BTS 406.061399 1.000000         -   1.000000  
AP 363.532767 1.000000         -  - 1.000000  
BTDP   0.930735         -         - 0.930735 0.784858 0.615949
BTDFP   0.634120         -         - 0.634120 0.800652 0.594874
MTDP         -         -         -         - 0.584897 0.990840 0.969018
MTDFP         -         -         -         - 0.852448 0.825406 1.000000
BTH   0.484314 0.481683   1.000000
MTH     0.772480   1.000000
PeajeFT_BT   0.846779   0.846779 0.895232  
PeajeFT_MT     0.846779 0.895232  

31. Ponderadores de Consumo de Energía por Banda Horaria:

  PUNTA INTERMEDIA VALLE
%EBTS 33.663097% 47.740901% 18.596003%
%EAP 32.478223% 2.012637% 65.509141%
%EBTDP 21.405461% 51.574083% 27.020456%
%EBTDFP 18.357433% 59.692978% 21.533240%
%EMTDP 19.106636% 59.360125% 21.533240%
%EMTDFP 21.560393% 55.744483% 22.695125%

32. Factores de Ajuste de Potencia:

Factor Valor Descripción
ALFA 0.977056 Proporción del VAD que se recuperará a través
del cargo por potencia contratada
FAPot 1.146723 Factor de Ajuste de Potencia, sin Tarifa Social
FABT 1.054013 Factor de Ajuste de Potencia, Baja Tensión
FAMT 1.054002 Factor de Ajuste de Potencia, Media Tensión


ESTRUCTURA TARIFARIA

33. Cargos Fijos:

34. Tarifa Baja Tensión Simple (BTS):

35. Tarifa Baja Tensión con Demanda en Punta (BTDP)

36. Tarifa Baja Tensión con Demanda Fuera de Punta (BTDFP)

37. Tarifa Baja Tensión Horaria (BTH)

38. Tarifa Media Tensión con Demanda en Punta (MTDP)

39. Tarifa Media Tensión con Demanda Fuera de Punta (MTDFP)

40. Tarifa Media Tensión Horaria (MTH)

41. Tarifa Alumbrado Público (AP)

42. Peaje en Función de Transportista. Usuarios BT (PeajeFT_BT), conforme lo establecido en el artículo 64 del Reglamento de la Ley General de Electricidad:

43. Peaje en Función de Transportista, Usuarios MT (PeajeFTJAT), conforme lo establecido en el artículo 64 del Reglamento de la Ley General de Electricidad:

44. Cargo por Corte y Reconexión (CACYR)

El cargo por reconexión es el aplicado para la reposición del servicio de conformidad con el artículo 93 del Reglamento de la Ley General de Electricidad a todo consumidor que haya sido sancionado con el corte del suministro de conformidad con la Ley General de Electricidad y su Reglamento.

Donde:

CACYR BTS_m Cargo por Corte y Reconexión en el semestre m, para la tarifa BTS.
CACYR BTD-BTH_m Cargo por Corte y Reconexión en el semestre m, para las tarifas BTDP-
BTDFP-BTH
CACYR MTD-MTH_m Cargo por Corte y Reconexión en el semestre m, para las tarifas MTDP-
MTDFP-MTH
FACACYRm Factor de Ajuste del Cargo por Corte y Reconexión
CACYR BTS_o Cargo Base por Corte y Reconexión, para la tarifa BTS.
CACYR BTD-BTH_o Cargo Base por Corte y Reconexión, para las tarifas BTDP-BTDFP-BTH
CACYR MTD-MTH_o Cargo Base por Corte y Reconexión, para las tarifas MTDP-MTDFP-MTH

Los Cargos Base por Corte y Reconexión base son los siguientes:

  Valor Unidad Descripción
CACYRBTS.O 121.662237 Quetzales Cargo por Corte y Reconexión para usuarios
en Baja Tensión Simple.
CACYRBTD-
BTH_0
364.986710 Quetzales Cargo por Corte y Reconexión para usuarios
en las categorías BTDP, BTDFP, BTH.
CACYRMTD-
MTH_0
1094.960129 Quetzales Cargo por Corte y Reconexión para usuarios
en las categorías MTDP, MTDFP, MTH.
FÓRMULAS DE AJUSTE

45. Ajuste Trimestral:

Conforme al artículo 87 del Reglamento de la Ley General de Electricidad, cada tres meses se calculará la diferencia entre el precio medio de compra de potencia y energía y el precio medio correspondiente calculado inicialmente, para ser trasladados a tarifas de distribución, conforme a lo siguiente:

Donde:

CCPRn Costos de Compra de Potencia Reales en el trimestre n.
CPi Costos de Potencia para el mes i del trimestre n. En este concepto, deben
incluirse los costos asociados o determinados en función de la Potencia o
Demanda Firme cuyo traslado a tarifas sea aprobado por la Comisión Nacional
de Energía Eléctrica, de acuerdo a lo establecido en la Ley General de
Electricidad, su Reglamento y Reglamento del Administrador del Mercado
Mayorista.

Donde:

CCERn Costos de Compra de Potencia Reales en el trimestre n.
CEi Costos de Energía para el mes i del trimestre n. En este concepto, deben incluirse
los costos asociados o determinados en función de la Energía cuyo traslado a
tarifas sea aprobado por la Comisión Nacional
de Energía Eléctrica, de acuerdo a lo establecido en la Ley General de
Electricidad, su Reglamento y Reglamento del Administrador del Mercado Mayorista.

Donde:

APPn Ajuste por Pago de Potencia en el trimestre n
CCPRn Costos de compra de Potencia Reales en el trimestre n.
DFt.i+1 Cantidad de demanda Facturada, correspondiente al consumo del mes i de
cada tarifa t. Dado que se factura al mes siguiente de realizado el consumo , el
subíndice de la fórmula corresponde a (i+1).
TarD tipos de tarifas que facturan demanda, donde t= Baja Tensión con Demanda
en Punta (BTDP), Baja Tensión con Demanda Fuera de Punta (BTDFP), media
Tensión con Demanda en Punta (MTDP), Media Tensión con Demanda Fuera de
Punta (MTDFP), baja Tensión Horaria (BTH), Media Tensión Horaria (MTH), Peaje
en Función de Transportista Baja Tensión (PeajeFT_BT), Peaje en Función de
Transportista Media Tensión (PeajeFT_MT).
PTP t,i+1 Parámetros Tarifarios aplicados para la recuperación de costos de Potencia
(de acuerdo a la estructura tarifaria) en cada tarifa t en el mes i+1. Son de
aplicación tanto a la demanda facturada como a la energía facturada.
ntarETNS Tipos de tarifas que no facturan demanda, donde t= Baja Tensión simple (BTS),
Alumbrado Público (AP)
EFt,i+1 Cantidad de Energía Facturada, correspondiente al consumo del mes i de
cada tarifa t. Dado que se factura al mes siguiente de realizado el consumo, el
subíndice de la fórmula corresponde a (i+1)-
PFPt,i+1 Precio Base Facturado de Potencia en el mes i+1 a cada tarifa t

Donde:

APEn Ajuste por Pago de Energía en el trimestre n
CCERn Costos de Compra de Energía Reales en el trimestre n
ntarTNS Tipos de tarifas existentes, donde t= Baja Tensión Simple (BTS), Alumbrado Público
(AP), Baja Tensión con Demanda en Punta (BTDP), Baja Tensión con
Demanda Fuera de Punta (BTDFP), Media Tensión con Demanda en Punta
(MTDP), Media Tensión con Demanda Fuera de Punta (MTDFP)., Baja Tensión
Horaria (BTH), Media Tensión Horaria (MTH), Peaje en Función de Transportista
Baja Tensión (PeajeFT_BT), Peaje en Función de Transportista Media Tensión
(PeajeFT_MT).
EFt,i+1 Cantidad de Energía Facturada, correspondiente al consumo del mes i de
cada tarifa t. Dado que se factura al mes siguiente de realizado el consumo, el
subíndice de la fórmula corresponde a (i+1).
PTEt,i+1 Parámetros Tarifarios aplicados para la recuperación de costos de Energía (de
acuerdo a la estructura tarifaria) en cada tarifa t en el mes i+1.
PFEt,i+1 Precio Base Facturado de Energía en el mes i+1 a cada tarifa t.

Donde:

APOn Ajuste por Pago de Otros costos reales en el trimestre n
CORn Costos Reales en el trimestre n, correspondientes a la Cuota por Administración
y Operación del Mercado Mayorista, cargo por servicios de operación del
sistema del Ente Operador Regional (EOR), cargo por regulación del MER de la
Comisión Regional de Interconexión Eléctrica (CRIE), y el costo de Garantía de
Pago establecido en los Contratos Existentes, esto con base en lo establecido
en la Ley General de Electricidad, el Reglamento de la Ley General de
Electricidad y el Reglamento del Administrador del Mercado Mayorista.

Donde:

SNAn Saldo No Ajustado en trimestre n
n-1 Trimestre anterior al que está siendo calculado

Donde:

ATn Ajuste Trimestral en el trimestre n
MRn+1 Monto a Recuperar en el trimestre n+1
EPn+1 Facturación de energía Prevista en el trimestre n+1
APENRn Ajuste por Pérdidas de Energía no Reconocidas en el trimestre n
APPNRn Ajuste por Pérdidas de Potencia No Reconocidas en el Trimestre n

46. Ajuste Trimestral por Pérdidas de Energía No Reconocidas:

Trimestralmente se calculará un ajuste por pérdidas de energía no reconocidas de la manera siguiente:

Donde:

APENRTNS n Ajuste por Pérdidas de Energía No Reconocidas, relacionado a las categorías
tarifarias de los Usuarios de la Tarifa No Social, en el trimestre n
MPRETNSn Monto de Pérdidas Reales de Energía, relacionado a las categorías tarifarias
de los Usuarios de la Tarifa No social, en el trimestre n
MPAETNSn Monto de Pérdidas Reconocidas de Energía, relacionado a las categorías
tarifarias de los Usuarios de la Tarifa No social, en el trimestre n

Donde:

MPRETNS n Monto de Pérdidas Reales de Energía, relacionado a las categorías tarifarias
de los usuarios de la Tarifa No social, en el trimestre n
CCER nTNS Costos de Compra de Energía Reales en la categorías tarifarias de los
Usuarios no de la Tarifa No social, en el trimestre n. En este concepto se
deben incluir todos los costos contenidos en el APEn.

Donde:

PREn Porcentaje de Pérdidas Reales de Energía Tarifa Social y Tarifa No Social, en el
trimestre n
CEDn Cantidades de Energía Totales correspondientes a los bloques de Tarifa Social y
Tarifa No Social, compradas en el trimestre n por la Distribuidora
EFT,I+1 Cantidad de Energía Facturada, correspondiente al consumo del mes i de cada
tarifa t. Dado que se factura al mes siguiente de realizado el consumo, el
subíndice de la fórmula corresponde a (i+1).
ntarTOT Tipos de tarifas existentes, donde t= Tarifa Social (TS), Baja Tensión Simple (BTS),
Alumbrado Público (AP), Baja Tensón con Demanda en Punta (BTDP), Baja
Tensión con Demanda Fuera de Punta (BTDFP), Media Tensión con Demanda en
Punta (MTDP), Media Tensión con Demanda Fuera de Punta (MTDFP), Baja
Tensión Horaria (BTH), Media Tensión Horaria (MTH), Peaje en Función de
Transportista Baja Tensión (PeajeFT_BT), Peaje en Función de Transportista Media
Tensión (PeajeFT_MT).
PTEt,i+1 Parámetros tarifarios aplicados para la facturación por energía (de acuerdo
a la estructura tarifaria) en el mes i+1 y categoría tarifaria t. La diferencia
con PTE t,i+1 radica en que en para PTE' t,1+1 los factores por pérdidas de energía
se igualan a 1

Donde:

MPAETNS n Monto de Pérdidas Reconocidas de Energía, relacionado a las categorías
tarifarias de los Usuarios de la Tarifa No Social, en el trimestre n
ntarTNS Tipos de tarifas existentes, donde t= Baja Tensión Simple (BTS), Alumbrado
Público (AP), Baja Tensión con Demanda en Punta (BTDP), Baja Tensión con
Demanda Fuera de Punta (BTDFP), Media Tensión con Demanda en Punta
(MTDP), Media Tensión con Demanda Fuera de Punta (MTDFP), Baja Tensión
Horaria (BTH), Media Tensión Horaria (MTH), Peaje en Función de Transportista
Baja Tensión (PeajeFT_BT), Peaje en Función de Transportista Media Tensión
(PeajeFT MT).
EFt,i+1 Cantidad de Energía Facturada, correspondiente al consumo del mes i de
cada tarifa t. Dado que se factura al mes siguiente de realizado el consumo, el
subíndice de la fórmula corresponde a (i+1).
PTE´´ t,i+1 Parámetros tarifarios aplicados para la facturación por energía (de acuerdo a
la estructura tarifaria) en el mes i+1 y categoría tarifaria t. La diferencia con
PTEt,i+1 radica en que para PTE"t,i+1 los factores por pérdidas de energía
totales se calculan como (PTEt,i+1 -1), y para las categorías tarifarias: Peaje en
Función de Transportista Baja Tensión (PeajeFT.BT), Peaje en Función de
Transportista Media Tensión (PeajeF.MT) en las que solo se facturan las
pérdidas de energía, se quedan iguales.
PEi Precio de compra de energía promedio de la Tarifa No Social, reales para el
mes i del trimestre n. En este concepto se deben incluir todos los costos
contenidos en el APEn y la energía considerada en CEDn.

47. Ajuste Trimestral por Pérdidas de Potencia No Reconocidas:

Trimestralmente se calculará un ajuste por pérdidas de potencia no reconocidas de la manera siguiente:

Donde:

APPNRTNS n Ajuste por Pérdidas de Potencia No Reconocidas, relacionado a las
categorías tarifarias de los Usuarios de la Tarifa No Social, en el trimestre n
MPRPTNS n Monto de Pérdidas Reales de Potencia, relacionado a las categorías
tarifarias de los Usuarios de la Tarifa No Social, en el trimestre n
MPAPTNS n Monto de Pérdidas Reconocidas de Potencia, relacionado a las
categorías tarifarias de los Usuarios de la Tarifa No Social, en
el trimestre n

Donde:

MPRPTNS n Monto de Pérdidas Reales de Potencia, relacionado a las categorías
tarifarias de los Usuarios de la Tarifa No Social, en el trimestre n
CCPRTNS n Costos de Compra de Potencia Reales en las categorías tarifarias de los
Usuarios de la Tarifa No Social, en el trimestre n. En este concepto se deben
incluir todos los costos contenidos en el APP

Donde:

PRPn Porcentaje de Pérdidas Reales de Potencia en el trimestre n
CPDn Sumatoría de las Demandas Máximas mensuales coincidentes en la entrada
de la Red de la Distribuidora, correspondiente a los bloques de Tarifa Social y
Tarifa No Social de la Distribuidora (en kW), de acuerdo a lo registrado por el
Sistema de Medición Comercial del Administrador del Mercado Mayorista y
las demandas de los sistemas aislados, para el trimestre n.
ntarD Tipos de tarifas que facturan demanda, donde t= Baja Tensión con Demanda
en Punta (BTDP), Baja Tensión con Demanda Fuera de Punta (BTDFP), Media
Tensión con Demanda en Punta (MTDP), Media Tensión con Demanda Fuera
de Punta (MTDFP), Baja Tensión Horaria (BTH), Media Tensión Horaria (MTH),
Peaje en Función de Transportista Baja Tensión (PeajeFT_BT), Peaje en Función
de Transportista Media Tensión (PeajeFT_MT).
DFt,i+1 Parámetros tarifarios aplicados para la facturación por potencia (de acuerdo
a la estructura tarifaria) en el mes i+1 y categoría tarifaria t (Tarifa Social y
Tarifas No afectas a Tarifa Social). La diferencia con PTP t,1+1 radica en que
para PTP't,1+1 los factores por pérdidas de potencia se igualan a 1
ntarETOT Tipos de tarifas que no facturan demanda, donde t = Baja Tensión Simple
(BTS), Alumbrado Público (AP) y Tarifa Social (BTSS).
EFt,1+1 Cantidad de Energía Facturada, correspondiente al consumo
del mes i de cada tarifa t. Dado que se factura al mes siguiente de
realizado el consumo, el subíndice de la fórmula corresponde a (i+1).

Donde:

MPAPTNSn Monto de Pérdidas Reconocidas de Potencia en las categorías tarifarias de
los Usuarios de la Tarifa No Social, en el trimestre n
EFt,1+1 Cantidad de Energía Facturada, correspondiente al consumo del mes i de
cada tarifa t (Tarifas No Sociales). Dado que se factura al mes siguiente de
realizado el consumo, el subíndice de la fórmula corresponde a (i+1).
ntarETNS Tipos de tarifas que no facturan demanda, donde t = Baja Tensión Simple
(BTS), Alumbrado Público (AP)
PTP´´t,i+1 Parámetros tarifarios aplicados para la facturación por potencia (de
acuerdo a la estructura tarifaria) en el mes i+1 y categoría tarifaria t. La
diferencia con PTPt(i+1 radica en que para PTP"t,i+1 los factores por
pérdidas de potencia totales se calculan como ( PTPt,i+1 - 1), y para las
categorías tarifarias: Peaje en Función de Transportista Baja Tensión
(PeajeFT_BT), Peaje en Función de Transportista Media Tensión (PeajeFLMT)
en las que solo se facturan las pérdidas de potencia, se quedan iguales
DFt,i+1 Cantidad de Demanda Facturada, correspondiente al consumo del mes i
de cada tarifa t. Dado que se factura al mes siguiente de realizado el
  consumo, el subíndice de la fórmula corresponde a (i+1)
ntarD Tipos de tarifas que facturan demanda, donde t= Baja Tensión con
Demanda en Punta (BTDP), Baja Tensión con Demanda Fuera de Punta
(BTDFP), Media Tensión con Demanda en Punta (MTDP), Media Tensión con
Demanda Fuera de Punta (MTDFP), Baja Tensión Horaria (BTH), Media
Tensión Horaria (MTH), Peaje en Función de Transportista Baja Tensión
(PeaieFT_BT), Peaje en Función de Transportista Media Tensión (PeajeFT MT).
PPi Precio de compra de potencia promedio de la Tarifa No Social, reales para
el mes i del trimestre n. En este concepto se deben incluir todos los costos
contenidos en el APPn y las demandas máximas consideradas en CPDn.

48. Ajuste Semestral de los Cargos por Distribución (CD)

Donde:

FACDST Factor de Ajuste del Cargo por Distribución de Baja Tensión (CDBT)
PDCD.BT Peso del valor de los costos transables sobre el valor total del CDBT igual a
45.262844%
TCn Tipo de cambio de referencia publicado por el Banco de Guatemala, en su
Página WEB (www.banguat.gob.gt), vigente el último día del mes anterior a
la fecha del ajuste
TCO Tipo de cambio de referencia al 30 de diciembre de 2015, igual a 7.63237 Q/
US$
FAA Factor de Ajuste Arancelario
PIPCCD.BT Peso del valor de los costos no transables sobre el valor total del CDBT igual a
54.737156%
IPCN índice de Precios al Consumidor a nivel República publicado por el Instituto
Nacional de Estadística, en su Página WEB (www.ine.gob.gt), vigente el
último día del mes anterior a la fecha del ajuste
IPCO Índice de Precios al Consumidor a nivel República publicado por el Instituto
Nacional de Estadística, a diciembre de 2015, igual a 121.68
KCD.N Factor de reducción del CD en el período "N" igual a 1

Donde:

FACDMT Factor de Ajuste del Cargo por Distribución de Media Tensión (CDMT)
PDCD.MT Peso del valor de los costos transables sobre el valor total del CDMT igual a
55.247208%
TCN Tipo de cambio de referencia publicado por el Banco de Guatemala, en su
página WEB www.banguat.gob.gt, vigente el último día del mes anterior a la
fecha del ajuste
TCO Tipo de cambio de referencia al 30 de diciembre de 2015, igual a 7.63237 Q/
US$
FAA Factor de Ajuste Arancelario
PIPCCD.MT Peso del valor de los costos no transables sobre el valor total del CDMT igual a
44.752792%
IPCN Índice de Precios al Consumidor a nivel República publicado por el Instituto
Nacional de Estadística, en su página WEB (www.ine.gob.gt), vigente el último
día del mes anterior a la fecha del ajuste
IPCO Índice de Precios al Consumidor a nivel República publicado por el Instituto
Nacional de Estadística vigente a diciembre de 2015, igual a 121.68
KCD.N Factor de reducción del CD en el período "N" igual a 1
CUOTA Monto pagado por la Distribuidora a la Comisión Nacional de Energía
Eléctrica en concepto del aporte establecido en el artículo 5 de la Ley
General de Electricidad, correspondiente a los últimos seis meses anteriores a
la fecha del ajuste
CDMT Cargo Base por Potencia de Distribución en Media Tensión
Dmaxm.MT Sumatoria de las Demandas Máximas mensuales coincidentes en la entrada
de la Red de la Distribuidora (en kW), registrada por el Sistema de Medición
Comercial del Administrador del Mercado Mayorista, y las demandas de los
sistemas aislados, para los seis meses anteriores a la fecha del ajuste, ésta
incluye la demanda de todos los usuarios conectados a la red de la
Distribuidora.

Donde:

FAA Factor de Ajuste Arancelario
FPAP Factor de ponderación del arancel del poste de concreto con código N°
6810.99.00 del Arancel Aduanero Centroamericano SAC, igual a 25.60%
APN Tasa arancelaria del poste de concreto con código N° 6810.99.00 del Arancel
Aduanero Centroamericano SAC, vigente el último día del mes anterior a la
fecha de ajuste
APO Tasa arancelaria del poste de concreto con código N° 6810.99.00 del Arancel
Aduanero Centroamericano SAC, vigente al 30 de diciembre de 2015, igual a
15.0%
FPAC Factor de ponderación del arancel del cable desnudo de aluminio aéreo con
código N° 7614.10.00 del Arancel Aduanero Centroamericano SAC, igual a
19.45%
ACN Tasa arancelaria del cable desnudo de aluminio aéreo con código Nº 7614.10.00
del Arancel Aduanero centroamericano SAC, vigente el último día del mes
anterior a la fecha en que se efectúe el ajuste
ACO Tasa arancelaria del cable desnudo de aluminio aéreo con código N° 7614.10.00
del Arancel Aduanero Centroamericano SAC, vigente al 30 de diciembre de
2015, igual a 10.0%
FPAh Factor de ponderación del arancel de los herrajes con código N° 7318.15.00 del
Arancel Aduanero Centroamericano SAC, igual a 17.76%
ahN Tasa arancelaria de los herrajes con código N° 7318.15.00 del Arancel Aduanero
Centroamericano SAC, vigente el último día del mes anterior a la fecha en que
se efectúe el ajuste
AhO Tasa arancelaria de los herrajes con código N° 7318.15.00 del Arancel Aduanero
Centroamericano SAC, vigente al 30 de diciembre de 2015, igual a 5.0%
FPAe Factor de ponderación del arancel del equipo eléctrico con código N°
8535.21.00 del Arancel Aduanero Centroamericano SAC, igual a 1.00%
AeN Tasa arancelaria del equipo eléctrico con código N° 8535.21.00 del Arancel
Aduanero Centroamericano SAC, vigente el último día del mes anterior a la
fecha en que se efectúe el ajuste
AeO Tasa arancelaria del equipo eléctrico con código N° 8535.21.00 del Arancel
Aduanero Centroamericano SAC, vigente al 30 de diciembre de 2015, igual a
0.0%
FPAt Factor de ponderación del arancel del transformador con código N° 8504.33.00
del Arancel Aduanero Centroamericano SAC, igual a 36.19%
AtN Tasa arancelaria del transformador con código N° 8504.33.00 del Arancel
Aduanero Centroamericano SAC, vigente el último día del mes anterior al que se
efectúe el ajuste
AtO Tasa arancelaria del transformador con código N° 8504.33.00 del Arancel
Aduanero Centroamericano SAC, vigente al 30 de diciembre de 2015, igual a
0.0%

49. Ajuste Semestral de los Cargos de Consumidor (CF):

Donde:

FACFBT Factor de Ajuste del Cargo por Consumidor para usuarios BT
PDCF.BT Peso del valor de los costos transables sobre el valor total
del costo de usuarios en BT, iqual a 20.232927%
TCN Tipo de cambio de referencia publicado por el Banco de Guatemala,
en su página WEB (www.banguat.gob.gt), vigente el último día del
mes anterior a la fecha del ajuste
TCO Tipo de cambio de referencia al 30 de diciembre de 2015, igual
a 7.63237 Q/ US$
FAA Es el Factor de Ajuste Arancelario
PIPCCF.BT Peso del valor de los costos no transables sobre el valor total del
costo de usuarios de BT, igual a 79.767073%
IPCN Índice de Precios al Consumidor a nivel República publicado por el
Instituto Nacional de Estadística, en su página WEB (www.ine.gob.gt).
vigente el último día del mes anterior a la fecha del ajuste
IPCO Índice de Precios al Consumidor a nivel República publicado por el
Instituto Nacional de Estadística, vigente a diciembre de 2015,
igual a 121.68
KCF.N Factor de reducción del CF en el período "N" igual a 1

Donde:

FACFMT Factor de Ajuste del Cargo por Consumidor para usuarios MT
PDCF.MT Peso del valor de los costos transables sobre el valor total del costo de
usuarios en MT, igual a 20.232927%
TCN Tipo de cambio de referencia publicado por el Banco de Guatemala, en su
página WEB (www.banguat.gob.gt), vigente el último día del mes anterior a
la fecha del ajuste
TCO Tipo de cambio de referencia al 30 de diciembre de 2015, igual a 7.63237 Q/
US$
PIPCCF.MT Peso del valor de los costos no transables sobre el valor total del costo de
usuarios de BT, igual a 79.767073%
IPCN Índice de Precios al Consumidor a nivel República publicado por el Instituto
Nacional de Estadística, en su página WEB (www.ine.gob.gt), vigente el
último día del mes anterior a la fecha del ajuste
IPCO Índice de Precios al Consumidor a nivel República publicado por el Instituto
Nacional de Estadística, vigente a diciembre de 2015, igual a 121.68
KCF.N Factor de reducción del CF en el período "N" igual a 1

50. Ajuste Semestral del Cargo por Corte y Reconexión:

Donde:

FACACYRm Factor de ajuste del cargo por corte y reconexión en el período m
IPCm Índice de Precios al Consumidor a nivel República publicado por el Instituto
Nacional de Estadística, en su página WEB (www.ine.gob.gt), vigente el
último día del mes anterior a la fecha del ajuste
IPCO Índice de Precios al Consumidor a nivel República publicado por el instituto
Nacional de Estadística, vigente a diciembre de 2015, igual a 121.68

51. Ajuste Anual de los Precios Base:

Conforme lo establecido en el artículo 86 del Reglamento de la Ley General de Electricidad, con base a los precios de compra de energía de la Distribuidora por Banda Horaria, la Comisión podrá determinar Precios Base de Energía Ponderados por Bandas Horarias, de la manera siguiente:

Donde:

PESTi Precio Base de Energía de la Tarifa t, donde t= BTS, AP, BTDP, BTDFP, MTDP,
MTDFP
PEpunta Precio de Compra de la Energía de la Distribuidora, en la Banda Horaria de Punta
%Et punta Ponderador de Consuma de Energía de la tarifa t, en la Banda
Horaria
de Punta
PEINTERMEDIA Precio de Compra día Energía de la Distribuidora, en la Banda
Horaria Intermedia
%Et INTERMEDIA Ponderador de Consumo de Energía de la tarifa t, en la Banda
Horaria Intermedia
PEVALLE Precio de Compra de la Energía de la Distribuidora, en la Banda Horaria de Valle
%Et VALLE Ponderador de Consumo de Energía de la tarifa t, en la Banda Horaria de Valle

AJUSTES Al 30 PE JUNIO DE 2017

52. Ajuste Trimestral, Trimestre Agosto - Octubre 2017:

El Ajuste Trimestral a aplicar del 01 de agosto al 31 de octubre de 2017, es de:

  Valor Unidades Definición
ATn 0.039215 Q/KWh Ajuste Trimestral Tarfia No social

53. Factores de Ajuste de los Cargos de Distribución al 30 de junio de 2017:

Los factores de ajuste de los Cargos de Distribución al 30 de junio de 2017, son los siguientes:

Factor de Ajuste Valor Definición
FACDBT 1.020116 factor de Ajuste del CDBT al 30 de junio
de 2017
FACDmt 1.015400 Factor de Ajuste del CDMT al 30 de junio
de 2017
FACFBT 1.047122 Factor de Ajuste de CFBTSo y CFBTDo al 30 de
junio de 2017
FACFMT 1.047122 Factor de Ajuste del CFMTDo al 30 de junio de 2017
FACACYRm 1.068951 Factor de Ajuste del Cargo por Corte y
Reconexión 30 de junio de 2017

Estos factores estarán vigentes para el período comprendido del 01 de agosto de 2017 al 31 de enero de 2018.

PLIEGO TARIFARIO PARA EL PERÍODO DEL 1 DE AGOSTO AL 31 DE OCTUBRE DE 2017

Baja Tensión Simple (BTS)
Cargo Unitario por Consumidor 12.108839 Q / usuario-mes
Cargo Unitario por Energía 1.781456 Q/kWh
Baja Tensión Demanda en Punta (BTDP)
Cargo Unitario por Consumidor 278.503299 Q / usuario-mes
Cargo Unitario por Energía 1.032239 Q/kWh
Cargo Unitario por Potencia Máxima 57.845208 Q /kW-mes
Cargo Unitario por Potencia Contratada 101.257067 Q /kW-mes
Baja Tensión Demanda Fuera de Punta (BTDFP)
Cargo Unitario por Consumidor 278.503299 Q / usuario-mes
Cargo Unitario por Energía 1.032239 Q/kWh
Cargo Unitario por Potencia Máxima 40,203,651 Q /kW-mes
Cargo Unitario por Potencia Contratada 67.967874 Q /kW-mes
Baja Tensión Horaria (BTH)
Cargo Unitario por Consumidor 278.503299 Q / usuario-mes
Cargo Unitario por Energía en Punta 1.032239 Q/kWh
Cargo Unitario por Energía Intermedia 1,032,239 Q/kWh
Cargo Unitario por Energía en Valle 1.032239 Q/kWh
Cargo Unitario por Potencia Máxima 38.149796 Q /kW-mes
Cargo Unitario por Potencia Contratada 108.700545 Q/kW-mes
Media Tensión Demanda en Punta (MTDP)
Cargo Unitario por Consumidor 968.707127 Q / usuario-mes
Cargo Unitario por Energía 0.941095 Q/kWh
Cargo Unitario por Potencia Máxima 40.040829 Q /kW-mes
Cargo Unitario por Potencia Contratada 55,989,420 Q /kW-mes
Media Tensión Demanda Fuera de Punta (MTDFP)
Cargo Unitario por Consumidor 968.707127 Q / usuario-mes
Cargo Unitario por Energía 0.941095 Q/kWh
Cargo Unitario por Potencia Máxima 48,613,362 Q /kW-mes
Cargo Unitario por Potencia Contratada 70,149,845 Q /kW-mes
Media Tensión horaria (MTH)
Cargo Unitario por Consumidor 968,707,127 Q / usuario-mes
Cargo Unitario por Energía en Punta 0.941095 Q/kWh
Cargo Unitario por Energía Intermedia 0.941095 Q /kWh
Cargo Unitario por Energía en Valle 0.941095 Q/kWh
Cargo Unitario por Potencia Máxima 53,371,251 Q /kW-mes
Cargo Unitario por Potencia Contratada 77,015,554 Q /kW-mes
Tarifa de Alumbrado Público (AP)
Cargo Unitario por Energía 1.869106 Q/kWh
Peaje en Función de Transportista Baja Tensión PeajeFT_BT)
Cargo Unitario por Pérdidas de Energía en Punta 0.143592 Q/kWh
Cargo Unitario por Pérdidas de Energía Intermedia 0.143592 Q/kWh
Cargo Unitario por Pérdidas de Energía en Valle 0.143592 Q/kWh
Cargo Unitario por Potencia Mínimo 182,754,516 Q / kW-mes
Peaje en Función de Transportista Media Tensión PeajeFT_MT)
Cargo Unitario por Pérdidas de Energía en Punta 0.048271 Q/kWh
Cargo Unitario por Pérdidas de Energía Intermedia 0.048271 Q/kWh
  0.048271 Q /kWh
Cargo Unitario por Potencia Máxima 80,083,592 Q /kW-mes

54. La Tasa de interés por mora, a aplicar en el trimestre comprendido del 01 de agosto al 31 de octubre de 2017, por la Distribuidora es de:

Tasa de interés por mora 1.027905%

55. Los Cargos por Corte y Reconexión para aplicar en el Semestre comprendido del 01 de agosto de 2017 al 31 de enero de 2018 son los siguientes:

  Valor Unidad Descripción
CACYRBTS_m 130.051012 Quetzales Cargo por Corte y Reconexión para usuarios en
Baja Tensión simple.
CACYR BTD-BTH_m 390.153035 Quetzales Cargo por Corte y Reconexión para usuarios en las
categoría BTDP, BTDFP, BTH.
CACYR MTD-MTH_m 1170.459106 Quetzales Cargo por Corte y Reconexión para usuarios en las
categoría MTDP, MTDFP, MTH.
 
...
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