RESOLUCIÓN  CNEE-146-2017

Se fijan las tarifas base para todos los consumidores del servicio de distribución final de la tarifa social que atiende la Empresa Eléctrica Municipal De Santa Eulalia.


RESOLUCIÓN CNEE-146-2017

Guatemala, 25 de julio de 2017


LA COMISION NACIONAL DÉ 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 estipula 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 la Ley de la Tarifa Social para el Suministro de Energía Eléctrica, preceptúa que la Comisión Nacional de Energía Eléctrica deberá emitir y determinar las normas, metodología, procedimientos y fuente energética necesarios para la implementación de la Tarifa Social para el Suministro de Energía Eléctrica y que cualquier otro aspecto se regirá por la Ley General de Electricidad y sus reglamentos; la Tarifa Social para el Suministro de Energía Eléctrica, en sus componentes de potencia y energía, será calculada como la suma del precio de compra de la energía eléctrica, referido a la entrada de la red de distribución y del Valor Agregado de Distribución -VAD-; el precio de compra de la energía eléctrica por parte del distribuidor que se reconozca en la tarifa debe reflejar estrictamente la condición obtenida en la licitación abierta según lo establece el artículo 3 de la citada ley, debiendo la Comisión Nacional de Energía Eléctrica publicar el pliego tarifario respectivo.


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 de los usuarios de la Tarifa Social de la Empresa Eléctrica Municipal de Santa Eulalia, vence el 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 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 mi diecisiete al treinta y uno de Julio de dos mil veintidós, de conformidad con los siguientes puntos:


CONDICIONES GENERALES:

1. La Tarifa Social es una tarifa especial con carácter social, aplicada al suministro de energía eléctrica, dirigida a usuarios regulados conectados en baja tensión sin cargo por demanda, de acuerdo a lo definido en la Ley General de Electricidad y su Reglamento. Se reconoce como Usuario de Tarifa Social a todo usuario que consuma la cantidad igual o inferior a 300 kWh en un período de facturación mensual o consumo promedio diario de hasta 10 kWh.

2. 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 el servicio contratado.

3. 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. 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.

4. 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 cuadrilla que instaló y personal de la distribuidora responsable de la instalación.

5. 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.

6. 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 intereses por mora. La tasa de interés 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) En el caso que el Usuario tenga pendiente el pago de Servicio de Distribución Final de dos o más facturaciones, previa notificación, y hayan transcurrido 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.

7. 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.

8. 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.

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

10. La factura deberá 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.

11. 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 periodo de control.

12. Definiciones de los Cargos, según el artículo 89 del Reglamento de la Ley General de Electricidad:

Cargo Unitario por Consumidor (CF): 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.

PRECIOS BASE

13. Los precios base de compra de potencia y energía a la entrada de la red de distribución, conforme a lo establecido en el artículo 86 del Reglamento de la Ley General de Electricidad, serán aprobados por la Comisión para cada año estacional. Para el año estacional vigente, periodo del 01 mayo de 2017 al 30 de abril del 2018, los precios base serán los siguientes:

Precio Valores Base Unidades Definición
PPSTTS 55.067853 Q/kW-mes Precio Base de Potencia Tarifa Social
PESTTS 0.571615 Q/kWh Precio Base de Energía Tarifa Social

COMPONENTES DE COSTOS DEL VAD

14. 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

15. El Cargo Base de Consumidor (CF) es:

Cargo Valor Unidades Definición
CFBTS0

11.56

Q / Usuario - mes Cargo Fijo Base, Usuarios Tarifa Social

PARÁMETROS TARIFARIOS (PTE)

16. Los Componentes de Pérdidas del VAD o Factores de Pérdidas resultantes del Estudio Tarifario son los siguientes:

Cargo Valor Definición
FPEBT 1.101060 Factor de Pérdidas de Energía, Baja Tensión
FPEMT 1.053938 Factor de Pérdidas de Energía, Media Tensión
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
FPPBTTS 1.107149 Factor de Pérdidas de Potencia, Baja Tensión, Tarifa Social
FPPMTTS 1.057041 Factor de Pérdidas de Potencia, Media Tensión, Tarifa Social

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

Categoría NHU FCRedBT FCRedMT
BTSS 406.061399 1.000000 1.000000

18. Ponderadores de Consumo de Energía por Banda Horaria:

  PUNTA INTERMEDIA VALLE
%Ebbts 33.663097% 47.740901% 18.6003%

19. Factores de Ajuste de Potencia

Factor Valor Descripción
FAPotTS 1.146723 Factor de Ajuste de Potencia, Tarifa Social
FABT 1.054013 Factor de Ajuste de Potencia, Baja Tensión
FAMT 1.054002 Factor de Ajuste de Potencia, Media Tensión

ESTRUCTURA TARIFARIA

20. Cargo Fijo:

21. Tarifa Social (BTSS):

22. 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.

Dónde:

CACYR BTSS_m Cargo por Corte y Reconexión en el semestre m, para los usuarios de la Tarifa Social
FACACYR m Factor de Ajuste del Carao por Corte y Reconexión
CACYR BTSS_0 Cargo Base por Corte y Reconexión, para los usuarios de la Tarifa Social

Los Cargos Base por Corte y Reconexión son los siguientes:

  Valor Unidad Descripción
CACYR BTSS_0 121.66 Quetzales Cargo por Corte y Reconexión para usuarios en Tarifa Social

FÓRMULAS DE AJUSTE

23. 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 lo siguiente:

Donde:

CCPR n Costos de Compra de Potencia Reales de la Distribuidora en el trimestre n para
la demanda de Tarifa Social, calculados en la entrada de la red de distribución.
CE i Costos de Potencia para el mes i del trimestre n para abastecer la demanda de
potencia de la Tarifa Social. 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 el Reglamento del Administrador
del Mercado Mayorista.

Donde:

CCER n Costos de Compra de Energía Reales de la Distribuidora en el trimestre n para
los consumos de Tarifa Social, calculados en la entrada de la red de distribución.
CE i Costos de Energía para el mes i del trimestre n para abastecer la demanda de
energía de la Tarifa Social. 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 el Reglamento del Administrador del Mercado Mayorista.

Donde:

APP n Ajuste por Pago de Potencia en el trimestre n
CCPR n Costos de Compra de Potencia Reales en el trimestre n
EF it+1 Cantidad de Energía Facturada, correspondiente al consumo del mes i. Dado que se
factura al mes siguiente de realizado el consumo, el subíndice de la formula corresponde a (i+1).
PTP i+1 Parámetros Tarifarios aplicados para la recuperación de costos de Potencia
(de acuerdo a la estructura tarifaria) en el mes i+1. Se aplican a la energía facturada.
PFP i+1 Precio Base Facturado de Potencia en el mes i+1

Donde:

APE n Ajuste por Pago de Energía en el trimestre n
CCER n Costos de Compra de Energía Reales en el trimestre n
EF i+1 Cantidad de Energía Facturada, correspondiente al consumo del mes i. Dado
que se factura al mes siguiente de realizado el consumo, el subíndice de
la formula corresponde a (i+1).
PTE i+1 Parámetros Tarifarios aplicados para la recuperación de costos de Energía
(de acuerdo a la estructura tarifaria) en el mes i+1.
PFE i+1 Precio Base Facturado de Energía en el mes i+1

Donde:

APO n Ajuste por Pago de Otros Costos Reales en el trimestre n correspondientes a la Tarifa Social
COR n 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) y cargo por regulación del MER de la Comisión Regional
de Interconexión Eléctrica (CRIE), 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.

El saldo no ajustado en el trimestre n se calcula como:

Dónde:

SNA n Saldo No Ajustado en el trimestre n correspondiente a la Tarifa Social
n-1 Trimestre anterior al que esta siendo calculado

Dónde:

AT n Ajuste Trimestral en el trimestre n correspondiente a la Tarifa Social
MR n+1 Monto a recuperar en el trimestre n+1 correspondiente a la Tarifa Social
EP n+1 Cantidad de energía prevista facturar en el trimestre n correspondiente a
la Tarifa Social (kWh)
APENR n Ajuste por Perdidas de Energía No Reconocidas en el trimestre n
APPNR n Ajuste por Perdidas de Potencia No Reconocidas en el trimestre n

24. Ajuste Trimestral por Pérdidas de Energía No Reconocidas:

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

Dónde:

APENR TS n Ajuste por Perdidas de Energía No Reconocidas, relacionado a los Usuarios
de la Tarifa Social, en el trimestre n
MPRE TS n Monto de Perdidas Reales de Energía, relacionado a los Usuarios de la
Tarifa Social, en el trimestre n
MPAE TS n Monto de Perdidas Reconocidas de Energía, relacionado a los Usuarios
de la Tarifa Social, en el trimestre n

Dónde:

MPRE n TS Monto de Perdidas Reales de Energía, relacionado a los Usuarios de la
Tarifa Social, en el trimestre n
CCER n TS Costos de Compra de Energía Reales de las categorías tarifarias de los
Usuarios de la Tarifa Social, en el trimestre n. En este concepto se deben
incluir todos los costos contenidos en el APE.

Dónde:

PRE n Porcentaje de Perdidas Reales de Energía Tarifa Social y Tarifas No Sociales,
en el trimestre n
CED n Cantidades de Energía Totales correspondientes a los bloques de Tarifa
Social y Tarifas No Sociales, compradas en el trimestre n por la Distribuidora
ntarTOT Tipos de tarifas existentes, donde t= Tarifa Social (TS), Baja Tensión Simple (BTS),
Alumbrado Publico (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).
EF t,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
formula 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 PTE t,i+1
tarifaria t. La diferencia con radica en que en para PTE' t,i+1 los factores por pérdidas de energía se igualan a 1

Dónde

MPAE TS n Monto de Perdidas Reconocidas de Energía, relacionado a los Usuarios de la Tarifa Social,
en el trimestre n
EF i+1 Cantidad de Energía Facturada, correspondiente al consumo del mes i de la Tarifa Social.
Dado que se factura al mes siguiente de realizado el consumo, el subíndice de la formula
corresponde a (i+1)
PTE'' 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 perdidas de energía totales se calculan
como ( PTEi,i+1 -1 )
PE i Precio de compra de energía promedio, para el mes i del trimestre n (Tarifa Social).
En este concepto se deben incluir todos los costos contenidos en el APn y la energía
considerada en CEDn.

El APENR TSn se incluirá en el cálculo del AT, de acuerdo a las condiciones siguientes:

25. Ajuste Trimestral por Pérdidas de Potencia No Reconocidas

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

Dónde:

APPNR TS n Ajuste por Perdidas de Potencia No Reconocidas, relacionado a los Usuarios de la
Tarifa Social, en el trimestre n
MPRP TS n Monto de Perdidas Reales de Potencia, relacionado a los Usuarios de la Tarifa Social,
en el trimestre n
MPAP TS n Monto de Perdidas Reconocidas de Potencia, relacionado a los Usuarios de la Tarifa Social,
en el trimestre n

Dónde:

MPRP TS n Monto de Perdidas Reales de Potencia, relacionado a los Usuarios de la Tarifa Social,
en el trimestre n
CCPR TS n Costos de Compra de Potencia Reales de los Usuarios de la Tarifa Social,
en el trimestre n. En este concepto se deben incluir todos los costos contenidos en el APP.

Dónde:

PRP n Porcentaje de Perdidas Reales de Potencia en el trimestre n
CPD n Sumatoria de las Demandas Máximas mensuales coincidentes en la entrada de la Red
de la Distribuidora, correspondiente a los bloques de Tarifa Social y Tarifas No Sociales
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).
DF t,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 formula corresponde a (i+1)
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 (Tarifa Social y Tarifas No Sociales).
La diferencia con PTP t,i+1 radica en que para PTP't,i+1 los factores por perdidas 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).
EF t,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
formula corresponde a (i+1).

Dónde:

MPAP TS n Monto de Perdidas Reconocidas de Potencia en la Tarifa Social, en el trimestre n
EF, i+1 Cantidad de Energía Facturada, correspondiente al consumo del mes i. Dado que
se factura al mes siguiente de realizado el consumo, el subíndice de la formula
corresponde a (i+1).
PTP'' i+1 Parámetros tarifarios aplicados para la facturación por potencia (de acuerdo a la
estructura tarifaria) en el mes i+1. La diferencia con PTPt,i+1 radica en que para
PTP''t,i+1 los factores por perdidas de potencia totales se calculan
como (PTPt,i+1 - 1)
PP i Precio de compra de potencia promedio de la Tarifa Social, real 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.

El APPNR TS n se incluirá en el cálculo del AT, de acuerdo a las condiciones siguientes:

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

Los Cargos por Distribución (CD) por nivel de tensión, se ajustarán semestralmente, según la fórmula siguiente:

Donde:

FACD BT Factor de Ajuste del Carao por Distribución de Baja Tensión (CDBT)
PD CD.BT Peso del valor de los costos transables sobre el valor total del CDBT igual a 45.262844%
TC N Tipo de cambio de referencia publicado por el Banco de Guatemala,
en su página WEB (www.banguat.gob.gt), vigente el ultimo día del mes
anterior a la fecha del ajuste
TC 0 Tipo de cambio de referencia al 30 de diciembre de 2015, igual a 7.63237 Q/ US$
FAA Factor de Ajuste Arancelario
PIPC CD,BT Peso del valor de los costos no transables sobre el valor total del CDBT igual a 54.737156%
IPC N Índice de Precios al Consumidor a nivel Republica, publicado por el Instituto
Nacional de Estadística, en su pagina WEB (www.ine.gob.gt). vigente el ultimo día
del mes anterior a la fecha del ajuste
IPC 0 Índice de Precios al Consumidor a nivel Republica, publicado por el Instituto
Nacional de Estadística, a diciembre de 2015, igual a 121.68
K CD,N Factor de reducción del CD en el periodo "N" igual a 1

Dónde:

FACD MT Factor de Ajuste del Cargo por Distribución de Media Tensión (CDMT)
PD CD,MT Peso del valor de los costos transables sobre el valor total del CDMT igual a 55.247208%
TC N Tipo de cambio de referencia publicado por el Banco de Guatemala, en su
página WEB (www.banguat.gob.gt), vigente el ultimo día del mes anterior a la fecha del ajuste
TC 0 Tipo de cambio de referencia al 30 de diciembre de 2015, igual a 7.63237 Q/ US$
FAA Factor de Ajuste Arancelario
PIPC CD,MT Peso del valor de los costos no transables sobre el valor total del CDMT igual a 44.752792%
IPC N Índice de Precios al Consumidor a nivel República publicado por el
Instituto Nacional de Estadística, en su pagina WEB (www.ine.gob.gt),
vigente el último día del mes anterior a la fecha del ajuste
IPC 0 Índice de Precios al Consumidor a nivel Republica publicado por el
Instituto Nacional de Estadística, a diciembre de 2015, igual a 121.68
K CD,N Factor de reducción del CD en el periodo "N" igual a 1
Cuota Monto pagado por la Distribuidora a la Comisión Nacional de
Energía Eléctrica, en concepto del aporte establecido en el articulo 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
Dmax m.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: esta incluye la demanda de
todos los usuarios conectados a la red de la Distribuidora.

Donde:

FAA Factor de Ajuste Arancelario
FP AP 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 ultimo día del mes anterior a la fecha de ajuste
Ap0 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%
FP AC 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%
AC N Tasa arancelaria del cable desnudo de aluminio aéreo con código N° 7614.10.00 del Arancel
Aduanero Centroamericano SAC, vigente el ultimo día del mes anterior a la fecha en que se efectúe el ajuste
AC 0 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%
FP Ah Factor de ponderación del arancel de los herrajes con código N° 7318.15.00 del Arancel
Aduanero Centroamericano SAC, igual a 17.76%
Ah N Tasa arancelaria de los herrajes con código N° 7318.15.00 del Arancel Aduanero Centroamericano
SAC, vigente el ultimo día del mes anterior a la fecha en que se efectúe el ajuste
Ah 0 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%
FP Ae 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 ultimo día del mes anterior a la fecha en que se efectúe el ajuste
Ae0 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%
FP At Factor de ponderación del arancel del transformador con código N° 8504.33.00 del Arancel
Aduanero Centroamericano SAC, igual a 36.19%
At N Tasa arancelaria del transformador con código N° 8504.33.00 del Arancel
Aduanero Centroamericano SAC, vigente el ultimo día del mes anterior al que se efectúe el ajuste
At 0 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%

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

Donde:

FACF BT Factor de Ajuste del Cargo por Consumidor para usuarios BT
PD CF,BT Peso del valor de los costos transables sobre el valor total del costo de usuarios en BT,
igual a 20.232927%
TC N Tipo de cambio de referencia publicado por el Banco de Guatemala, en su página
WEB (www.banguat.gob.gt), vigente el ultimo día del mes anterior a la fecha del ajuste
TC 0 Tipo de cambio de referencia al 30 de diciembre de 2015, igual a 7.63237 Q/ US$
PIPC CF,BT Peso del valor de los costos no transables sobre el valor total del costo de usuarios
de BT, igual a 79.767073%
IPC N Índice de Precios al Consumidor a nivel Republica publicado por el Instituto
Nacional de Estadística, en su pagina WEB (www.ine.aob.at), vigente el ultimo
día del mes anterior a la fecha del ajuste
IPC 0 Índice de Precios al Consumidor a nivel Republica publicado por el Instituto
Nacional de Estadística, vigente a diciembre de 2015, igual a 121.68
K CF,N Factor de reducción del CF en el periodo "N" igual a 1

28. Ajuste Semestral del Cargo por Corte y Reconexión:

Donde:

FACACYR m Factor de ajuste del carao por corte y reconexión en el semestre m
IPC m Índice de Precios al Consumidor a nivel Republica publicado por el Instituto
Nacional de Estadística, en su pagina WEB (www.ine.gob.gt), vigente el ultimo dio
del mes anterior a la fecha del ajuste
IPC 0 Índice de Precios al Consumidor a nivel Republica publicado por el Instituto
Nacional de Estadística, a diciembre de 2015, igual a 121.68

29. 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 que el Precio Base de Energía se pondere por Bandas Horarias, de la manera siguiente:

Donde:

PEST TS Precio Base de Energía de la Tarifa Social
PE PUNTA Precio de Compra de la Energía de La Distribuidora, en la Banda Horaria de Punta
%E TS PUNTA Ponderador de Consumo de Energía de la Tarifa Social, en la Banda Horaria de
  Punta
PE INTERMEDIA Precio de Compra de la Energía de La Distribuidora, en la Banda Horaria Intermedia
%E TS INTERMEDIA Ponderador de Energía de Energía de la Tarifa Social, en la Banda Horaria Intermedia
PE VALLE Precio de Compra de la Energía de La Distribuidora, en la Banda Horaria de Valle
%E TS VALLE Ponderador de Consumo de Energía de la Tarifa Social, en la Banda Horaria de Valle

AJUSTES AL 30 DE JUNIO DE 2017

30. 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
AT n -0.0028195 Q/kWh Ajuste Trimestral Tarifa Social

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

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

Factor de Ajuste Valor Definición
FACD BT 1.020116 Factor de Ajuste del CDBT al 30 de junio de 2017
FACD MT 1.015400 Factor de Ajuste del CDMT al 30 de junio de 2017
FACF BT 1.047122 Factor de Ajuste de CFBTS0 al 30 de junio de 2017
FACACYR m 1.068951 Factor de Ajuste del Cargo por Corte y Reconexión al 30 de junio de 2017

Estos factores estarán vigentes para el periodo 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 Social (BTSS)
Cargo Unitario por Consumidor 12.108839 Q /usuario-mes
Cargo Unitario por Energía 1.384352 Q/kWh

32. La Tasa de Interés por mora, a aplicar en el trimestre comprendido del 1 de agosto al 31 de octubre de 2017, por la Distribuidora es de:

Tasa de interés por mora 1.027905%

33. 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
CACYRBTSS_m 130.051012 Quetzales
 
...
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