Reglamento — Reglamento de Tarifas

Objeto. El presente Reglamento de Tarifas (en adelante, este Reglamento) tiene por objeto establecer las metodologías, criterios y procedimientos necesarios para el cálculo tarifario en cumplimiento de lo dispuesto en la Ley General de la Industria Eléctrica (Decreto Legislativo 404- 2013, Título VIII, en adelante la LGIE). En particular, este Reglamento establece la manera como se han de calcular los costos de generación, transmisión, operación del sistema, y distribución que entran en el cálculo de las tarifas a usuarios finales, y los cargos por el uso de redes.

Autoridad. La Comisión Reguladora de Energía Eléctrica, en adelante la CREE, será la autoridad de aprobación y la responsable de fiscalizar el cumplimiento del presente Reglamento, de acuerdo con lo establecido en el

, inciso F de la LGIE.

Acrónimos. A los efectos del presente Reglamento, se definen los siguientes acrónimos: ARE Activo Regulatorio Eléctrico ARNE Activo Regulatorio No Eléctrico AT Alta Tensión AP Alumbrado Público BAR Base de Activos Regulatoria de la Empresa Distribuidora o Empresa Transmisora. BEP Balance de Energía y Potencia BT Baja Tensión CAOM Costos de Administración, Operación y Mantenimiento CDI Costos por Deudores Incobrables CP Cargos por Peaje CREE Comisión Reguladora de Energía Eléctrica CENS Costo de la Energía no Suministrada CBG Costo Base de Generación ECC Estudios de Caracterización de Carga o Estu dio de Caracterización de las Cargas ED Empresa Distribuidora EOR Ente Operador Regional ET Empresa Transmisora FCD Flujo de Caja Descontado IA Índice de Aprovechamiento IPC Índice de Precios al Consumidor publicado por el Banco Central de Honduras IVT Ingresos Variables del Sistema de Transmis ión Principal IQ Índice de Calidad del Servicio kV Kilovoltio kVar Kilovar kWh Kilovatio-hora L Lempiras, moneda de curso legal en Honduras LGIE Ley General de la Industria Eléctrica MEN Mercado Eléctrico Nacional MER Mercado Eléctrico Regional MT Media Tensión NT-CD Norma Técnica de Calidad de la Distribución NT-CT Norma Técnica de Calidad de la Transmisión ODS Operador del Sistema de Honduras PQN Plan Quinquenal de Negocio PR Pérdidas Reconocidas PRP Precio de Referencia de la Potencia RLGIE Reglamento de la Ley General de la Industria Eléctrica RMER Reglamento del Mercado Eléctrico Regional ROM Reglamento de Operación del Sistema y Administración del Mercado Mayorista RT Reglamento de Tarifas RTR Red Regional de Transmisión SIN Sistema Interconectado Nacional SPT Sistema Principal de Transmisión UC Unidad constructiva VAD Valor Agregado de Distribución VEC Variable de Escala Compuesta VNR Valor Nuevo de Reemplazo ZDT Zonas de Distribución Típicas W Vatio

Definiciones. Para los efectos de este reglamento los siguientes vocablos, frases, oraciones, ya sea en singular o en plural, en género masculino o femenino, tienen el significado abajo expresado, a menos que dentro del contexto donde se utilicen expresen otro significado.: Acometida: Es el conjunto de elementos, materiales, y conductores que conectan a la red de distribución con el Punto de Entrega del Usuario. Activos Regulatorios: Son los activos de la Empresa Transmisora o de la Empresa Distribuidora que están afectados a la prestación de los servicios regulados que las mismas proveen. U D I-D EG T-U N AH Activos Regulatorios Eléctricos: Son activos que forman parte de la infraestructura de distribución o transmisión de energía eléctrica y su función está directamente asociada a la prestación del servicio. Activos Regulatorios No Eléctricos: Son activos que no son parte de la infraestructura de distribución o transmisión de energía eléctrica, pero que son requeridos para cumplir con la prestación del servicio. Agentes del Mercado Eléctrico Nacional: Las Empresas Generadoras, Empresas Distribuidoras y Empresas Comercializadoras, así como los Consumidores Calificados que cumplan con los requisitos fijados en este Reglamento y en el ROM. Agentes del Mercado Eléctrico Regional o Agentes del MER: Son las personas naturales o jurídicas dedicadas a la generación, transmisión, distribución y comercialización de electricidad; así como grandes consumidores habilitados para participar en el MER. Alta Tensión: tensión igual o superior a sesenta mil voltios Alumbrado Público: Son las instalaciones eléctricas que forman parte del sistema de iluminación pública tales como postes, cables, luminarias, equipo de medición, entre otros. Baja Tensión: tensión igual o inferior a 1000 voltios. Base de Activos Regulatoria: Valor de los activos utilizados para la prestados del servicio por parte de la Empresa Distribuidora o Empresa Transmisora. Está compuesta por Activos Regulatorios Eléctricos y Activos no Eléctricos. Base Blindada: Base de Activos Regulatoria al inicio de cada Ciclo Tarifario, que fue aprobada por la CREE, y cuyos activos no están sujetos a revisión en cuanto a cantidad ni en cuanto a su costo unitario. Base Histórica: Base de Activos Regulatoria acumulados desde el inicio de operación de la Empresa Distribuidora o Empresa Transmisora. Base Incremental: Base de Activos Regulatoria correspondiente a las inversiones realizadas en el Ciclo Tarifario inmediato anterior por la Empresa Distribuidora o la Empresa Transmisora. Cálculo Tarifario:Conjunto de procedimientos para calcular las tarifas a Usuarios finales y cargos por uso de redes. Calidad del Producto: Característica del servicio de suministro eléctrico que mide el grado de cumplimiento de los requisitos técnicos de la tensión tales como nivel de tensión, desbalance entre fases, frecuencia, distorsión armónica y flicker. Calidad del Servicio: Característica del servicio de suministro eléctrico que engloba la Calidad del Producto y la Calidad del Servicio Técnico. Calidad del Servicio Técnico: Característica del servicio de suministro eléctrico que mide la confiabilidad o continuidad con que se proporciona el mismo. Cargos por la Operación del Sistema: Cargos a percibir por el ODS para recuperar los costos de la operación del SIN y del MEN. Cargos por Uso de la Red de Distribución: Cargos a recibir por el propietario de activos del sistema de distribución en caso de que dichos activos sean utilizados por otras personas o Agentes del Mercado Eléctrico Nacional. Cargos por Uso del Sistema Principal de Transmisión: Cargos a recibir por las Empresas Transmisoras por la utilización de los activos del Sistema Principal de Transmisión por Agentes del Mercado Eléctrico Nacional y por pagos por uso del Sistema Principal de Transmisión para transacciones MER, para las infraestructuras que son parte de la Red Regional de Transmisión (RTR). Ciclo Tarifario: Corresponde al periodo transcurrido entre dos Cálculos Tarifarios consecutivos. El Ciclo Tarifario para distribución y para transmisión tendrá una duración de cinco años y tres años, respectivamente. Costo Base de Generación: La proyección de los costos totales de compra de potencia y energía, hasta la entrada a la red de distribución, el cual es calculado por el ODS, que será ajustado trimestralmente y trasladado a tarifas, según la metodología que se establecerá en el Reglamento. Comisión Reguladora de Energía Eléctrica: Entidad de carácter técnico, creada por la LGIE cuyas funciones, definidas en el Artículo 3, literal F de dicha ley, a los efectos de este Reglamento incluyen definir la metodología para el cálculo de las tarifas de transmisión y distribución, vigilar su aplicación, aprobar, difundir y poner en vigencia las tarifas resultantes. Consulta Pública: Procedimiento utilizado por la CREE para recibir observaciones y comentarios a sus propuestas por parte de los interesados en el funcionamiento del subsector eléctrico. Consumidor Calificado: Aquél cuya demanda exceda el valor fijado por la CREE para considerarse como tal. Consumo de Energía: Cantidad de energía eléctrica activa y reactiva (en kWh y kVarh) entregada por la Empresa Distribuidora al Usuario en un determinado lapso de tiempo. Costo de la Energía no Suministrada: Es el costo causado a los Usuarios del servicio eléctrico por cada unidad de energía dejada de consumir por interrupciones del suministro. Será definido mediante una metodología aprobada por la CREE. Costos Controlables: Corresponden a los costos de la cadena del subsector distribución que están bajo control de la Empresa Distribuidora. Costos No Controlables: Corresponden a los costos de la U D I-D EG T-U N AH cadena del subsector eléctrico que están fuera del alcance de control de la Empresa Distribuidora. Abarcan los costos de generación, transmisión y operación del sistema y del mercado, así como también los cargos por servicios y regulatorio del MER. Cuadro Tarifario: Conjunto de tarifas y tasas por servicios conexos tales como tasas de conexión, tasa de reconexión, entre otros, a ser aplicado por la Empresa Distribuidora conforme a las condiciones que apruebe la CREE. Día: Se refiere a día calendario. Empresa Distribuidora: Es la persona jurídica, titular o poseedora de instalaciones destinadas a distribuir comercialmente energía eléctrica, que opera en una zona autorizada por las leyes. Empresa Comercializadora: Es una empresa, Agente del Mercado Eléctrico Nacional, que realiza la actividad de comercialización y que se encuentra desvinculada patrimonial mente de otros Agentes que realizan las actividades de generación, transmisión y distribución. Empresa Transmisora: Es la persona jurídica, titular o poseedora de instalaciones de alta tensión destinadas a prestar el servicio de transporte de energía. Energía No Suministrada: Es la energía no entregada a los Usuarios debido a eventos que afecten la disponibilidad de instalaciones de generación, transmisión y/o distribución, que se calcula con base en la metodología que establece la CREE. Entrada del Servicio Eléctrico: Instalaciones de conexión que incluyen los accesorios y conductores entre la base del medidor y el punto de conexión de la Acometida. Equipo de Medición: Instrumentos y accesorios destinados a la medición de la energía eléctrica en kWh y kVarh, potencia en kW y otros parámetros eléctricos. Esquema de Ajustes Tarifarios:Conjunto de procedimientos para ajustar en forma periódica las tarifas de las Empresas Distribuidoras y de la Empresas Transmisoras. Estructura Tarifaria: Conjunto de modalidades tarifarias aplicadas a la facturación de la Empresa Distribuidora que refleja una diferenciación relativa de los costos regulatorios entre los diferentes grupos de Usuarios y tipos de consumo. Factor K: Corresponde al factor de ajuste para compensar la diferencia entre la tarifa promedio que resulta de los ingresos efectivamente devengados por la Empresa Distribuidora y la tarifa máxima promedio aprobada por la CREE. Factor X: Corresponde al factor de eficiencia productiva previsto a lo largo del Ciclo Tarifario. El Factor X es determinado por la CREE en ocasión de cada Cálculo Tarifario. Fecha de Referencia: Fecha de inicio del Ciclo Tarifario. Ingresos Variables del Sistema Principal de Transmisión: Ingresos adicionales de la Empresa Transmisora obtenidos como resultado de las transacciones en el Mercado de Oportunidad con precios nodales en cada hora. Su monto es la diferencia de la suma del precio nodal multiplicado por la cantidad de energía retirada en ese nodo y la suma del precio nodal multiplicado por la cantidad de energía inyectada en ese nodo, aplicado a todos los nodos del Sistema Principal Transmisión. Estos ingresos variables reflejan el incremento de costos del despacho debido a las pérdidas y a las con gestiones en el Sistema Principal Transmisión. Kilovar-hora: Es una unidad de energía reactiva equivalente a mil volt-amperio reactivos-hora. Kilovatio: Es el equivalente a mil vatios. Kilovatio-hora: Es una unidad de energía eléctrica en formas de unidades de potencia por tiempo, equivalente a mil vatios-hora. Media Tensión: tensión igual o superior a trece mil ochocientos voltios e inferior a sesenta mil voltios. Mercado Eléctrico Regional: Es la actividad permanente de transacciones comerciales de electricidad, con intercambios de corto plazo, regulada por el Tratado Marco del Mercado Eléctrico Regional y el RMER. Mercado de Oportunidad Regional: Ámbito organizado para la realización de intercambios de energía a nivel regional con base en ofertas de oportunidad u ofertas de flexibilidad asociadas a contratos, y otro tipo de ofertas que permita el RMER. Mercado de Oportunidad: Es el conjunto de transacciones de compra-venta de electricidad a corto plazo, no contempladas en el Mercado de Contratos. Nivel Tarifario: Representa el costo eficiente reconocido por la CREE que resulta de agregar los costos de las actividades de generación, transmisión, operación, distribución, comercialización y otros costos relacionados con la prestación del servicio eléctrico. Peaje de Transmisión: Es la parte de los Cargos por Uso del Sistema Principal de Transmisión cuyo pago es realizado por los Agentes, en función de su potencia máxima. Plan Quinquenal de Negocio: Plan de negocio que debe presentar la Empresa Distribuidora en ocasión del Cálculo Tarifario. Planificación de Largo Plazo: Programación indicativa de la operación del SIN que el ODS efectúa con un horizonte plurianual con la periodicidad fijada en el ROM. Precio de Referencia de la Potencia: Costo marginal de la inversión requerida para instalar y conectar a la red una unidad de generación cuya tecnología permita cubrir los picos de demanda al menor costo, junto con los costos fijos U D I-D EG T-U N AH de operación y mantenimiento de la misma. Este precio, ajustado con un factor que mide el riesgo de faltantes de potencia en el sistema, se utiliza para las transacciones de desvíos de potencia y será calculado anualmente por la CREE. Punto de Entrega: Es el punto físico donde los conductores de Entrada del Servicio Eléctrico se conectan a la red de una Empresa Distribuidora. Servicio Eléctrico: Es el suministro de potencia, energía eléctrica y servicios conexos que se presta al Usuario mediante redes de distribución en condiciones reguladas por las leyes, reglamentos, normas técnicas y procedimientos del subsector eléctrico, y sus actualizaciones futuras. Servicios Complementarios: Servicios requeridos para el funcionamiento del sistema eléctrico en condiciones de calidad, seguridad, confiabilidad y menor costo económico, que serán gestionados por el ODS de acuerdo a lo establecido en el ROM. Sistema Principal de Transmisión: Es aquel formado por las instalaciones de transmisión que permiten el intercambio bidireccional de electricidad y la libre comercialización de la energía eléctrica en cualquier nodo del Sistema Interconectado Nacional, pudiendo ser utilizado por cualquiera de los Agentes del Mercado Eléctrico Nacional, y que es pagado por todos los Agentes Compradores. Sistemas Aislados: Aquellos sistemas eléctricos que no operan conectados al SIN. Tarifa: Es el precio que pagan los Usuarios de la Empresa Distribuidora, diferenciando las demandas por grupos de categorías, niveles de tensión de suministro, uso por bloques horarios, entre otros aspectos. Tasa de Actualización: Es la tasa anual de costo del capital, determinada por la CREE, que se usa para el cálculo de las tarifas. Unidad Constructiva: Cada uno de los conjuntos de equipos en que puede des componerse la red de la Empresa Distribuidora y de la Empresa Transmisora a los fines del cálculo de su Valor Nuevo de Reemplazo (VNR) Usuario Autoproductor: Aquel Usuario que instala dentro de su domicilio un equipo de generación de energía eléctrica principalmente para su propio consumo y puede inyectar excedentes de energía a la red de la Empresa Distribuidora o a la red de transmisión. Los límites de inyección, los requerimientos para su conexión, tarifa, facturación, liquidación, medición, monitoreo y demás aspectos, serán regulados por la CREE mediante una Norma Técnica y a través de las disposiciones establecidas en otros reglamentos. Usuario: Persona natural o jurídica titular de un Contrato de Suministro de energía eléctrica. Valor Agregado de Distribución: Es el Costo Medio de Capital, Operación y Mantenimiento de una red de distribución, referenciado a una empresa eficiente, operando en un área con una determinada densidad de carga y Usuarios. Valor Nuevo de Reemplazo: es el costo eficiente de renovar las obras e instalaciones físicas de distribución o transmisión para prestar el mismo servicio con la tecnología y precios actuales. Vatio (W): El Vatio (W) es la potencia eléctrica producida por una diferencia de potencial de un voltio y una corriente eléctrica de 1 amperio. Zona de Operación: Es la zona geográfica en donde la Empresa Distribuidora goza de exclusividad conforme se establece en el Reglamento de la LGIE. TÍTULO 2. PROCEDIMIENTO GENERAL DE TARIFAS DE UNA EMPRESA DISTRIBUIDORA CAPÍTULO 1. CONSIDERACIONES GENERALES

El objetivo de este título es establecer la metodología de cálculo para determinar el Nivel Tarifario que permite remunerar la actividad de distribución y comercialización de energía eléctrica de una Empresa Distribuidora, la Estructura Tarifaria y el Esquema de Ajustes Tarifarios.

La determinación de las tarifas o cargos por uso de la red de distribución implica el desarrollo de las siguientes actividades:

• a)

  Determinación del Nivel Tarifario;

• b)

  Determinación de la Estructura Tarifaria; y

• c)

  Definición del Esquema de Ajuste Tarifarios.

El Cálculo Tarifario y el Costo Base de Generación se presentarán en dólares estadounidenses y se expresarán en Lempiras al tipo de cambio del día anterior a la fecha de aprobación. U D I-D EG T-U N AH CAPÍTULO 2. PROCEDIMIENTO FORMAL DE CÁLCULO TARIFARIO

Objetivo. El objetivo del procedimiento formal de Cálculo Tarifario es definir la organización general, metodologías, las tareas y los plazos de ejecución necesarios para la realización del procedimiento de Cálculo Tarifario.

Principios rectores. El procedimiento de Cálculo Tarifario se regirá por los principios de transparencia, previsibilidad y participación ciudadana, los que tendrán los siguientes alcances:

• a)

  Transparencia: La CREE facilitará y promoverá el acceso, la publicidad y la divulgación de información no confidencial aportada en el procedimiento de Cálculo Tarifario, guiándose por una comunicación transparente de sus actos;

• b)

  Previsibilidad. La CREE promoverá la estabilidad y buscará que las adecuaciones que resulten necesarias sean el resultado de enfoques técnicos consistentes y adoptados de acuerdo a procesos de decisión participativos y transparentes;

• c)

  Participación ciudadana. La CREE impulsará que todas las personas interesadas en los resultados del proceso de Cálculo Tarifario tengan la oportunidad de ser oídas y de aportar su punto de vista previo a lo que determine la CREE. Artículo10.Inicio del procedimiento de Cálculo Tarifario. Con una antelación no menor a ocho (8) meses de la Fecha de Referencia, la Empresa Distribuidora deberá presentar a la CREE para su aprobación los siguientes estudios, con sus respectivas memorias de cálculo:

  • a)

    Inventario de Activos Regulatorios: recopilación de los activos en operación agrupados en Unidades Constructivas, y su conciliación con los registros contables, detallando sus características y georreferencia;

  • b)

    Estudio de Costos de Unidades Constructivas. El estudio debe permitir la valorización a Valor Nuevo de Reemplazo (VNR) de los activos reportados en el Inventario de Activos Regulatorios. c. Estudio de Caracterización de la Demanda (ECD). El estudio debe proveer la información necesaria para identificar las curvas de cargas típicas de las diferentes clases de usuarios y conocer el consumo mensual de energía de cada clase de usuario a lo largo del año. d. Balance de Energía y Potencia(BEP).ElBEPdeberá ser elaborado para el día de máxima demanda de la Empresa Distribuidora, en el año previo a la Fecha de Referencia. El BEP deberá mostrar los valores óptimos a reconocer a la Empresa Distribuidora en cuanto a la energía y la potencia ingresados a la red de MT, las pérdidas técnicas en MT, la energía y la potencia suministradas y facturadas a Usuarios servidos en MT, la energía y la potencia ingresadas a los transformadores MT/BT, las pérdidas técnicas en dichos transformadores, la energía y la potencia ingresadas a BT, las pérdidas técnicas y no técnicas en BT y la energía y la potencia suministradas y facturadas en BT. e. Propuesta de Zonas de Distribución Típicas (ZDT) para su Zona de Operación. El estudio debería identificar los criterios para la clasificación de las localidades en las ZDT definidas, de acuerdo a lo que se establece en el CAPÍTULO 3 de este Título.

Publicación de los estudios presentados por la Empresa Distribuidora. En un lapso de siete días, la CREE publicará en su sitio web los estudios presentados por la Empresa Distribuidora de acuerdo al Artículo 10.

Análisis de los estudios requeridos para el Cálculo Tarifario. La CREE realizará el análisis de los estudios requeridos en el Artículo 10 y lo publicará en su sitio web en un lapso no superior a 30 días. Con base en su análisis, la CREE podrá solicitar a la Empresa Distribuidora correcciones y/o modificaciones, las cuales la Empresa Distribuidora deberá responder y presentar en un lapso no superior a 15 días.

Presentación del Plan Quinquenal de Negocio (PQN), propuesta de Estructura Tarifaria e Información adicional para el Cálculo Tarifario. Una vez cerrado el período de análisis de los estudios requeridos en el Artículo 10, con una antelación no menor a cinco (5) meses de la Fecha de Referencia, la Empresa Distribuidora deberá presentar a la CREE para su análisis y aprobación los siguientes documentos:

• a)

  Propuesta de Plan Quinquenal de Negocios;

• b)

  Propuesta de Estructura Tarifaria; e, U D I-D EG T-U N AH c. Información adicional para el Cálculo Tarifario.

Publicación del Plan Quinquenal de Negocios, propuesta de Estructura Tarifaria. La CREE publicará en su sitio web los documentos con los estudios requeridos en el Artículo 13, para recibir observaciones de personas interesadas durante un lapso de 30 días.

Información adicional a suministrar por la Empresa Distribuidora en la aplicación para el Cálculo Tarifario. Al momento de hacer su presentación para el Cálculo Tarifario, la Empresa Distribuidora deberá presentar la siguiente información:

• a)

  Evolución histórica, al menos los últimos cinco años, del número de usuarios en la Zona de Operación, abierta por tipo de usuarios;

• b)

  Evolución histórica, al menos los últimos cinco años, de la energía facturada en la Zona de Operación, abierta por tipo de usuarios y por nivel de tensión;

• c)

  Evolución histórica de la extensión de la Red de Distribución, abierta por nivel de tensión;

• d)

  Evolución histórica de la Calidad del Servicio;

• e)

  Evolución histórica de las pérdidas de energía;

• f)

  Impuestos y cargos específicos vigentes.

Publicación del análisis de la CREE del Plan Quinquenal de Negocios y propuesta de Estructura Tarifaria. En un plazo no mayor a 30 días a partir de la fecha límite para recibir observaciones y comentarios al Plan Quinquenal de Negocios y a la propuesta de Estructura Tarifaria, la CREE publicará en su sitio web su análisis de ambos documentos. Artículo17.Publicación de la Nota Técnica Preliminar con el cálculo del Precio Máximo (P ), Factor X y Estructura Tarifaria. En un lapso de 15 días luego de vencido el plazo establecido en el Artículo 16, la CREE publicará la Nota Técnica Preliminar con el Cálculo del Precio Máximo (P ), Factor X, y Estructura Tarifaria, la que será puesta en Consulta Pública por un plazo de 30 días, luego del cual se celebrará una audiencia pública a fin de dar oportunidad a los interesados de que presenten sus puntos de vista.

Publicación del Análisis de las observaciones recibidas y Nota Técnica Final del cálculo del Precio Máximo, Factor X y Estructura Tarifaria. En un lapso de 30 días luego de vencido el plazo establecido en el

, la CREE publicará el Informe con el análisis de las observaciones recibidas y la Nota Técnica Final con el cálculo del P , Factor X, y la Estructura Tarifaria. CAPÍTULO 3. PLAN QUINQUENAL DE NEGOCIO

Contenido del Plan Quinquenal de Negocios. El Plan Quinquenal de Negocios debe contener, como mínimo, la siguiente información: i. Plan de Inversiones: La Empresa Distribuidora debe presentar un Plan de Inversiones para el Ciclo Tarifario indicando para cada año los proyectos de inversión que se realizarán, considerando los siguientes tipos de proyectos:

• a)

  Tipo I: proyectos de inversión para ampliación de capacidad a través del reemplazo de activos existentes;

• b)

  Tipo II: proyectos de inversión para atender nuevas demandas, sin reemplazo de activos existentes;

• c)

  Tipo III: proyectos de inversión para reemplazar activos existentes, sin aumento de capacidad del sistema;

• d)

  Tipo IV: proyectos de inversión motivados en la mejora de la calidad del servicio y/o reducción de pérdidas. La Empresa Distribuidora debe asignar cada uno de los proyectos de inversión a los tipos señalados anteriormente. Deberá presentar también un cronograma general de las inversiones a realizar y su localización. ii. Proyecciones de los costos operacionales y calidad del servicio, incluyendo el valor esperado de las indemnizaciones por mala calidad de servicio conforme la NT-CD, desagregado por ZDT, y pérdidas de energía; la información referida a costos operacionales deberá estar discrimina da por origen y destino del gasto: a. Origen del gasto: personal, servicios de terceros, materiales y repuestos, seguros, impuestos, otros gastos; U D I-D EG T-U N AH b. Destino del gasto: administración, atención comercial, operación y mantenimiento. iii. Proyección de demanda para el próximo Ciclo Tarifario, la que deberá incluir, como mínimo, la siguiente información: a. Evolución histórica de la demanda de energía, potencia y número de usuarios por categoría tarifaria. b. La situación de los fundamentos económicos de Honduras y su vinculación con la demanda de energía eléctrica; c. El crecimiento vegetativo previsto para el mediano plazo y conexión de nuevos usuarios ampliaciones de usuarios existentes; d. Las políticas de acceso universal a la energía eléctrica; e. Las políticas de eficiencia energética; y f. Penetración de Usuarios Autoproductores.