Reglamento — Clasificación de los Activos Regulatorios

Los Activos Regulatorios se clasifican, según su función, en: a. Activos Regulatorios Eléctricos (ARE), y b. Activos Regulatorios no Eléctricos (ARNE). Los Activos Regulatorios Eléctricos (ARE) forman parte de la infraestructura de transmisión y distribución de energía eléctrica y su función está directamente asociada a la prestación del servicio considerado. Los activos de este grupo incluyen: líneas, equipos de subestaciones, transformadores, equipos de medición, entre otros. El valor de dichos activos se determina a partir de la conformación y valuación de Unidades Constructivas (UC). Los Activos Regulatorios No Eléctricos (ARNE) son activos que no hacen parte de la infraestructura de distribución y transmisión de energía eléctrica, pero que son requeridos para cumplir con la prestación del servicio. Los activos de este grupo son: edificios (sedes administrativas, depósitos, talleres, entre otros.) maquinaria y equipos (grúas, vehículos, herramientas, entre otros.) equipos de cómputo, equipos de comunicaciones y software. El valor de estos activos es determinado mediante la aplicación de un porcentaje sobre el valor de los Activos Eléctricos que conforman la BAR bruta.

Según el período tarifario en que se realizó la inversión, los activos se clasifican en: a. Activos de la Base Histórica, y b. Activos de la Base Incremental. La Base Histórica se considera como Base Blindada. Por su parte, los activos de la Base Incremental son los presentados por la Empresa Distribuidora en su Plan Quinquenal de Negocios y aprobados por la CREE, en cada Cálculo Tarifario. U D I-D EG T-U N AH

Según su reconocimiento en tarifas, los activos se clasifican en:  Activos Elegibles, y  Activos no Elegibles Los Activos Elegibles son aquellos que se utilizan para la prestación del servicio de distribución de energía eléctrica. Los Activos no Elegibles son los aplicados a la prestación de servicios no regulados o de otras actividades no vinculadas al servicio de distribución y, por ende, no forman parte de la BAR.

La inclusión de los activos en la BAR requiere de un informe de evaluación respecto del uso, función y atribuciones de los activos, que la CREE deberá contratar con firmas especializadas en la materia. CAPÍTULO 3. PROCEDIMIENTO PARA LA DETERMINACIÓN DE LA BAR BRUTA Y NETA

La valoración de los activos se realizará considerando unidades constructivas estándar (UC) definidas por su funcionalidad en el sistema eléctrico, según surge de las bases de datos técnicos de la Empresa Distribuidora.

Las Unidades Constructivas son valorizadas por su Valor Nuevo de Reemplazo (VNR) a precios actuales para obtener la BAR Bruta. Para determinar la BAR Neta, los activos deben ser depreciados según el estado y condición de cada activo representado, de acuerdo a su “edad” en el momento de la valuación.

La determinación de la antigüedad promedio de los activos de la base será realizada por una empresa evaluadora calificada contratada por la CREE con cargo a la Empresa Distribuidora; los criterios de calificación serán definidos por la CREE con el objetivo de garantizar que las empresas evaluadoras posean el nivel técnico y acrediten los antecedentes necesarios para la realización de dicho trabajo.

El costo de los Activos Regulatorios No Eléctricos será determinado como un porcentaje del costo de los Activos Regulatorios Eléctricos que conforman la BAR Bruta. Dicho porcentaje será calculado a partir de datos resultantes del estudio a desarrollar por la firma indicada en el Artículo 72.

La depreciación según edad de los elementos debe ser inferida sobre la base del estado y condición de muestras inspeccionadas in situ por la firma indicada en el

, o bien puede recurrirse a registros contables o memorias técnicas donde conste la fecha de entrada en operación de los activos. CAPÍTULO 4. FASES DEL PROCEDIMIENTO PARA LA DETERMINACIÓN DE LA BAR

El procedimiento de determinación de la BAR involucra el desarrollo de las siguientes fases: a. Recopilación de información de las bases de datos técnicas y contables. b. Cálculo del Valor Nuevo de Reemplazo (VNR).  Determinación de la cantidad y tipo de activos a valorizar;  Establecimiento de equivalencias entre los activos reales en servicio y las unidades constructivas estándar;  Determinación y validación de los precios unitarios de las UC estándar;  Determinación de la BAR bruta, a partir de la valorización de los activos en función de los costos unitarios de las Unidades Constructivas. c. Estimación de la tasa de depreciación de los activos  Consideración de las fechas de puesta en servicio en los registros técnicos o contables;  Consideración de estado y condición de una muestra mediante visitas en campo. d. Cálculo de la BAR Neta por el método CROD, a partir de la información resultante de b) y c). CAPÍTULO 5. CRITERIOS GENERALES DE VALUACIÓN DE LOS ACTIVOS

Los costos unitarios de Unidades Constructivas estándar deben estar basados en bancos de precios referenciales obtenidos de valores de mercado, en compras realizadas por la Empresa Distribuidora con una antigüedad no mayor a dos (2) años, o en presupuestos competitivos U D I-D EG T-U N AH recientes. En caso necesario, corresponde actualizar dichos precios a la Fecha de Referencia mediante índices que reflejen la evolución del precio de mercado.

La especificación para determinar el valor depreciado debe considerar la edad “t” del activo en cuestión, su vida útil nominal “T ”, y su esperanza de vida actual “T x ”. La formulación matemática es la siguiente: CAPÍTULO 6. CRITERIOS ESPECÍFICOS DE VALUACIÓN DE LOS ACTIVOS QUE CONFORMAN LA BAR Artículo81.La Base de Activos Regulatoria(BAR)Inicial,se determinará a partir de las Fases del Procedimiento definidas en el Artículo 78. La BAR determinada con base en las fases a) y b) del procedimiento antes mencionado se constituye en la Base Blindada para los futuros Ciclos Tarifarios.

La BAR Neta es determinada a partir de las fases c) y d) del procedimiento definido en el Artículo 78. Para determinar la BAR Neta es necesario tomar en consideración la esperanza de vida de los activos, la vida útil normativa y la edad de los mismos; para ello, la Empresa Distribuidora debe presentar un estudio de muestreo, con base en las ZDT, a los fines de determinar la Vida Útil Remanente de los activos incorporados en la base.

Depreciación Acumulada de la BAR Inicial. Se adoptará como criterio que, en promedio, la BAR se encuentra depreciada en 50%.

Vida Útil Regulatoria de los Activos. La vida útil regulatoria de los activos será determinada a partir de datos resultantes del estudio a desarrollar por la firma indicada en el Artículo 72.

Mejoras en los Activos que alteran su vida útil regulatoria. En el caso de que un activo sufra una reparación, reforma o transformación que resulte en la alteración de su vida útil, este valor podrá ser activado en adición al valor residual del mismo - siempre que sea soportado por laudo o documento técnico que verifique tal circunstancia. El recuento de la vida útil del bien deberá ser re iniciado, de acuerdo con las tasas de depreciación regulatorias vigentes.

Base Blindada. Para los sucesivos Cálculos Tarifarios, la BAR aprobada en el Cálculo Tarifario anterior se considera “Blindada”. Este blindaje se da tanto para las unidades físicas de activos como para los valores unitarios aprobados. Los valores blindados deberán ser ajustados por la evolución de índices de precios para expresar los a moneda de la Fecha de Referencia de cada Cálculo tarifario.

Se exceptúan de la Base Blindada las mejoras establecidas en el Artículo 85, ya que son parte de la Base Incremental, y las bajas de activos desde el momento en que los mismos dejan de estar afectados al servicio.

Base Incremental. Las incorporaciones de activos a la Base, propuestas en el Plan Quinquenal de Negocios y aprobadas por la CREE, se consideran parte de la Base Incremental.

La BAR bruta surge de la suma de la Base Blindada al inicio del Ciclo Tarifario anterior más la Base Incremental del Ciclo Tarifario precedente. En el caso de la BAR neta es necesario considerar la BAR neta al inicio del Ciclo Tarifario anterior y deducir le las depreciaciones ocurridas durante dicho Ciclo Tarifario, además se deben incluir las inversiones netas (deducidas las depreciaciones) realizadas en el Ciclo Tarifario precedente.

Las bases de activos bruta y neta deben ser ajustadas por índices generales de precios para estar expresadas en unidades monetarias homogéneas a la Fecha de Referencia. CAPÍTULO 7 . VALUACIÓN DE LA BASE BLINDADA

El procedimiento para la valuación de los activos que conforman la Base Blindada es el siguiente: a. De la base aprobada en el Cálculo Tarifario anterior deben ser excluidas las bajas ocurridas entre dicho Cálculo y el presente. b. El valor de los activos de la base neta de bajas debe ser actualizado anualmente con base en la evolución de índices de precios generales. c. Se deben computar las depreciaciones acumuladas de los activos, aplicando los mismos índices y metodología del literal b. U D I-D EG T-U N AH d. Índice de aprovechamiento (IA). A los efectos de analizar el cumplimiento del criterio de prudencia en las inversiones realizadas, a los transformadores de distribución se aplica el IA. El IA surge del producto entre el factor de uso de cada transformador, por la expectativa de crecimiento de la carga de dicho transformador, • Factor de Uso: se determina como el cociente entre la demanda máxima (en MVA), verificada en los últimos dos años con relación a la Fecha de Referencia, y la potencia total instalada (PTI) del transformador. donde : Demanda Máxima : Potencia Total Instalada • Expectativa de crecimiento para la carga atendida por el transformador: se proyecta para los próximos 10 años, y su base de cálculo es el crecimiento de la carga verificado en los últimos cinco años, o en los años de antigüedad del activo si ésta fuera menor a cinco años. ECC es el crecimiento estimado de la carga para los próximos 10 años, TCA es la tasa de crecimiento anual de la carga del transformador. Por último, el IA surge de: CAPÍTULO 8. CRITERIOS GENERALES DE VALUACIÓN DE LOS ACTIVOS QUE COMPONEN LA BAR

Verificación de la Existencia del Activo. La valuación de los activos debe realizarse tomando en consideración los resultados de las inspecciones de campo y muestreo representativo con el fin de verificar la existencia física de los activos contables y las características operacionales de los mismos.

Método de Valuación de los Activos Regulatorios Eléctricos. El método general utilizado para la valuación de los activos es el VNR. En los casos de que no se disponga de precios de referencia actualizados se considerará el método de costo histórico (contable) corregido.

Asignación de Costos Unitarios. La asignación de los costos unitarios a los activos bajo análisis se realiza a través de unidades constructivas (UC) estándar.

La actualización de los costos de las Unidades Constructivas se realizará mediante un índice que considera la evolución de:  Índice de Precios al Consumo  Evolución del tipo de cambio  Costo del cobre  Costo del aluminio La formulación matemática de la paramétrica de ajuste del valor de las Unidades Constructivas es la siguiente: Donde: : Factor de ajuste del valor de las Unidades Constructivas. : Coeficiente de participación de los insumos domésticos en el factor de ajuste de las Unidades Constructivas : Coeficiente de participación de los insumos importados en el factor de ajuste de las Unidades Constructivas : Coeficiente de participación del cobre en el factor de ajuste de las Unidades Constructivas : Coeficiente de participación del aluminio en el factor de ajuste de las Unidades Constructivas : Índice de precios al consumo del período t : Índice de precios al consumo del período base (0) : Tipo de cambio del período t : Tipo de cambio del período base (0) : Índice de precios del cobre del período t : Índice de precios del cobre del período base (0) : Índice de precios del aluminio del período t : Índice de precios del aluminio del período base (0) U D I-D EG T-U N AH Las ponderaciones de cada índice en la fórmula serán aprobadas por la CREE con base en una propuesta presentada por la Empresa Distribuidora. CAPÍTULO 96. VALUACIÓN DE MÁQUINAS Y EQUIPOS

Los ARE correspondientes a esta categoría son: a. transformadores de distribución, b. líneas y redes de distribución, c. equipos de medición, d. sistemas de telecomunicación y telecontrol, e. sistemas de despacho de cargas de distribución, f. otros equipos.

El método de valuación implementado es el VNR, el que surge de la siguiente fórmula: a. EP, Equipamientos principales: se valúan con base en un banco de precios referenciales o precios de la empresa, conformado a partir de las compras de los últimos dos años con relación a la Fecha de Referencia. En caso de no existir compras de un determinado bien o Unidades Constructivas, en el período de dos años considerado, su valor se determina por su costo histórico ajustado. b. COM, Componentes Menores: son materiales y accesorios a los componentes principales que se valorizan a través de porcentajes de costos respecto del equipamiento principal. Estos porcentajes serán obtenidos del análisis de la totalidad de los proyectos ejecutados por la Empresa Distribuidora. c. CA, Costos adicionales: son las erogaciones correspondientes a gerenciamiento, montaje, flete, entre otros aspectos. Son obtenidos como porcentajes definidos en la misma forma que los COM. d. IOC, (Intereses por Obra en Curso): corresponde a las remuneraciones de la obra en curso, cuyo valor se determina aplicando la Tasa de Actualización real después de impuestos sobre el plazo promedio de ejecución de la obra y el valor de los desembolsos mensuales. CAPÍTULO 10. VALUACIÓN DE TERRENOS, EDIFICIOS Y OBRAS CIVILES

Los terrenos se valuarán actualizando los valores contables por un índice general de precios.

A los terrenos les corresponde la aplicación de un IA, que representa el porcentaje del terreno afectado a las actividades de distribución de energía eléctrica. El IA se determina como el cociente entre el área efectivamente utilizada (incluyendo área de seguridad, estacionamiento, maniobras, entre otros) y la superficie total del terreno. De forma justificada, la CREE puede reconocer cierto porcentaje de índice de aprovechamiento como área de reserva operacional, para potenciales incrementos en la escala de operación, como así también espacio verde necesario para la prestación del servicio.

El aprovechamiento del terreno debe ser verificado mediante inspecciones o visitas de campo.

El VNR de las edificaciones se obtiene a partir de costos unitarios de construcción pre definidos y correspondientes a cada uno de los elementos que componen una Unidad Constructiva. CAPÍTULO 11. VALUACIÓN DE VEHÍCULOS, MUEBLES Y SOFTWARES E INVENTARIO

Los activos correspondientes a las categorías vehículos, muebles, y software, deben ser valuados con el método del valor contable actualizado.

La verificación de la existencia de las unidades físicas de vehículos y muebles puede realizarse por muestreo o por inspección de campo.

Para los activos vinculados a la operación y mantenimiento de máquinas, instalaciones y equipos necesarios para la prestación del servicio de distribución de energía eléctrica, se considerará el valor del stock promedio de los últimos doce meses, con relación a la Fecha de Referencia, de materias primas, materiales, y compras en curso. CAPÍTULO 12. VALUACIÓN DE LA BASE INCREMENTAL

La Base Incremental está formada por todas las inversiones realizadas durante el Ciclo Tarifario inmediato U D I-D EG T-U N AH anterior previstas en el Plan Quinquenal de Negocios más las inversiones no previstas en el Plan Quinquenal de Negocios pero que fueron aprobadas por la CREE. Artículo106.El procedimiento para la valuación de los activos que conforman la base incremental es el siguiente: a. Se consideran las incorporaciones de activos del Ciclo Tarifario anterior, estos activos pasan a formar parte de la base incremental una vez que son aprobados por la CREE. b. Se considera la depreciación acumulada entre la fecha de entrada en operación del activo y la fecha de Cálculo Tarifario. c. Se computa el IA.

Dentro del grupo de activos que forman parte de la Base Incremental se encuentran los activos proyectados en el Plan Quinquenal de Negocios en el Cálculo tarifario anterior, y que fueron realizados en dicho Ciclo Tarifario. Estos activos serán incorporados a la Base Blindada al mínimo valor entre el costo real (valor de libro) al cual el activo fue incorporado, y el valor actualizado de la UC correspondiente. CAPÍTULO 13. TRATAMIENTO DE DEPRECIACIONES, ALTAS Y BAJAS, E INVERSIONES DE TERCEROS

Método de Depreciación. Las depreciaciones se calcularán con base en el método lineal. Los valores de depreciación acumulada registrados en la contabilidad y aprobados por la CREE sólo podrán ser modificados según lo establecido en el inciso b del Artículo 91 del presente Reglamento.

Activos 100% depreciados. Vencido el plazo de vida útil contable de los activos, el valor residual de los mismos será cero.

Altas de Activos. Las altas o adiciones de activos, realizadas en el Ciclo Tarifario anterior constituyen la Base Incremental y sólo deben ser incluidas como base de remuneración los Activos Elegibles definidos en el Artículo 71.

Bajas de Activos. En el caso de constatarse el retiro de activos de la prestación del servicio, los mismos serán excluidos de la Base de Remuneración.

Inversiones de Terceros. Las inversiones de terceros, si bien son activos operados y mantenidos por la Empresa Distribuidora, no serán consideradas como componentes de la BAR. No obstante, se aceptará la incorporación a la BAR de los activos financiados por terceros en aquellos casos en que exista un acuerdo de pago de los mismos a través de la energía suministrada por la Empresa Distribuidora a los usuarios que financiaron las inversiones. TÍTULO 4. COSTOS DE ADMINISTRACIÓN, OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO CAPÍTULO 1. METODOLOGÍA PARA LA DETERMINACIÓN DE LOS COSTOS DE ADMINISTRACIÓN, OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO (CAOM)

Los CAOM serán propuestos por la Empresa Distribuidora en el Plan Quinquenal de Negocios y serán revisados y aprobados por la CREE con base a referencias internacionales de empresas distribuidoras operando en condiciones similares. La metodología a aplicar será la del “Costo Medio por Unidad de Escala”.

La escala de la distribución de energía eléctrica será medida por la Variable de Escala Compuesta (VEC) de acuerdo a la metodología que se establece en este Reglamento.

Los CAOM eficientes surgen de multiplicar el Costo Medio por Unidad de Escala por la escala de la Empresa Distribuidora. La metodología consiste en los siguientes pasos: a. Referencia Internacional. Los costos eficientes de CAOM se determinarán con base en una muestra de empresas de referencia internacional. La muestra considerará empresas distribuidoras de electricidad que presenten las características adecuadas a diciembre del año previo a la Fecha de Referencia. b. Escala de las empresas: Se determina la escala de la actividad de distribución de energía eléctrica a través de la Variable de Escala Compuesta (VEC), que consiste en ajustar el número de usuarios por los coeficientes extensión de la red sobre el número total de Usuarios (km de red/ número de usuarios) y el total de energía distribuida a nivel de MT sobre el número total de Usuarios (energía distribuida / número de usuarios). La fórmula a usar será la siguiente: U D I-D EG T-U N AH Dónde: VEC = Variable de Escala Compuesta; UC = Número de Usuarios; Desvío proporcional de energía facturada por Usuario con relación a la media de la muestra de empresas considerada tal como se describe en b. U corresponde a la media aritmética de u que es la razón Desvío proporcional de la extensión de red por cliente con relación a la media de la muestra de empresas considerada. corresponde a la media aritmética de u , que es la razón Parámetro asociado a la energía facturada por usuario u Parámetro asociado a la extensión de la red por usuario c. Costos de referencia: Los costos internacionales de referencia se obtendrán a partir de la muestra de empresas considerada, y estarán expresados en dólares estadounidense ajustados por Paridad de Poder de Compra (PPC). Se calculan los CAOM por unidad de escala como el cociente entre los saldos de las cuentas contables correspondientes a dichas categorías de costos y la variable de escala compuesta (VEC). Los CAOM serán obtenidos como el promedio de los valores registrados en los últimos tres años disponibles de la muestra, a precios de la Fecha de Referencia. d. Costo Medio por Unidad de Escala Eficiente. El costo unitario eficiente estará por el promedio de los valores unitarios correspondiente a las empresas del quintil superior de eficiencia dentro de la muestra seleccionada, es decir, por el promedio del 20% de las empresas más eficientes. Extrapolación al caso de una Empresa Distribuidora de Honduras: Se multiplican los valores eficientes estimados por la escala de la Empresa Distribuidora de Honduras, considerando como número de usuarios únicamente las cuentas activas, es decir, sin saldos nulos de facturación o consumo en los seis meses previos. donde: : Costos de Administración, Operación y Mantenimiento eficientes de la Empresa Distribuidora : Costo Unitario Eficiente obtenido a partir de las empresas del Quintil Superior : Variable de Escala Compuesta de la Empresa Distribuidora CAPÍTULO 2. METODOLOGÍA PARA LA DETERMINACIÓN DE LOS COSTOS EFICIENTES POR DEUDORES INCOBRABLES

El procedimiento para la determinación del porcentaje de costos eficientes por deudores incobrables a reconocer en el Cálculo Tarifario consta de las siguientes etapas:

• a)

  Determinación del punto de partida;

• b)

  Cálculo del porcentaje meta u objetivo de incobrabilidad; y,

• c)

  Definición de la senda de convergencia a la meta.

La CREE determinará el porcentaje meta de DI con base en el porcentaje promedio de los tres años previos a la Fecha de Referencia de deudores incobrables de la muestra de empresas distribuidoras de energía eléctrica que se considera para determinar los CAOM. Se considerará como referencia al quintil (20%) más eficiente de la muestra.

El punto de partida será el valor eficiente definido en el Cálculo Tarifario precedente.

La convergencia hacia la meta se calculará como la reducción anual que se aplica al porcentaje de incobrabilidad, de manera tal que al finalizar el Ciclo Tarifario se alcance el porcentaje meta. La fórmula matemática es la siguiente: Donde: : ajuste anual aplicado sobre el porcentaje de deudores incobrables porcentaje de incobrables del punto de partida U D I-D EG T-U N AH porcentaje objetivo de deudores incobrables es la cantidad de años de duración de un Ciclo Tarifario. CAPÍTULO 3. METODOLOGÍA PARA LA DETERMINACIÓN DE LAS PÉRDIDAS EFICIENTES DE ENERGÍA

Con el objetivo de estimar los niveles de pérdidas regulatorias eficientes, en mega vatio-hora (MWh) y en porcentaje, se definen los siguientes conceptos: a. Energía Vendida – EV. Representa toda la energía vendida por la Empresa Distribuidora más su consumo propio, excluyendo los Usuarios conectados en AT. b. Energía Entregada - EE. Energía que circula por el sistema de Distribución con facturación sólo por el Cargo por Uso de las Redes de Distribución, calculada como la suma de la energía entregada a Consumidores Calificados que compran de Empresas Comercializadoras, Empresas Generadoras o Agentes del MER. c. Energía Inyectada. – EI: Suma de toda la energía inyectada en la red de distribución de la Empresa Distribuidora en los Puntos de Entrega de transmisión (menos la energía exportada para la red de transmisión) más la inyección de generación conectada a la red de distribución de la Empresa Distribuidora (propia o de Usuarios Autoproductores). d. Punto de Entrega. Se establece como Punto de Entrega entre la Red de Transmisión y la Red de Distribución la salida de la barra de AT. e. Pérdidas de Distribución – PD – Diferencia entre la EI y la suma de la EV más la EE, expresada en mega vatio-hora MWh. donde: PD: Pérdidas en Distribución EI: Energía Inyectada EV: Energía Vendida EE: Energía Entregada f. Pérdidas Técnicas – PT; Porción de las pérdidas de distribución inherente al proceso de distribución, transformación de tensión y medición de la energía en la red de la Empresa Distribuidora, expresada en mega vatio-hora – MWh. g. Pérdidas No Técnicas. – PNT. Representa todas las demás pérdidas asociadas a la distribución de energía eléctrica, tales como hurtos de energía, errores de medición, errores en el proceso de facturación, usuarios sin lectura de medidores, entre otros. Corresponde a la diferencia entre las PD y las PT. h. Porcentaje de Pérdidas en Distribución – PPD: porcentaje de pérdidas en la red de la Empresa Distribuidora en relación con la energía inyectada en la red: Donde: PPD: Porcentaje de Pérdidas en Distribución PD: Pérdidas en Distribución (en MWh) EI: Energía Inyectada en Distribución (en MWh)

Pérdidas Técnicas. El valor regulatorio de PT será el porcentaje que surja del BEP establecido en el

incido d. En el caso que la Empresa Distribuidora no presente dicho estudio, la CREE definirá el valor con base a la información disponible.

El nivel meta de PNT reconocido en tarifas se determinará con base a la muestra de empresas definida en el

inciso a, considerando el promedio de los tres años previos a la Fecha de Referencia.

La determinación de las metas de PNT surge a partir de la ponderación entre las PNT eficientes de la muestra considerada de empresas de referencia y las PNT propias de la Empresa Distribuidora. Donde: PNT meta : porcentaje de PNT eficientes objetivo para la empresa : porcentaje de la meta que se define a partir de las referencias internacionales (benchmark) : PNT de las empresas de referencia o benchmark PNT reales de la empresa bajo análisis

Las pérdidas totales eficientes de energía surgen de la suma de las pérdidas definidas en el Artículo 121 y en el Artículo 123. U D I-D EG T-U N AH

La trayectoria de convergencia hacia la meta de PD eficientes es el porcentaje de reducción anual a aplicar a las PD de la Empresa Distribuidora de manera tal de alcanzar el nivel de pérdidas eficientes. La formulación matemática para la reducción anual es la siguiente: Donde: PRA: Porcentaje de reducción anual PT real : porcentaje de pérdidas totales reales de la Empresa Distribuidora a inicio del Ciclo Tarifario PT meta : porcentaje de pérdidas totales eficientes objetivo para la Empresa Distribuidora, 5 : es la cantidad de años de duración de un Ciclo Tarifario. CAPÍTULO 4. DETERMINACIÓN DEL VALOR ESPERADO DE LAS INDEMNIZACIONES POR CALIDAD DE SERVICIO

Indemnizaciones por calidad de servicio. El valor esperado de las indemnizaciones por interrupciones u otras desviaciones de la calidad de servicio será calculado conforme lo establece la NT-CD.

Costo de la Energía no Suministrada (CENS). El CENS es utilizado en la regulación para definir y agrupar los costos económicos que afectan a la sociedad resultantes de una interrupción en el suministro de energía eléctrica. En el contexto de la LGIE, representa el perjuicio a los Usuarios derivado de la interrupción del suministro, expresado en términos monetarios por kWh o MWh no suministrado.

El valor de CENS a usar en el primer Cálculo Tarifario será USD325 por MWh no suministrado

Ajustes en el CENS. Para los siguientes Cálculos Tarifarios, el CENS será ajustado por la variación del índice de precios al consumo de los Estados Unidos de América que publica la Reserva Federal de ese país, en tanto la CREE no realice o cuente con un estudio que justifique modificar el CENS. TÍTULO 5. TASA DE ACTUALIZACIÓN

La Tasa de Actualización (TA) a utilizar en el Cálculo Tarifario deberá reflejar la tasa de costo de capital para actividades de riesgo similar en el país. La Tasa de Actualización real después de impuestos (TA real.d.i. ) será determinada por la CREE mediante estudios contratados con entidades privadas especialistas en la materia.

Si la TA real.d.i. estimada resultare inferior a siete por ciento (7%) real anual o bien superior a trece por ciento (13%) real anual, se aplicará el límite inferior de siete por ciento (7%) para el primer caso y el límite superior del trece por ciento (13%) para el segundo caso. TÍTULO 6. COSTOS NO CONTROLABLES TRANSFERIBLES A TARIFAS DE LA EMPRESA DISTRIBUIDORA CAPÍTULO 1. COSTO BASE DE GENERACIÓN

Definición. El Costo Base de Generación de cada Empresa Distribuidora se compone por el costo de compra de generación que entrará en el Cálculo Tarifario, excluyendo a los Consumidores Calificados que optar on por comprar energía y/o potencia con precios libremente pactados.

Responsabilidad del cálculo del Costo Base de Generación. El ODS calculará y enviará a la CREE a fines del mes de diciembre de cada año el Costo Base de Generación de cada Empresa Distribuidora previsto para el año siguiente.

Revisión y aprobación. Con la información recibida del ODS, la CREE revisará y aprobará el Costo Base de Generación. La CREE podrá solicitar al ODS aclaraciones o ampliaciones de información, quien, en caso de que corresponda, deberá responder y hacer los ajustes correspondientes en un plazo de cinco días. Una vez recibida dicha información la CREE dispondrá de 15 días para aprobar el Costo Base de Generación.