Edición No. 34,978 - La Gaceta

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Acuerdo Ministerial

Acuerdo Ministerial No. 047-SEDIS-2019 — Manual de Procedimientos Operativos del Programa de Acompañamiento y Fortalecimiento Social en su Componente Guías de Familia

Secretaría de Desarrollo e Inclusión Social

1.
Que la Constitución de la República establece que los Secretarios de Estado son colaboradores del Presidente de la República en la orientación, coordinación, dirección y supervisión de los órganos y entidades de la administración pública nacional, en el área de su competencia.
2.
Que la actual administración plantea como una de sus metas prioritarias alcanzar una sociedad más justa, con igualdad de oportunidades, en donde la población hondureña cuente con mejores índices de desarrollo humano mediante la mejora en las condiciones de vida de los hogares más desfavorecidos de la sociedad nacional.
3.
Que para garantizar la asignación justa, sostenida y transparente de los recursos públicos y privados, con el fin de asegurar el desarrollo integral de las personas, familias y comunidades en condiciones de pobreza, pobreza extrema, vulnerabilidad, riesgo y exclusión social, es necesario contar con un modelo oficial de focalización, capaz de reducir los errores de inclusión y exclusión en la selección de las familias que participan de los programas y proyectos sociales.
4.
Que mediante la Ley para Optimizar la Administración Pública, Mejorar los Servicios a la Ciudadanía y Fortalecimiento de la Transparencia en el Gobierno, se modifican y amplían las competencias de la actual Secretaría de Estado en el Despacho de Desarrollo e Inclusión Social, entre las que se encuentran la planificación, administración y ejecución de los Programas y Proyectos que se derivan de las políticas públicas en materia de desarrollo e inclusión social, reducción de la pobreza, grupos vulnerables, niñez, juventud, pueblos indígenas y afrohondureños, discapacitados, personas con necesidades especiales y adultos mayores.
5.
Que es prioridad para la Secretaría el incremento de la calidad, eficiencia y transparencia de las U D I-D EG T-U N AH ABOG. CÉSAR AUGUSTO CÁCERES CANO JORGE ALBERTO RICO SALINAS Coordinador y Supervisor Colonia Miraf Iores Teléfono/Fax: Gerencia 2230-4956 actividades, programas y proyectos que realiza, a través de la actualización de sus sistemas de trabajo, regulación, cumplimiento de los métodos y procedimientos que brinden mayor satisfacción en la atención de las familias participantes.
6.
Que la Secretaría mantiene su compromiso fundamental de satisfacer las necesidades de atención del interés público y en congruencia fortalecer las capacidades institucionales, con la aplicación y cumplimiento de las disposiciones legales y administrativas que conlleven a una permanente revisión, actualización de su estructura y de sus sistemas de trabajo.

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Acuerdo Ministerial

Acuerdo Ministerial No. 003-A-SEDIS-2015 — Manual de Procedimientos Operativos del Programa Vida Mejor - Ingreso Complementario

Secretaría de Estado en el Despacho de Desarrollo e Inclusión Social (SEDIS)

1.
El Manual aprobado en el presente Acuerdo, deberá revisarse cada vez que sea considerado necesario, por la Autoridad competente, para efectos de su actualización.
2.
Se dejan vigentes las disposiciones del Acuerdo Ministerial número 003-A-SEDIS-2015 de fecha nueve de febrero de dos mil quince, en lo que no se oponga al Manual que se está aprobando en el presente Acuerdo Ministerial.
3.
Para los efectos legales pertinentes, el presente Acuerdo deberá ser publicado en el Diario Oficial “La Gaceta”. Dado en Tegucigalpa, municipio del Distrito Central, a los trece (13) días del mes de junio del año dos mil diecinueve. COMUNÍQUESE Y PUBLÍQUESE. REINALDO ANTONIO SANCHEZ RIVERA Secretario de Estado en el Despacho Desarrollo e Inclusión Social JOSE LUIS VALLADARES GUIFARRO Secretario General U D I-D EG T-U N AH (E.N.A.G.) Tel. Recepción 2230-6767. Colonia Miraflores Sur, Tels.: 2230-1120, 2230-1391, 2230-25-58 y 2230-3026 Suscripciones: Nombre:___________________________________________________________________________________________ Dirección: _________________________________________________________________________________________ Teléfono: _________________________________________________________________________________________ Empresa: __________________________________________________________________________________________ Dirección Oficina: __________________________________________________________________________________ Teléfono Oficina: ___________________________________________________________________________________ Avance El Diario Oficial La Gaceta circula de lunes a sábado Próxima Edición Remita sus datos a: precio unitario: Lps. 15.00 Suscripción Físico y Digital Lps. 2,000.00 anual, seis meses Lps. 1,000.00 La Gaceta está a la vanguardia de la tecnología, ahora ofreciendo a sus clientes el servicio en versión digital a nivel nacional e internacional en su página web www.la gaceta.hn Para mayor información llamar al Tel.: 2230-1339 o al correo: gaceta digital hn@gmail.com Contamos con: • Servicio de consulta en línea.

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Licitación

Licitación No. LPN-IDECOAS-FHIS-14-2019 — Licitación Pública Nacional para Ampliación Escuela Rural Mixta Vicente Tosta

Instituto de Desarrollo Comunitario, Agua y Saneamiento (IDECOAS) / Fondo Hondureño de Inversión Social (FHIS)

y Saneamiento (IDECOAS), a través del Fondo Hondureño de Inversión Social (FHIS), invita a las empresas debidamente precalificadas por el Fondo Hondureño de Inversión Social (FHIS), adscrito al Instituto de Desarrollo Comunitario, Agua y Saneamiento (IDECOAS) en la categoría de “Edificaciones”, bajo las Clasificaciones A, B, C, D, E y F para Sociedades Mercantiles Precalificadas para los periodos 2015, 2016 ó 2017 y 1, 2, 3, 4 y 5 para aquellas precalificadas para el periodo 2018 ó 2019, a participar en la Licitación Pública Nacional No. LPN-IDECOAS-FHIS-13-2019 a presentar ofertas selladas para el Proyecto “Reparación Jardín de Niños Nilda Oliva”, ubicado en Aldea El Camino, municipio de San Lorenzo, departamento de Valle, Código 107459

1)
La Fecha Prevista de Terminación de las Obras contadas a partir del día de inicio de las mismas es de Ciento Cincuenta (105) días calendario.
2)
El financiamiento para la realización del presente proceso proviene exclusivamente de Fondos Nacionales (FITT-FASE II). La licitación se efectuará conforme a los procedimientos de Licitación Pública Nacional (LPN) establecidos en la Ley de Contratación del Estado y su Reglamento.
3)
Los interesados podrán adquirir el Documento Base de Licitación en físico, mediante solicitud por escrito dirigida al Ministro Director del IDECOAS/FHIS, M.B.A. MARIO RENE PINEDA VALLE, a la dirección indicada a continuación: Instituto de Desarrollo Comunitario,Agua y Saneamiento (IDECOAS)/ Fondo Hondureño de Inversión Social (FHIS), antiguo Local del IPM, Col. Godoy, frente a Iglesia Amor Viviente, Comayagüela, M.D.C., Honduras, C.A., previo el pago de la cantidad no reembolsable de Trescientos Lempiras Exactos (L. 300.00), los cuales deberán pagarse mediante depósito a la cuenta No. 11102-01- 00091-1 de Banco Central de Honduras.
4)
Los Licitantes interesados, podrán obtener información adicional en las oficinas ubicadas en la dirección anteriormente descrita, en un horario de lunes a viernes de 9:00 A.M. a 5:00 P.M., así mismo en el portal www.honducompras.gob.hn o, a la dirección de correo electrónico licitaciones@fhis.hn.
5)
Se tiene programada una visita de campo con carácter obligatorio para el día lunes 01 de julio del año 2019, a las 10:00 A.M., el punto de reunión será en la Gasolinera Puma, en el desvío hacia Coyolito, San Lorenzo, con las empresas que hayan retirado los documentos de Licitación, “se extenderá constancia de la visita de campo a presentarse con la oferta”.
6)
Las Ofertas deberán hacerse llegar a más tardar a las 10:00 A.M., del día viernes 19 de julio del año 2019. Ofertas electrónicas NO serán permitidas, las ofertas que se reciban después de la fecha y hora indicada serán devueltas sin abrirse a los proponentes, consignándose en el Acta de Apertura de Ofertas. Acto seguido, las ofertas, se abrirán en presencia de los oferentes y/o representantes que deseen asistir, en el Salón de reuniones de la Dirección Adjunta, segundo piso del IDECOAS/FHIS; a las 10:10 A.M., del día viernes 19 de julio del año 2019. Todas las ofertas deberán estar acompañadas de una Garantía/Fianza de Mantenimiento de Oferta en original por un monto igual al 3% del monto ofertado, con una vigencia de 120 días contados a partir de la fecha de apertura de ofertas, de acuerdo a lo establecido en el literal 18.3 (b) de las Instrucciones a los Licitantes del Documento de Licitación. Comayagüela, M.D.C., Honduras, C.A. M.B.A. MARIO RENÉ PINEDA VALLE MINISTRO-DIRECTOR 24 J. 2019.
AVISO DE LICITACIÓN PÚBLICA NACIONAL República de Honduras Instituto de Desarrollo Comunitario, Agua y Saneamiento (IDECOAS) Fondo Hondureño de Inversión Social (FHIS) “Ampliación Escuela Rural Mixta Vicente Tosta”, ubicado en barrio San Marcos, municipio de Jesús de Otoro, departamento de Intibucá, Código 107433. LPN-IDECOAS-FHIS-14-2019 El Instituto de Desarrollo Comunitario, Agua y Saneamiento (IDECOAS), a través del Fondo Hondureño de Inversión Social (FHIS), invita a las empresas debidamente precalificadas por el Fondo Hondureño de Inversión Social (FHIS), adscrito al Instituto de Desarrollo Comunitario, Agua y Saneamiento (IDECOAS) en la categoría de “Edificaciones”, bajo las Clasificaciones A, B, C, D y E para Sociedades Mercantiles Precalificadas para los periodos 2015, 2016 ó 2017 y 1, 2, 3, 4 y 5 para aquellas precalificadas para el periodo 2018 ó 2019 a participar en la Licitación Pública Nacional No. LPN-IDECOAS-FHIS-14-2019 a presentar ofertas selladas para el Proyecto “Ampliación Escuela Rural Mixta Vicente Tosta”, ubicado en barrio San Marcos, municipio de Jesús de Otoro, departamento de Intibucá, Código 107433.
- 1)
  La Fecha Prevista de Terminación de las Obras contadas a partir del día de inicio de las mismas es de Ciento Veinte (120) días calendario.
- 2)
  El financiamiento para la realización del presente proceso proviene exclusivamente de Fondos Nacionales (FHIS). La licitación se efectuará conforme a los procedimientos de Licitación Pública Nacional (LPN), establecidos en la Ley de Contratación del Estado y su Reglamento.
- 3)
  Los interesados podrán adquirir el Documento Base de Licitación en físico, mediante solicitud por escrito dirigida al Ministro Director del IDECOAS/FHIS, M.B.A. MARIO RENE PINEDA VALLE, a la dirección indicada a continuación: Instituto de Desarrollo Comunitario, Agua y Saneamiento (IDECOAS)/Fondo Hondureño de Inversión Social (FHIS), antiguo Local del IPM, Col. Godoy, frente a Iglesia Amor Viviente, Comayagüela, M.D.C., Honduras, C.A, previo el pago de la cantidad no reembolsable de Cuatrocientos Lempiras Exactos (L. 400.00), los cuales deberán pagarse mediante depósito a la cuenta No. 11102-01-00091-1 de Banco Central de Honduras.
- 4)
  Los Licitantes interesados, podrán obtener información adicional en las oficinas ubicadas en la dirección anteriormente descrita, en un horario de lunes a viernes de 9:00 A.M. a 5:00 P.M., así mismo en el portal www.honducompras.gob.hn o, a la dirección de correo electrónico licitaciones@fhis.hn.
- 5)
  Se tiene programada una visita de campo con carácter obligatorio para el día lunes 01 de julio del año 2019, a las 10:00 A.M., el punto de reunión será en la Municipalidad del municipio de Jesús de Otoro, Intibucá, con las empresas que hayan retirado los documentos de Licitación, “se extenderá constancia de la visita de campo a presentarse con la oferta”.
- 6)
  Las Ofertas deberán hacerse llegar a más tardar a las 2:00 P.M., del día viernes 19 de julio del año 2019. Ofertas electrónicas NO serán permitidas, las ofertas que se reciban después de la fecha y hora indicada serán devueltas sin abrirse a los proponentes, consignándose en el Acta de Apertura de Ofertas. Acto seguido, las ofertas, se abrirán en presencia de los oferentes y/o representantes que deseen asistir, en el salón de reuniones de la Dirección Adjunta, segundo piso del IDECOAS/FHIS; a las 2:10 P.M., del día viernes 19 de julio del año 2019. Todas las ofertas deberán estar acompañadas de una Garantía/Fianza de Mantenimiento de Oferta en original por un monto igual al 3% del monto ofertado, con una vigencia de 120 días contados a partir de la fecha de apertura de ofertas, de acuerdo a lo establecido en el literal 18.3 (b) de las Instrucciones a los Licitantes del Documento de Licitación. Comayagüela, M.D.C., Honduras, C.A. M.B.A. MARIO RENÉ PINEDA VALLE MINISTRO-DIRECTOR 24 J. 2019.

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Resolución

Resolución No. CREE-148 — Reglamento para el Cálculo de Tarifas Provisionales - Escisión ENEE

Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE)

Articulo 3

, literal I, de la Ley General de la Industria Eléc- trica, Artículo 4 del Reglamento Interno del Directorio de Comisionados de la CREE el Directorio de Comisionados de la CREE por unanimidad de votos de los Comisionados. RESUELVE A) Aprobar en cada una de sus partes el Reglamento de Ta- rifas que forma parte integral de la presente Resolución. B) Publicar el mismo en el Diario Oficial La Gaceta. C) Comuníquese. JOSÉ ANTONIO MORÁN MARADIAGA OSCAR WALTHER GROSS CABRERA GERARDO ANTONIO SALGADO OCHOA 24 J. 2019. U D I-D EG T-U N AH

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Reglamento

Reglamento — Reglamento de Tarifas

Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE)

Articulo 1

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.

Articulo 2

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

Articulo 3

, inciso F de la LGIE.

Articulo 3

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

Articulo 4

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

Articulo 5

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.

Articulo 6

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.

Articulo 7

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

Articulo 8

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.

Articulo 9

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.

Articulo 11

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.

Articulo 12

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.

Articulo 13

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.

Articulo 14

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.

Articulo 15

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.

Articulo 16

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.

Articulo 18

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

Articulo 17

, 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

Articulo 19

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.

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Reglamento

Reglamento — Clasificación de los Activos Regulatorios

Articulo 69

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.

Articulo 70

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

Articulo 71

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.

Articulo 72

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

Articulo 73

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.

Articulo 74

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.

Articulo 75

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.

Articulo 76

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.

Articulo 77

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

Articulo 72

, 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

Articulo 78

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

Articulo 79

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.

Articulo 80

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.

Articulo 82

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.

Articulo 83

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

Articulo 84

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.

Articulo 85

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.

Articulo 86

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.

Articulo 87

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.

Articulo 88

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.

Articulo 89

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.

Articulo 90

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

Articulo 91

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

Articulo 92

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.

Articulo 93

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.

Articulo 94

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

Articulo 95

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

Articulo 96

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.

Articulo 97

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

Articulo 98

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

Articulo 99

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.

Articulo 100

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

Articulo 101

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

Articulo 102

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

Articulo 103

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

Articulo 104

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

Articulo 105

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.

Articulo 107

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

Articulo 108

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.

Articulo 109

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

Articulo 110

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.

Articulo 111

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.

Articulo 112

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)

Articulo 113

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”.

Articulo 114

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.

Articulo 115

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

Articulo 116

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.

Articulo 117

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.

Articulo 118

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

Articulo 119

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

Articulo 120

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)

Articulo 121

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

Articulo 10

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

Articulo 122

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

Articulo 115

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

Articulo 123

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

Articulo 124

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

Articulo 125

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

Articulo 126

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.

Articulo 127

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.

Articulo 128

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

Articulo 129

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

Articulo 130

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.

Articulo 131

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

Articulo 132

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.

Articulo 133

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.

Articulo 134

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.

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Aviso

Aviso — Registro de Plaguicidas y Sustancias Afines - ZOOM 65 SC

Servicio Nacional de Sanidad e Inocuidad Agroalimentaria (SENASA)

AVISO DE REGISTRO DE PLAGUICIDAS Y SUSTANCIAS AFINES Al comercio, agroindustria y público en general y para efectos de Ley correspondiente, se HACE SABER: que en esta dependencia se ha presentado solicitud de Registro de Plaguicidas o Sustancia Afín. La Abog. JOHANA MABEL MENDOZA FLORES, actuando en representación de la empresa QUIMICOS OMA, S.A., tendiente a que autorice el Registro del producto de nombre comercial: ZOOM 65 SC, compuesto por los elementos: 35% PROPAMOCARB HCL, 30% DIMETHOMORPH. Toxicidad: 5 Grupo al que pertenece: CARBAMATO, MORFOLINA Estado Físico: LÍQUIDO Tipo de Formulación: SUSPENSIÓN CONCENTRADA Formulador y País de Origen: QUIMICOS OMA, S.A. / COLOMBIA Tipo de Uso: FUNGICIDA Cualquier interesado puede oponerse cuando existan causales técnicas y/o científicas que demuestre la existencia de riesgos inaceptables para la salud y el ambiente, contando para ello con un plazo de diez (10) días hábiles después de la publicación de este AVISO, para ejercer la acción antes mencionada. Fundamento Legal: Ley Fitozoosanitaria, Decreto No. 157-94, Reglamento sobre el Registro, Uso y Control de Plaguicidas y Sustancias Afines, Acuerdo No. 642-98 y la Ley RTCA 67.05.67.13 de Procedimientos Administrativos. TEGUCIGALPA, M.D.C., 11 DE ABRIL DE 2019 “ESTE AVISO TIENE VALIDEZ DE TRES MESES A PARTIR DE LA FECHA” ING. JUAN VICENTE BARRIOS ALEMÁN JEFE DEL DEPARTAMENTO DE CONTROL Y USO DE PLAGUICIDAS (DCUP) SENASA 24 A. 2019. ______ LA EMPRESA NACIONAL DE ARTES GRÁFICAS no es responsable del contenido de las publicaciones, en todos los casos la misma es fiel con el original que recibimos para el propósito

Marcas de Fábrica

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Certificación