Tarifas Finales de Suministro Básico

Transcripción

1 Tarifas Finales de Suministro Básico Jesús Berumen Glinz 18 de abril de 2018 *Las opiniones son responsabilidad exclusiva del orador, son para fines meramente informativos y de ninguna manera expresan una posición oficial con respecto a las materias a ser propuestas dentro del ejercicio de las atribuciones de la CRE. ComisionReguladoraEnergia cregobmx Comisión Reguladora de Energía

2 Contenido 1. Antecedentes y fundamentos legales. 2. Aspectos generales. 3. Tarifas Reguladas. 4. Cargos de generación 5. Situación en General 6. Ajuste en la metodología 2

3 El esquema tarifario previo no reflejaba la totalidad de los costos ni el efecto de la demanda de electricidad por parte de los usuarios finales. El nuevo esquema busca permitir la recuperación de la totalidad de costos eficientes. Esquema anterior Nuevo esquema Fórmula Descripción Tarifas no reflejaban la totalidad del costo ni las variaciones en la demanda de energía eléctrica. Reflejan la naturaleza del costo en cada componente de la cadena de valor del Suministro Eléctrico. El diseño tarifario se adaptó a las características de consumo y medición de cada tipo de usuario. s A partir de 1997, las tarifas de uso general, se ajustaban mensualmente mediante un factor de ajuste automático en función de: Costos de combustibles (FAC): Gas natural, combustóleo, diésel, carbón nacional e importado. Inflación (FAI): Índice Nacional de Precios al Productor. El componente de generación se ajusta mensualmente, con base en el costo observado. Las tarifas reguladas de transmisión, distribución, operación del Suministrador y operación del CENACE se ajustan anualmente considerando la inflación observada y factores de eficiencia en costos.

4 Las tarifas en el esquema previo se actualizaban tomando en cuenta únicamente la variación en el costo de los combustibles y la inflación, dejando de lado factores determinantes del costo como el efecto de la demanda. Con el esquema tarifario previo, el Suministro Básico recuperaba alrededor del 80% de sus costos al año, en menoscabo del ingreso requerido por la empresa del estado: Recuperación de costos Eficiencia en costos CFE inició su proceso de transformación en una EPE, por lo que adquiere la obligación de llevar a cabo sus actividades de forma productiva para generar valor económico y rentabilidad en cada una de sus actividades empresariales, económicas, industriales y comerciales 0.40 Total Precio/Costo=1

5 Fundamentos legales para el diseño de las Tarifas Finales del Suministro Básico Facultad de la Comisión Reguladora de Energía Artículo 12, Fracción IV y Artículos 138, 139, y 140 De conformidad con lo establecido en la Ley de la Industria Eléctrica (LIE), la Comisión Reguladora de Energía (la Comisión) expedirá las metodologías de cálculo y ajuste de las Tarifas Reguladas y las tarifas finales del Suministro Básico, las cuales deberán tener como objetivo, entre otros, promover el desarrollo eficiente de la industria eléctrica y evitar la discriminación indebida.

6 Contenido 1. Antecedentes y fundamentos legales. 2. Aspectos generales. 3. Tarifas Reguladas. 4. Cargos de generación 5. Situación en General 6. Ajuste en la metodología 6

7 Principios básicos en el diseño de las Tarifas Finales de Suministro Básico Principios Tarifarios 1 Recuperación de todos los costos eficientes de las Tarifas Reguladas y el costo de generación y productos asociados. 2 Enviar señales que reflejen la variaciones temporales del costo de servicio. 3 Forma parte de la primera edición de tarifas que estará vigente hasta diciembre de

8 Las Tarifas Finales del Suministro Básico se componen de las Tarifas Reguladas y el costo de la generación y productos asociados Tarifas Reguladas Transmisión Costo de Generación y Productos Asociados Tarifa Final de Suministro Básico Distribución Operación de los SSB Operación del CENACE Servicios Conexos No Incluidos en el MEM 8

9 Las Tarifas Finales del Suministro Básico se componen de las Tarifas Reguladas y el costo de la generación y productos asociados Transmisión Acuerdo A/045/2015 publicado en diciembre de Distribución Acuerdo A/045/2015 publicado en diciembre de Operación del CENACE Acuerdo A/068/2017 publicado en enero de 2017 Operación del SSB Acuerdo A/058/2017 publicado en noviembre de 2017 Tarifas Finales del Suministro Básico Tarifas reguladas Costos de generación y capacidad (Contratos Legados y Mercado) Términos publicados en el DOF en agosto de Metodología para el cálculo y ajuste de las TFSB Acuerdo A/058/2017 Acuerdo A/061/2017 Servicios Conexos no incluidos en el MEM Acuerdo A/058/2017 publicado en noviembre de

10 Los usuarios finales cubren el costo por la prestación del Suministro Básico Generación y productos asociados Transmisión Distribución Usuarios Ingresos tarifarios Servicios Conexos No Incluidos en el Mercado Costo total Operación del Suministrador Básico Flujo de energía Flujo de dinero Flujo de dinero Los pagos a cada segmento se realizan vía CENACE Pertinencia de aplicación de subsidio

11 1. Antecedentes y fundamentos legales 2. Aspectos generales. 3. Tarifas Reguladas. a) Transmisión. b) Distribución. c) Operación del CENACE. d) Operación del Suministrador de Servicios Básicos. e) Servicios conexos no incluidos en el MEM. 4. Cargos de generación 5. Situación en General 6. Plan de acción de la CRE 11

12 Las tarifas de transmisión se estimaron mediante la metodología de Ingreso Requerido con base en el análisis de los Estados Financieros Dictaminados de CFE. El diseño de las tarifas de Transmisión se realizó por medio de la modalidad de "estampilla postal" determinada con base en las inyecciones o extracciones de energía de cada generador o consumidor de la Red Nacional de Transmisión: Tarifa Aplicable al Consumidor - Generador /1 Proporción Requerimiento de Ingresos /2 Energía Inyectada o Consumida proporcional al nivel de tensión y uso de la red La metodología de estampilla postal se utiliza para que los usuarios paguen la infraestructura que realmente utilicen dependiendo del nivel de tensión al que estén conectados. /1 El generador es aquel inyecta energía a la red /2 La proporción aplicable a consumidores es 70% y de 30% para generadores 12

13 Tarifas de transmisión Acuerdo No. A/045/2015 Para la actualización de la tarifa se consideran tres elementos: 1. Factor de ajuste por inflación 2. Ajuste por tipo de cambio 3. Inversiones adicionales incluidas en el Programa de Desarrollo del Sistema Eléctrico Nacional (PRODESEN) Tarifa de Transmisión de energía eléctrica 2018 (pesos/kwh) Nivel de tensión Generadores Consumidores Tensión 220 kv Transmisión Tensión < 220 kv Tarifas en diferentes tensiones reflejan los costos de desarrollar y operar infraestructura hasta esos puntos, con lo cual los cargos en tensiones menores a 220 kv son más elevados que en alta tensión. 13

14 En Distribución, el diseño tarifario contempla un Ingreso Requerido determinado con base en Estados Financieros Dictaminados de CFE, incorporando un sendero de eficiencia y un ajuste por inflación Las tarifas se calculan por cada una de las 16 divisiones de distribución: Tarifa Aplicable al Consumidor - Generador Requerimiento de Ingresos Energía (antes de Pérdidas) El Requerimiento de Ingresos para distribución se calculó con base en la información entregada por CFE para 2014, incorporando un sendero de eficiencia en costos de explotación y actualización por inflación El Requerimiento de Ingresos para la actividad de Distribución fue asignado a cada división de distribución proporcionalmente a su máxima demanda. /1 Para la actualización de la tarifa se consideran dos elementos: 1. Factor de ajuste por inflación. 2. Factores de eficiencia en costos de explotación y de economías de escala. Para la recuperación de las pérdidas se calculó un Factor de Pérdidas, el cual se aplica a la energía medida para cada usuario. /1 Metodología de asignación por picos no coincidentes 14

15 Tarifas de distribución 2018 Tarifa DB1 Tarifa DB2 Tarifa PDBT Tarifa GDBT Tarifa GDMT DIVISIÓN Doméstico Baja Tensión hasta 150 kwh-mes Doméstico Baja Tensión mayor a 150 kwh-mes Pequeña Demanda Baja Pequeña Demanda Baja Tensión mayor a 25 kwmes Tensión hasta 25 kw-mes Gran Demanda en Media Tensión $/kwh-mes $/kwh-mes $/kwh-mes $/kw-mes $/kw-mes Baja California Bajío Centro Occidente Centro Oriente Centro Sur Golfo Centro Golfo Norte Jalisco Noroeste Norte Oriente Peninsular Sureste Valle de México Centro Valle de México Norte Valle de México Sur

16 Para determinar la tarifa que se aplica por la operación del CENACE se evalúa la información comprobable entregada por dicho organismo La tarifa será función del requerimiento de ingresos y la energía que pasa por el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM): Tarifa Requerimiento de Ingresos Energía MEM Tarifa de operación del CENACE enero y febrero 2018 (pesos/mwh) Generadores Consumidores Costos OMA Inversiones Ingresos Misceláneos 16

17 El diseño de la tarifa de operación de CFE Suministrador Básico utiliza la información de costos entregada por CFE, y el número de clientes en cada División de Distribución Las tarifas se calculan por cada una de las divisiones de distribución como sigue: A partir del análisis de la información contable de CFE, se estimó el Ingreso Requerido de la actividad de suministro: Costo total de suministro por división de distribución Tarifa aplicable a cada tipo de consumidor Requerimiento de Ingresos por Tipo de Cliente Número de Clientes por División de Distribución Los IR asignaron con base en el costo relativo de atender a los usuarios de cada categoría tarifaria 17

18 Tarifas de operación del Suministrador de Servicios Básicos Tarifas de operación de CFE Suministrador de Servicios Básicos aplicables del 1 enero a diciembre de 2018 División de distribución Categoría tarifaria DB1 DB2 PDBT GDBT RABT RAMT Baja California Bajío Centro Occidente Centro Oriente Centro Sur Golfo Centro Golfo Norte Jalisco Noroeste Norte Oriente Peninsular Sureste Valle de México Centro Valle de México Norte Valle de México Sur / Las tarifas aplicables a la división de Baja California aplican a Baja California Sur $/mes 18

19 Tarifas de operación del Suministrador de Servicios Básicos Tarifas de operación de CFE Suministrador de Servicios Básicos aplicables del 1 enero a diciembre de 2018 Categoría tarifaria APBT APMT GDMTO GDMTH DIST DIT División de distribución $/mes Baja California , , Bajío , , Centro Occidente , , Centro Oriente , , Centro Sur , , Golfo Centro , , Golfo Norte , , Jalisco , , Noroeste , , Norte , , Oriente , , Peninsular , , Sureste , , Valle de México Centro , , Valle de México Norte , , Valle de México Sur , , / Las tarifas aplicables a la división de Baja California aplican a Baja California Sur 19

20 La tarifa de Servicios Conexos no incluidos en el MEM (SCnMEM) se estableció en el Acuerdo A/058/2017 Los SCnMEM son servicios vinculados a la operación del Sistema Eléctrico Nacional y que son necesarios para garantizar su Calidad, Confiabilidad, Continuidad y Seguridad. Los servicios incluyen: I. Reservas reactivas (control de voltaje) II. Potencia reactiva (soporte de voltaje) III. Arranque de emergencia, operación en isla y conexión a bus muerto del sistema. La tarifa se estableció mediante el cálculo del Ingreso Requerido a partir del análisis de los costos de la infraestructura para prestar estos servicios: IR periodo Energía Tarifa SCniMEM 20

21 1. Antecedente y fundamentos legales 2. Aspectos generales. 3. Tarifas Reguladas. 4. Cargos de generación 5. Situación en General 6. Ajuste en la metodología 21

22 Esquema general. Los componentes de las tarifas se adaptan a la naturaleza de los costos, las características de consumo y medición de cada tipo de usuario Cargo Criterios de asignación Fijo A todas las categorías se les asigna el costo no asociado a su nivel de consumo mediante un cargo fijo mensual. Tarifa Capacidad Medición simple Medición de demanda A los usuarios cuyo tipo de medidor no permite determinar la potencia consumida, se les asigna el costo de capacidad con base en su consumo de energía. A las categorías con medición de demanda, se les asigna el costo de capacidad con base en su demanda máxima Cargo plano A los usuarios con medición simple se les asigna un cargo por generación sin distinguir por bloque horario. Generación Base Cargo horario Intermedio Los bloques horarios se asignan con base en los periodos que actualmente utiliza la CFE y se aplican a aquellas categorías cuyo tipo de medición permite conocer el consumo de energía en cada bloque. Punta

23 El esquema tarifario propuesto respeta gran parte el diseño tarifario utilizado por CFE para facilitar la transición tanto a la empresa como a los usuarios Categorías tarifarias Bloques horarios Divisiones geográficas Asignación del costo de capacidad Periodicidad de cálculo 12 categorías bajo los siguientes criterios para asignación a una misma categoría: Perfil de consumo: Usuarios con un comportamiento similar. Nivel de tensión: Usuarios conectados a un mismo nivel de tensión. Tipo de medición: Las categorías que cuentan con medidor horario. A las categorías con medición horaria se les asignan cargos variables en bloques horarios (base, intermedia y punta). Conforme a los horarios, categorías y regiones que actualmente aplica la CFE. Se definieron 17 divisiones tarifarias, que corresponden a las actuales divisiones de distribución, tomando por separado los estados de Baja California y Baja California Sur, para capturar la diferencia de precios de la energía en dichas entidades. El costo de capacidad se asigna a cada categoría en función del tipo de medición: Medición de demanda: el costo se asigna a la demanda máxima medida. Medición simple: el costo de capacidad se asigna a la energía consumida. El cálculo del cuadro tarifario se realizará mensualmente, con base en la información del costo de la generación reportada por CFE SSB en el mes inmediato anterior. Se incluirá un factor de corrección de error a partir de las reliquidaciones del mes que corresponda. 23

24 Se definió un periodo transitorio durante los primeros meses de implementación del nuevo esquema tarifario. Se establece un periodo transitorio para cambiar gradualmente al nuevo esquema tarifario con el fin de que los usuarios se familiaricen con la metodología de cálculo, los insumos utilizados para determinar las tarifas finales y la simplificación de la estructura tarifaria. El mecanismo de transición consiste en realizar una ponderación sobre los precios medios por división y categoría tarifaria ($/kwh) y estimar la facturación con base en supuestos de un usuario promedio para una actualización tendencial y una actualización por costos. Los precios medios de ambos esquemas se ponderarán según la siguiente tabla: Mes Precio medio (Facturación con actualización tendencial) Precio medio (Facturación con Metodología) Diciembre % 20% Enero % 40% Febrero % 60% Marzo % 80% 24

25 Perfil de consumo Infraestructura de medición El esquema tarifario propuesto consiste en una reclasificación de las tarifas del esquema vigente Esquema tarifario nuevo Tarifa equivalente CFE Descripción DB1 1, 1A, 1B, 1C, 1D, 1E, 1F Doméstico con consumos <= 150 kwh-mes DB2 1, 1A, 1B, 1C, 1D, 1E, 1F, DAC Doméstico con consumos > 150 kwh-mes PDBT 2, 6 Pequeña demanda con consumos <= 25 kw-mes GDBT 3, 6 Gran demanda con consumos > 25 kw-mes RABT 9, 9CU, 9N Riego agrícola en baja tensión APBT 5, 5A Alumbrado público en baja tensión Baja Tensión APMT 5, 5A Alumbrado público en media tensión RAMT 9M, 9CU, 9N Riego agrícola en media tensión GDMTH HM, HMC Gran demanda horaria en media tensión Media Tensión GDMTO OM Gran demanda ordinaria en media tensión DIST HS, HSL Demanda Industrial en SubTransmisión DIT HT, HTL Demanda Industrial en Transmisión Alta Tensión 25

26 Se establecerá un cuadro con los cargos para cada segmento y categoría por división tarifaria. Divisiones tarifarias 1. Cuadro Tarifario por División 2. Composición Tarifaria 3. Categorías tarifarias 4. Tipos de cargo: fijo y variable (capacidad y generación). 5. GDMTH, DIST y DIT, cargos por bloques horarios (base, intermedio, punta) Baja California Baja California Sur Noroeste Norte Golfo Norte Jalisco Bajío Golfo Centro Centro Occidente Centro Oriente Oriente Sureste Peninsular Centro Sur Valle de México Centro Valle de México Norte Valle de México Sur División Baja California Tarifa Operación del Servicios Categorías Operación Transmisión Distribución Suministrador conexos del CENACE Básico no MEM Energía Capacidad Categoría tarifaria Unidades DB1 $/mes $/kwh DB2 $/mes $/kwh PDBT $/mes $/kwh $/mes $ xxx GDBT $/kwh $ xxx $ xxx $ xxx $ xxx $/kw $ xxx $ xxx RABT $/mes $/kwh $/mes RAMT $/kwh $/kw APBT $/mes $/kwh APMT $/mes $/kwh $/mes GDMTO $/kwh $/kw $/mes GDMTH $/kwh $/kw $/mes DIST $/kwh $/kw $/mes 26 DIT $/kwh $/kw

27 El proceso de cálculo de las Tarifas Finales de Suministro Básico, consta de tres fases Determinación de los costos de generación Asignación de los costos de generación Adición de las Tarifas Reguladas Facturación del mes n-1 Factor de Ajuste Costo por energía Costo por capacidad Cargo por capacidad Se obtiene del Costo fijo Asignado por consumo de grupo tarifario Cargo de generación Se obtiene del Costo variable Asignado por perfil de consumo y PML Transmisión Distribución Operación del CENACE Operación del SSB Servicios conexos no incluidos en el MEM 27

28 Energía consumida Energía consumida Energía consumida Asignación de los cargos de generación entre los 12 grupos tarifarios y las 17 divisiones tarifarias establecidas Cargo variable de mercado (CVM) Energía consumida en la hora h (perfil) H Ajuste de nivel a costo variable Insumos Costo variable Perfiles de consumo por grupo Precio Marginal Local Coeficiente horario horas Proporciones para tarifas horarias Σ Σ Σ PML CVM Costo variable horas horas 28

29 Asignación de los cargos de capacidad entre los 12 grupos tarifarios y las 17 divisiones tarifarias establecidas Demanda mensual por categoría y división 1/ (kw) Insumos Costo fijo Factores de pérdidas, carga y diversidad Ventas de energía por grupo y división Costo Fijo Factor de Reparto El reparto se lleva a cabo con base en la proporción de la demanda máxima de cada categoría respecto a la demanda máxima del sistema. $ Costo por Potencia DIT, DIST, GDMTH, RAMT, GDBT Energía consumida mensual por categoría y división 1/ (kwh) GDMTO, RABT, APBT, APMT, PDBT, DB2, DB1 1/ Incluyendo pérdidas de potencia 29

30 Tarifas finales del Suministro Básico División Baja California, enero 2018 Tarifa Descripción Int. Horario Cargo Unidades Transmisión Distribución CENACE Suministro SCnMEM Energía Capacidad Fijo $/mes Doméstico baja tensión DB1 NA hasta 150 kwh-mes $/kwh (Energía) DB2 PDBT GDBT RABT RAMT APBT APMT Doméstico baja tensión mayor a 150 kwh-mes Pequeña demanda baja tensión hasta 25 kwmes Gran demanda baja tensión mayor a 25 kwmes Riego agrícola en baja tensión Riego agrícola en media tensión Alumbrado público en baja tensión Alumbrado público en media tensión NA NA NA NA NA NA NA Fijo $/mes (Energía) $/kwh Fijo $/mes (Energía) $/kwh Fijo $/mes (Energía) $/kwh Capacidad $/kw Fijo $/mes (Energía) $/kwh Fijo $/mes (Energía) $/kwh Capacidad $/kw Fijo $/mes (Energía) $/kwh Fijo $/mes (Energía) $/kwh Capacidad

31 Tarifas finales del Suministro Básico División Baja California, enero 2018 Tarifa Descripción Int. Horario Cargo Unidades Transmisión Distribución CENACE Suministro SCnMEM Energía Capacidad Fijo $/mes GDMTO Gran demanda en media NA tensión ordinaria (Energía) $/kwh Capacidad $/kw Fijo $/mes B (Energía) $/kwh GDMTH Gran demanda en media I tensión horaria (Energía) $/kwh P (Energía) $/kwh Capacidad $/kw Fijo $/mes B (Energía) $/kwh DIST I Demanda industrial en (Energía) $/kwh subtransmisión P (Energía) $/kwh SP (Energía) $/kwh Capacidad $/kw Fijo $/mes B (Energía) $/kwh DIT I Demanda industrial en (Energía) $/kwh transmisión P (Energía) $/kwh SP (Energía) $/kwh Capacidad $/kw

32 Contenido 1. Antecedente y fundamentos legales. 2. Aspectos generales. 3. Tarifas Reguladas. 4. Cargos de generación 5. Situación en General 6. Ajuste en la metodología 32

33 Derivado del análisis de la CRE en los recibos de los usuarios finales, se identificaron 3 áreas a mejorar Áreas a mejorar 1 Información de demanda: Mejor información sobre la demanda máxima 2 Estacionalidad en la Península de Baja California: Diferenciación en los periodos de verano e invierno en el esquema anterior 3 Cargo de distribución: Cargo aplicado a la demanda máxima registrada en los últimos 12 meses

34 La actualización en la información de demanda, implica una mejora del 38% en la facturación de un usuario tipo Cambios en la facturación de un usuario tipo en Baja California (Dic 2017; Miles de pesos) 1, % % 1.5% % 591 Nov Dic Publicado Información Estacionalidad Cargo por Esquema CRE Esquema Distribución tendencial

35 El primer cálculo de las TFSB se realizó con las mediciones de demanda facturable (conforme las mediciones en el esquema anterior), lo que resulto en precios unitarios mas altos Tarifa Media Ponderada (80/20) Información disponible en noviembre Mejoras en la información Demanda en Punta Demanda Facturable Demanda Máxima Anual Energía Periodo Base Energía Periodo Intermedio Energía Periodo Punta , , , ,460.8

36 La problemática por la desactualización en los insumos de demanda se acentúa en Baja California, por tener características temporales particulares en el esquema anterior Características del mecanismo de cargos Existen dos diferencias importantes entre los esquemas tarifarios: 1. La capacidad sólo es cargada en los meses de verano, mientras que en invierno esta no se cobra, por lo que los costos de la capacidad se deben recuperar totalmente en verano (Mayo-Octubre). 2. En los meses de invierno no hay periodo de punta, caso contrario, en los meses de verano no hay base. Demanda facturable 1. La demanda facturable (DF) se define con la siguiente fórmula: DF = DP + FRI x max (DI DP,0)+FRB x max (DB-DPI,0), con DP la demanda máxima en el periodo de punta, por lo tanto: Cuando no hay periodo de punta, la DF depende de una pequeña proporción de las demandas en los periodos intermedio y base. En Baja California los FRB y FRI son de y respectivamente. Sin periodo en punta la demanda facturable se reduce a un cargo mínimo.

37 La facturación acumulada del esquema CRE para Baja disminuye 3% comparado con el esquema tendencial Comparación de Facturación de un usuario típico en Baja California (Nov Nov 2018; miles de pesos) 1,400,000 Facturación caso GDMTH 10,019-3% 9,768 1,200,000 1,122,188 1,000, , , , , , , ,000 Tendencial Esquema CRE Consumo caso GDMTH (kwh) 200, , ,000 0 nov dic ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov 300, , ,000 0 nov dic ene feb mar abr may jun jul ago sep 37 oct nov

38 El primer cálculo de las TFSB se realizó sin contemplar el efecto estacional en la península de BC, lo que resulto en precios unitarios mas altos Tarifa Media Ponderada (80/20) Información disponible en noviembre Mejoras en la información Efecto estacional en la información Demanda en Punta Demanda Facturable Demanda Máxima Anual Energía Periodo Base 36, , ,026.5 Energía Periodo Intermedio 51, , ,460.8 Energía Periodo Punta

39 Conforme al Acuerdo A/058/2016, el cargo por distribución se deberá facturar con la demanda máxima registrada por el usuario en los doce meses anteriores Acuerdo A/058/2016 Criterios de interpretación tarifa de distribución Criterio 3: Que los cargos expresados en $/kw-mes son equivalentes a la demanda máxima registrada medida en kilowatts, dentro de los doce meses anteriores. Los doce meses se contarán a partir del mes inmediato anterior al del día que se trate Criterio 4: Se usará la demanda contratada para los usuarios cuya demanda no se mide El punto A corresponde con la potencia máxima del sistema. El punto B y D corresponde a la potencia máxima de la categoría y como se puede observar sucede en distinto. Con el punto C podemos observar que no necesariamente la punta del sistema coincide con la punta de la categoría.

40 NUEVO ESQUEMA TARIFARIO Aplicación BC GDMTH Publicado División Baja California Periodo Diciembre Tarifa Descripción Int. Horario Cargo Unidades Transmisión Distribución CENACE Suministro SCnMEM Generación Capacidad Pérdidas TOTAL Fijo $/mes GDMTH Gran demanda en media tensión horaria B (Energía) $/kwh I (Energía) $/kwh P (Energía) $/kwh Capacidad $/kw Mejoras en la información División Baja California Periodo Diciembre Tarifa Descripción Int. Horario Cargo Unidades Transmisión Distribución CENACE Suministro SCnMEM Generación Capacidad Pérdidas TOTAL Fijo $/mes GDMTH Gran demanda en media tensión horaria B (Energía) $/kwh I (Energía) $/kwh P (Energía) $/kwh Capacidad $/kw

41 Muchas gracias! 18 de abril de 2018 ComisionReguladoraEnergia cregobmx Comisión Reguladora de Energía