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POR LA SE APRUEBA LA PARTE I DEL REGIMEN TARIFARIO PARA EL SERVICIO PUBLICO DE DISTRIBUCION Y COMERCIALIZACION CORRESPONDIENTE AL PERIODO DEL 1 DE JULIO DE 2002 AL 30 DE JUNIO DE 2006.
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POR LA SE APRUEBA LA PARTE I DEL REGIMEN TARIFARIO PARA EL SERVICIO PUBLICO DE DISTRIBUCION Y COMERCIALIZACION CORRESPONDIENTE AL PERIODO DEL 1 DE JULIO DE 2002 AL 30 DE JUNIO DE 2006.
**Artículo 10.** de 1~ 1-q 32 dc 9 de febrero de 1996. Las oposiciones que rcsulten debe$n prcscntarsl: ~i~cdiani~~ abogado dentro de 102 s publicación de este AVIS establece la I,.cy. ENTE REGULADOR DE LOS SERVICIOS PUBLICOS RESOLUCION NQ JD-.3116 (De 19de diciembre de2001) ~_ Por la cual se aprueba la Parte’1 deI Régimen Tarifar¡0 para cl Servicio Público de D+ibución y~Com~rcislización, correspondientes al periodo del 1 ‘de julio de 2002 al 30 de junio del 2006 El Etite Regulador de los Servicios PúblicoS en uso de SUSfacultades legales **Considerando:** 1. Que m@ante la Ley No. 26 de 29 de enero de 1996, modificada por la Ley No.‘24 de 30 de j+o de 1999 y la Ley No. :~~ 2. Que la Ley No. 6 de 3 de febrero de 1997, modificada por el Decreto Ley No. 3. Que los articules 96 y 97 de la Ley 6 de 3 de febrero de 1997 establecen Loscriterios a ~utilii para defti el regimen tarifario; 4. Ley 6 de 3 de febrero de 1997 ,, 5. Que~el numera! 1, del ,No. : 6. :l. 8. Que mediante layResolución JD-219 de .3.1de marzn de 199~8,publicada en la Gaceta ‘~’ Oficiala No. 23,522 de 15 de abril de 1998, el Ente Regulador ‘aprobó el Regimen ,Tarifario, upara el Servicio Público de Distribución y Comercializació%~~el. cual fue modificado tieditite Resolución No. ID-761 de 8 de junio dey1998, y se encuentra ~tigentehasta el 30,de junio de 2002; Que el Ente Reguiadoi~ Co’hsXiW jnecekio ~h&ar a un& ,Audiencia ,Pública con la fmalidad de revisar yakobtener comentarios sobre una propuesta para el Regimen : Tariftiio~ de Distribución y Comercializ&%n de Electricidad,: que’ será la base metodológica para establecer el pliego tarifario que entrará a regir apartir del 1’ de julios de 2002;~ 10. Q& en &ttid, de las co,mideraciones anteriores, el mente-.&gulador mediante la ~~ Resolucion No. Il. Que el Ente Regulador recibió Comentarios escritos sobre lay propuesta del Regimen Tarifa& de Distribución y Comercialización de electricidad de ~k%siguientes empresas, I entidades y personas naturales: a). Aluihinio de Panamá, S.A. ~~ b) CéSar Escobar ~’ _~ c) ~~ Aire Sistema, S.A. .~ 8~ ‘d) Mister Prim, S.A. e) Costa Kids,~S.A.~,’ tJ Dídema, S.A. g) Importadora Ricamar, S.A. eh) Roberto Reid G. _~ j) Bahia Las Minas Corp.~ ‘j)~ Desir&,,de ,Chiari k) Comisión de Pohtica Energetica 1) ElektmNoreste, S.A.,‘S.A. 16 Gaceta Ofidal; miércoles 26 de diciembre de 2001 N” 24,458 m) Empresa de Diribuci6n Ekctrica Metro Oeste, S.A. ,n) Empresa de Distribw+ón El&ri* Chiríqul, S.A. ,12. Que el dla 30 de Octubre de 2001 se efectu6 la Audiencia Pública DDEacuerdo a lo establecii en la Resolución No. JD-2934 del 5 de septiembre de &Ol,’ y cn la misma participaron como expositor& las siguientes empresas, entidades y pcrso~’ naturales: a) Gabriel Sosa III b) Aii Sistema, S.A. c) Mister Print, S.A. d) Costa Kids, S.A. e) Didema, S.A. t) Ejercito de Salvación : 9\) Importadora Rhnm, S.A. h) ‘Elektra Noreste,~S.A. i) Central General de Trabajadores de Panamá (CGTP) j) Sindic@o de Trabajadores de Transporte Pesado y Similares k) Sindicato Industrial de Trabajadores de Comida Rhpida 1\) Fundación de Consumidoies y Usuarios (FUNDECU) m) Roberto Reìd Oreen’ n) Asociación Verde de Panamá 0\) Bahla Laa ominasCorporation p) Florencio Barba Hart q) Cti de Comercio, Industrias y Agricultura de Panamá r) Gabriel Sosa García ,,,. ,, ,~,^.,.:, ,,,,.., ,.__- s) Carreira Pittí & Garibaldi P. C. Abogados ,,- t) Asociación Paname@ de Exhibidores Cinematográficos u) ‘Asociación Nacional de Promotores de Espectáculos Bailables y Afines v) As&iación de Restaurantes y Afines de Panamá w) Cosita Buena, S.A. x) Cziriiio Estdreo, S.A. y) Asociación Panameíia de Ra&odifusión z)‘.:La Nueva Cade& Exitosa de Panamá aa) Carlos Reyes bb) Defensoría del Pueblo Cd) Empresa de Distribución Eldctrica Chiriquí, S.A. dd) Ricardo Barranco ee) Empresa de Distribución Eléctr&a Metro Oeste S.A. ff) Miriam de Guerra 13\. , ,~, a. Parte 1 Glosario y Defmiciones, Aspectos Generales,?Ingreso Má&o Permitido por Actividades Reguladas y Ajustes al IMP por Actividades No Reguladas. b. Parte II Crherios Generales para establecer la Estructura Tarifaria. c. Parte Ill Apliiación de las Tarifas. d. Parte IV ACtualiición dentro del Periodo’ Tarifwio y su procedimiento. “’ N” L4ASX Gaceta WIciaI. ndércole~ 26 de diciembre de 20~1 17 14.~Que~~il,~Ente Reglilador recibió de los pa&ipantes, rmilti&~- comentarios y obscrvkiows sobfc e! ‘?4.,1 GLOSAtilO Y DEFiNICIONES 14.1.1 COMENTARIO .’ Las empresas Babia Las,Minas Corp., Empresa i : Dktribuci6n Ekktrica Metro Oeste, S.A., Elektra Noreste,,,~S.A., la Empresa de Dist;ijuck’m El&trica~ @iriqui, S.A., y la ,IIeknsoría del Pueblo, solicitayon algunas modificaciones e inclusiones de definiciones. 7 ANÁLISIS Se; han aceptado todas Jas ~recomcndaciones, Con excepckin de la defínicibn de ,“’ ” Distribución, Horas de Punta y la de Tarifas. IV. que establece que la tarilà es ‘un precio tijado para un periodo detcrmiriado. Con iespecto a la defmición, dc horas de punta el Centro Nacional de Despacho hizo un análisis del comportamiento actual confirmando que la misma aún inicia a las 9:00 a.m x, yoque sg ha-despla;?adosu terminación a las 17:OOhoras, pqr 10 que sc. ajustará en 14 redaccióti del régimen. 14.2 APLICACIÓN 14.2.1 COMENTARIO Bahb’Las I$nas Corp. ha s+ialado que~:“ se dice que “este régimen no se aptica~ a generadores, autogeneradores, generadores conectados directamente a distribuidoies para la entrega de su producción ya sea a sus~clienteso grandes clientes, ya que uso es reglamentado :por el Régimen . un; vez que el ERSP autorice el correspondiente pliego tarifario DDE transmisión.” ANÁLISIS Es correcta la indicación de Babia Las Minas Corp., por 10’~que se señalar8 e$pecificamcnte en el ré&imcn. que sc realice el cálculo del ingreso que produce la recuperación por tarifas de acuerdo al IMP aprobado, se. deben descontar de +ste último los ingresos por la función~,de tra@mísión (FTT) o uso de-redes, ya que estos ingresos sc originan eti el uso deyla misma intkcstructura. 3 Esto se indicará en la parte ll del régimen. 14~.2.2 COMENTARIO La Empresa de Distribucion ,Eléctrica Metro Oeste, S.A., y la Empresa de Dkibución Eléctrica Chiriquí, S.A., indican que: El Régimen Tar@rio debe incluir las tarifas que deben~,pagar los autogeneradores o cogeneradores por el uso de ~~1a.sredes de distribución, ya que el literal B. ANÁLISIS Al respecto indicamos, que no se acepta la indicacion de que se incluya en el régimen tarifatio que los autogeneradores o cogeneradores deben pagar por el uso de las redes de distribución. Sencotrfrma que es correcto de que ‘éstos paguen’ bajo el Régimen de Transmisión. Pars una. correcta ihterpretacion de los alcances del Régimen de ~Transmisión es imprescindible leer conjuntamente el punto B que sefíala lo siguiente: “B Red de trans&isirin el&trica. equipamiente de los usuarios. B. 1,. Un generador o un distribuidor conectar a la red de transmisión de otros gene~rador,distribuidor o gran cliente mientras exista capacidad remanente. El, usuario tendrá los mismos derechos que el propietario uda vez .aprobado su acceso. B.2: un generadoraesté conectado a la red de un distribuidor en cualquiera tensión, a otro generador o a tin. gran cliente, los equipamientos directa y necesariamente requeridos, para su vinculación con el sistema de transmisión formarán parte de la red ,de transmisión. El propietario de, la~‘red tendrá asignado un ingreso y se establecerá un cargo por uso de redes de ~acuerdoa lo establecido en el presente Anexo. 8.3. un distribuidor este conectado a un generador o a un gran cliente, los equipamientos directa y necesariamente requeridos’ para su’ vinculación conoel sistema de transmisión formarán pane~de la red de transmisión. El propietario de la ,red tendrá asignado un ingreso y se establecerá un cargo por usosde redes de acuerdo a lo, establecido en el presente Anexo. Este cargo al distrtbuidor sem independiente y adicional~ del que le ,corresponda por ser usuario indirecto del sistema de transmisión. B.4. De estar conectado a la red DDEtrarr%nision de un generador, se e~stableceráun cargo por uso de redes de acuerdo a lo establecido en el presente Anexo. ‘~, ‘i3.5. Cada usuario cuya red es:usada por -otro usuario en los términos del presente numeral de este Anexos leberá presentar, ‘para aprobación del Ente Regulador, ~~, Y 24,458 Gaceta Otkial, miércoles 26 de diciembre de 2001’ ~~~, ~19 plikgos tarifqios de aplicación a sus usuarios siguiendo Ias ~metodológias, fórmulas y valores señalados en este Anexo.” Reiteramos que de ia redacción del artículo B, se concluye jo siguiente: . La referencia a generador& en el articulo B.2, del regimen $fario de tra+smisión incluye ä los.autogeneradores y cogeneradores, ya que este tipo de agente, también es tilcwdo por, el mencionado rbgimen. . El~régirbdn tarifario de transmisión es ciaronen seílaiar c~ties y qud tipp de agentes se encuentran regidos ~por el misino o ,por el de distribución, poi’ejeinplo seti taxativamente en el numeral B4 $e, los distribuidor& y los grandes clientes deberkser regulados mediante el r&$neti.de distribución y comercialiitiión. i Para qur no quede duda alguna sobre, el alcance de cada régimen Se indicar+ en el régimenhe distribución lo siguiente; 14.3 CRITERIO FARA LA DEFINICIÓN DE GRAN~CLIENTE 14.3.1 COMENTARIO Las empresas Akknio~ de Panamá y la Importadora Ricamar (Super 99)klicitaron que el Enk Regulador obligue a las generadoras uy distribuidoras a vender energia a los grandes cl¡Mes.~ ” I.a Impo<tadora Ricariw ,adem&s indicó que “pareciera ser un arreglo entre h% Gcncrador& ccn las Distribuidoras y el mismo debe ser investigado....... Simplemente no nos quieren vender”. ANÁLISIS No ‘se puede aceptar la sugerencia, ia que la Ley No. 6 de 1997 m lo permite. La solicitud de que el Ente Regulador obligue a Ie empresas de generación y distriiuci6n a Ia compra venta de energia-eléctrica es kprocedente, toda ,vez”que~ la misma ~debe ,darse por-acukdo entre las partes, según el eriteiio expresado en el de 3 dc febrero de 1‘997.~ La.Ley estipula en su articulp 107 que~larelacibn del gran cliente y IOSotios agentes del mercad6 de encigía elbtrica debe ser el prod,ucto de una negociación libre, por IO que la participaG5n del Ente Reguladoi seria intervecc’ión. Sin cn&argo, se rec&oce que algunos generadores podrkmno estar interesados en negociar al por menor. La Ley No. 6 de 1997 a diferencia de otras leyes similares en otrosí países no reconoce la figura ~del comerc’iabzador como agente del mercado. En ausencia dey im agentes de este tipo se sugiere que 10s~grandes ~clientes formen asociaciones de compradores para tratar dc negociar conjuntamente vis Z¡vis con 10s generadores. 20 Gaceta Oficial, miércoles 26 de diciembre de 2Ut!l N” 21,mi Por otro lado, hemos tomado nota de su observación, y al respecto la Ley prevd en su artículo. 110 las conductas anticompetitivas, por lo que dado el caso comprobado de una violación a las no-, sobre libre competencia, se tomarían las medidas pertinentes por pakte del Ente Regulador y de la ComisiSn de Libre Competencia y Asun& del Consumidor (CLICAC). 14.3.2 COMENTARIO ., La Importadora Ricamar ~(Super 99) solicitó que se defina el sitio en una unidad ’ económica como el “corregimiento”. ANÁLISIS La recomendación de qÜe no se utilice el criterio de sitio; y en su reemplazo se utilice el, -criterio deunidad Económica por Corregikiento, no es viable ya que en el articulo 6 de la Ley No. 6 senindica que la demanda del gran cliente es por s,itio y en el ”del. Decieto Ejecutivo Nq. 22 de 1998 que Reglamenta la ~sedefme el sitio, ast: ,” ,~. Por tanto, en este rkgime.n se debe,guardar el principio de la Ley. 14.i3.5 COMENTARIO _ ,~._~, I’- La Importadora Iticak (SUper 9) 2eitó que se adelante eI ~cronograma par:, k reddn del hite de gran cliente. Del I”dejuliode2OO2baitael3I de’diciibrede.2002 . . . ..:.~. . . . . 400kW Del I”Q~de~20031radael’31,dediciembre&2003......i.. 300kW .DelIb&eneioide2004,hastae131-dediciwnbrede2004 .. . . i.... 2OOkW De11°deimarode2005fnrddimte . . . .. . .. . . . . . ....-..........*....... lO%kW _’ N” 24,458 Gaceta Oficial, miércoles 26 de d@eiibr& de 2001 ‘~21 adicional ealos clientes que quedan como regulados, es valida. Efectivamente, luego de un analisis de causa yo efecto se ha~determinado’ que el cronograma no se podris adelnntar más que lo indicado arriba. 14.3.4 COMENTARIO La Empresa deyDistribución Eletitrica Metro Oeste, SA:, y la Empresa de Distributiion Electri&Ch&iqui, S.A., solicitaron que en’la definición del limite se sclare que “sitio’? es el punto de entrega. ANÁLISIS Consideramos qtie la aclaración es ‘acertada ya qr+ees el ptiipio que~‘enla Ley Noé.6 de 1~997~~el Decreto Ejecutivo No. 22 de 1998 que la regkimenta. _ ~~ ,,~ 14.3.5 COMEN’iARIO Ti ElektmNoreste, S.A., solicitó que todos los grandes clientes que opten por comprar librementetengan el~Sistemade Medición Comercial (SMEC). A&,&IS: .~~,~“~ ~~, Se recomienda mantener la propuesta de que se ex$a solo a los mayores~de 500 kW. El ~, ~’ tino de:$redicion p& los ,grandes clientes no es materia de este régimen. Este tema corrc~sponde~a la modificación~de las reglas comerciales del mercado mayorista. 14.4 EM~PRESAS MODELO 14.4.1 COMENTARIO Elektta Nores¡& SA., ha sefinlado diversos puntos referentes a las empresas modelo. ANÁLISIS : ‘1 Los temas relacionados a las empresas modelo fueron resrteltos meditite la Resolución ‘: Noé. JD-3084 del 10 de diciembre ‘de 2001, en la cual se res@ve el recurso de ‘~ reconsideración mterpuesto por Elektia Noreste S.A.,, tema Noécorresponde al régimen tariftiio. 14.4.2 COMENTAtilO La Empresa de Distribución Electrica Metro Oeste, S.A., y 1s Empresa de Distribución ~,~ Electrica Chiiiquí>’ S.A., han indicado que en el .6 se agregue que las ,’ :~ empresasUtiliidas son nacionales o extmnjeras. ANALISIs:’ ‘, ‘,’ ‘, La. a&racii>n es acertada. Aunque en el caso particular de este regimen solo se tomaron .:1 empresasextranjeras. 145.1 COMENTAIUO 22 Gaceta Oficial, miércoles 26 de diciembre de2001 ti 24,458 Elektra Noreste, S.A., ~ha’indieado que respecto al indieado~INDIS considera que el índice km/kW es mas representativo que el propuesto como variable de homologación (kmKliente) dado que permite comparar empresaa con diferente’consumo unitario (las empresas americanas tienen consumos unitarios sensiblemente superiores ,a la.9 panamehas). Adicionalmente empresa solicitó que se le sumhriistramn los’datos rela@onados al calculo de’ índices y la asignación de los corregimientos~~de Elektra respectivamente. ANhSIS Los ternas relacionados, a lar áreas representativas fueron resueltos &diite la Resolución No. JD-3083 del 10 de dickembre de 2001, en la cual se,resuelve el recurso de recbnsideración interpuesto por Elektra Noreste S.A., ’ tema no cotiesponde al régimen tarifario. 14.5.2 COMENTARIO La Empresasde Distribución Eléctrica Metro Oeste, S.A., y la Empresa de Distribución Eléctrica Chiriquí, S.A., solicitan al Ente Regulador que indique los criterios e indicadores consistentes que se utilizarán. También solicitaron el suministro de la memoria de calculo que. permita identificar el indicador utiljzado para las áreas representativas y para asignar las empresas modelo ,a estas áreas representativas. ANÁLISIS Se tomará en cuenta la recomendación por lo que se indi&r&n los criterios e indicadores en el régimen relacionados a la determinación de las variables de’costos y ,ecuaciones de eficiencia. La información solicitada referente a áreas representativas y empresas modelo no corresponde tratarlas en este régimen. 14.6 VAR~ABLIC~DEC~STOSYE~L~~I~NE~DICEFICIEMXAPARALOS SERVICIOS DE DISTRIBUCIÓN Y COMERCIALIZ&XóN / 14.6.1 COMENTARIO La Defensoría del Pueblo manifestó que ha aceptado las ecuaciones de eficiencia presentadas en el documento. Considera que no es correcto que las empresas seantodas de Estados Unidos de Ame@&, por las diferencias culturales y de historia de consumo sustanciales con Panamá. Sefialan.que “Esto puede ocasionar distorsiones al aplicar la fórmulas, en las comparaciones que se,hacen con las areas representativas determinadas por el ERSP.” ANÁLISIS Con’respecto a las empresas modelo se han escogido las de Estados Unidos de America. : por’ tener una topología de la red similar a la de Panamá, y por tener una información sustancialmente completa. El resto de los países de América tienen otro tipo de topología de red, o están lejos de ser empresas distribuidoras eficientes. Con respecto a las diferencias de historia de consumo con respecto a ,Panam& precisamente este es uno de los elementoS que se tomaran en’cuenta al hacer los ajustes ‘UN” 24,458 Gaceta Oficial, @reoles 26 de diciembre di! 2801~ : 23 en la informacibn; ya que como lo indican, la intensidad de consumo en Estados Unidos : y Panamá ,es sustancialmente~diferente, (medida ,en carga ,m&ima por cliente). Para subsanar esta diferenc~iase ajustara el núinero de usuarios,de las empresas seleccionadas ~, por la relación entre las intensidades de consumo.~La aphcacion de pestefactor ‘de ajuste ~-~permim adaptar las empresas seleccionadas a la realidad panamefia vla un aumento en el~número DDEusurariosde empresas. De esta forma, se consigue que la relación-activos/mtemidad de consumo sea consistente entre las empresas modelo y las empresas panamellas. Esto se indicará en el régimen tarttario. ~14.6.2 COMENTARIO Elektra~Noreste ‘S.A. solicito’ que se presenten los antecedentes‘y .c&ulos utilizados ,1 uparala deierminación de Alaselasticidades y parámetros de las ecuaciones~deeficiencia. defme en forma conceptual:, _, 14.6.3 COMENTARIO, , ElektmNoreste, S.A., solicitó que se les proporcione las cuentas regulatoriasde la data del FERC que serán utilizadas para cada una de las variables utilizadas. 1’. ,ANÁLFSIS . , ~~, 1416.4 COMENTARIO; Elektra .Noreste, S.A., solicitó que se le tome en cuenta aparte de las ecuaciones de ehciencia los costos por morosidad e incobrabilidad . ,, El co.& por morosidad es adicional ,rd Ingreso Máximo Permitido, ‘ya que los~mismos son reconocidos a través del cargo de intereses por morosidad. El costo por, ~mcobmbidad es reconocido ‘como parte del IMP ya que esta es una DDE:las cuentas o datos que se utilizan de las ‘empresasmodelo en el Cslculo de lasec~aciones de eficiencia: ,. ,,,14.6.5 ,COMENTARIO ola ‘Empresa de Distribucibn Metro Oeste S.A., Elektra Norest~~bk4.~ Yola Ektrka Empresa de Distribucion Electrica ~Chiriqui S,A. solicitaron que ‘se reconozcan los costos de reconexión por separado uy no incluidos en cl IMP, ~conrdderando Alas diferencias culturales “-las empresasmodelo donde si existe uua cultura de pago. ~~ .a Gaceta Otkial, nkreol& 26 de diciembre! de 2001 N” 24,458 AI respecto Ia Empres+ de Diitrìbución Ekctrica Metro Oeste S.A. y la Empresa de Diitribuci6n Eléctrica Chiiqui S.A. ANÁLISIS ‘, 14.6.6 ,COMENTARIO : Lã Empresa de Distribución Eléctrica Metro Oeste S.A:, EleUra Noreste S.A. y’ la Empresa de Distribuci6n Eléctrica Chiiquí S.A. : Argumentan que el mayor’nivel de pérdidas en Panamá se debe alque. la distribución de j los clientes en la estructura de consumo por nivel de tensión es distinto en Estados Unidos de Amkica con respecto’ al de :Panam& y a las diferencias culturales y socioeconómicas. Solicitan que por tal razón se tome en cuente un periodo de transición adecuado a partir de las pérdidas actuales, defiiido~ a través de un estudio técnicade las redes. ANiiL!SIS ’ De acuerdo al N” 6, el valor agregado de distribución está constituido entre otros por los costos por las pérdidas estándar o eficientes en las rec es de distribución que tendría una empresa de distribución eficiente, yoseñala en el misr IO artículo que el supuesto de eficienck tendrá como base el desempefio reciente !e empresas reales similares nacionales 0 ekmjeras. ‘Por lo tanto, la Ley no perml:e utilizar como base un estudio tknico de redes de la empresa distribuidora~eti Panam% para defmir las pkrdidas eficientes de energía, en el nuevo rhgimen tarifario & en base a las empresas modelo. tomando en cuenta la diferencia en la : estructura de consumo Por nivel de tensión entre las empresas modelo y las empresas distribuidoras existentes cn la República de Panamá. _. Con respecto al periodo de transici6n solicitado no se puede aceptar’porque,ga el primer :$eriodo tarifario de cuatro, BAOSse usó como transición, habiendo tenido un tiempo ramiable para reducir ys pkdidasde ene@. N” 24,458 Gaceta Oficial, hiércoles 26 de diciembre de 2001 ~25 14.6.7 COMENTARIO : Elektra, Noreste, S.Ar,~propone la utihzación de las variables kW pico y kilómetro (Km) ‘:. para explicar mediante ecuaciones de regresión los distintos conceptos de activos, y. costos deylas empresas distribuidoras de Estados Unidos de América y por extension las de Panami, dado que permite comparar empresas con diferente consumo unitario. ANÁLISIS No se acepta ‘la sugerencia de Elektra~Noreste, SI’., de utilizar las variables kW pico yo kilómetro (Km), debido al lo siguiente: Se estan explicando los costos de distribución al partir de un’ conjunto de empresas modelo de Estados Unidos de América que cumplen un determinado criterio de homogeneidad con, respecto ‘a las empresas panamefias en cuanto a la ~dispersión eléctrica de su mercado. Esa dispersion se ha medido con el, criterio de Clientesikiknnetro de línea de Media Tensión. Las variables objetivas que caracterizan el mercado servido, una ~vez definida ola dispersión del mismo (los clientew’km de red), son el numero de clientes servidos (que indica el tamar?ö del mercado) y los kW ‘que permiten ajustar aspectos como los kW/cliente en cada mercado o, implícitamente (a través’de la pertenencia a un tipo de área), los kW/km de línea de Media Tensión. Estas dos vartables han sido las utilizadas para formular las ecuaciones~de eficiencia y por tanto, como se explicó dan cuenta de las diferencias en la densidad de demande como las que pueden verific,arse entre Chepo y Baltimore,~entre otros. La utilización directa del ratio k~W/km de línea de Media Tensión,es una forma de tener en cuenta kt diferencia de intensidad de luso por parte de los clientes, ya que ,está incluida implícitamente en las variables utilizadas. Hay,, otras formas, como por ejemplo ajustes en la cantidad de clientes para reflejar la misma intensidad. Por otro lado, no se debe utilizar como variable explicativa de los costos una variable, que no ‘sea totalmente independiente de la práctica ‘de la empresa como son los kilómetros~ de .Iínea, ya que esto conduce a reconocer los costos incurridos por las empresas,~mas que a defnir costos eficientes como lo. indica el . Se deben utilizar variables puramente de estructura de mercado, transparentes y objetivas pamel proceso de estimación de costos. 14.6.8, COJklENTARIO Elektra Noreste, S.A., ha solicitado que se incorpore el costo de capital de, trabajo en~las ecuaciones de eficiencia para el,cálculo del Ingreso Máximo Permitido. i ANÁLISIS Con respectosa la solicitud de que se incorpore el capital de,,Trabajo como parte del: Valor Agregado de Distribución, indicamos~ que no es un costo contemplado en el ~de 1997, por lo que no se acepta la sugerencia. 26 Gaceta OficiaLmiercoles 26 de diciembre de 3001 N” 24.458 14.k.9 COMENTARIO Ele& Noreste, S.A., solicitó que la tasa de regulación sea reconocida como patte del ‘Ingreso M&xii Permitido en la tarifa en las ecuaciones de eficiencia. ANALISIS Este costo no es transferible a los usuarios según prohibición expresa del articulo 5 de la I&y 26 del 29 de enero de 1996. ,.~~ 14.6.iO COMENTARIQ :: -Elektra Noreste, S.A., solicito que se tome en cuenta el “fee del operador” como parte del Ingreso Máximo Permitido en )as ecuaciones de eficiencia. ~~ ANALiSIS Este costo no puede reconocerse, ya que el mismo corresponde al pago que hace la empresa distribuidora a la empresa que participa como “operador”, la cual es asesora u ~orientadora en la operacidn y manteniiniento~ del sistema. Por tanto, es parte de los costos de operación de la empresa’ los cuales se reconocen con base en indicadores de eficiencta globales. ~~ ~~~~ 14.6.11 COMENTARIO La,Empresa de Distribución Eléctrica Metro Oeste, S.A., y la Empresa de Distribución Eléctrica Chiriqui, S.A., han solicitado que se use la siguiente redacción a: a) Activos de Distribucion (incluye Sistemá~Principal y Conexión) (AD),, es decir, los activos brutos a valor de libro-al inicio deLperíodo tarifario más las inversiones netas de cada afta. b) Activos de Comercialización (AC), ,es decir, ‘los activos brutos a valor de libro al inicio del periodo tarifario más las inversiones netas de cada afro~. ANÁLISIS ‘;Indicamos q,ue la aclaración no es relevante ya’ que esta definición es para las ecuaciones,de eficiencia. En analisis posteriores cuandosse trata el tema de la base de capital para el cálculo de la rentabjlidad~y~depreciación~ se aclara exactamente a que se refieren los activos mencionados: 1416.12 CQMENTARIO’ ” La Empresa de,Distribución Eléctrica Metro Oeste, S.A., Elektra Noreste, S.A., y la Empresa de Distribución Eléctrica Chiriquí, S.A. Y que, si tal función no existe, las pérdidas reconocidas deben basarse ‘en las perdidas a¡canzables por’ cada distribuidor& teniendo en consideración especiuknente la estructura de la de~,nanda~(porcentajede energía) por nivel de tensión. ‘. N” 24,458 Gaceta Oficial; miércoles 26 de diciembre de 2001~ 27 ANALISIS No obstante, se ajustarán tomando en consideración la estructura de ventas por nivel de tensión por areas~representativas de las-empresas distribuidoras existentes en la República de Panamá. 14.6.13 COMENTARIO La, Empresa de D,istribución’ Eléctrica Metro Oeste, S.A., y la Empresa de Distribución Eléctrica Chiriqui, S.A. ANÁLISIS Al respecto dcbcmos ~inJ¡carle que la Ley no hace excepciones ni distinciones en esta materia. Et1 cl p,írrali) !iual del inciso segundo del articulo 103 de la de 1’997, señala que p:ira definir las pérdidas estándar o eficientes de energia,, se tomara en cuenta. ~dcrl!r~!del concepto de remprcsas reales similares’,’ las pérdtdas que resultan de las Crn[;rQ;l.~!llllllclo. 14. DIS’I‘HllWWh Y LAS DE COMERCIALIZACIi)N ‘~ ” 14.7.1’ (WMENTkIOS “price transfering”. ANÁLISIS El Ente Regulador para, evitar esto ha incluido en el Régimert propuesto, que se revisa& los activos mcorporados eu libros basados en costos, unitarios del mercado internacional. a lin dc garantizar la razonabilidad de los costos. ~- 14.7.i’ COMENTARIO Elektra Noreste, S.A., solicitó que se incorporara en elecálculo del Ingreso MGno Permitido el concepto de transición, para el logro de la eficiencia de las comparadoras. 28 Gaceta Oficial,~miérc&zs 26 de diciembre de 2001 ,_ N” 24,458 AN.kLISIS Ya se le concedió un periodo de transición de 4 atíos en el periodo tarifario anterior, por lo que no procede extender este periodo. 14.7.3 ‘COMENTARIO ’ La Comisión de Política Energética ha solicitado que se tome en cuenta que los bonos a 30 agos del tesoro de los EUA han experimentadosuna baja significativa por situaciones coyunttkales~a nivel mundial. _ ANÁLISIS Para efectos de mitigak las fluctuaciones en el mercado internacional, el articulo 103 de la Ley 6 de 3 de febrero de 1997, establece utika.r un promedio de los doce meses anteriores a la fecha en que~se fija la formula tarifa+ de los bonos de treinta anos de! tesoro de los Estadqs Unidos de América. ‘14.7.4 COMENTARIO La Empresa de Distribución Electrica Metro Oeste, S.A., Elektra Noreste, S.A., y la Empresa de Distribución Electrica Chiriquí, S.A. ANÁLISIS El Ente Regulador mantiene la propuesta expresada en el régimen, ya que la misma no se aparta de lo establecido en la de 3 de febrero d e1997. La Ley vindica en el que la estimación’de los acttvos es a partir de los activos en libros, pero tambien sefiala el criterio de eficiencia ecqnótnica en las inversiones. las utilidades provenientes de prácticas restrictivas de la competencia. Hay que ser consistentes en la indicacion de la Ley, en cuánto a que~las proyecciones de inversiones deban ser ‘etictentes. Una verificación de las inversiones realizadas que entran en los libros de contabilidad de la empresa, debe hacerse para garantizar el cumplimiento de la Ley en cuanto a, que los activos reconocidos como base de capttal deben estar bajo el supuesto de eficiencia econ6mica. Para ello el Ente Regulador’ incluyó en la propuesta~de régimcn~que se hara un anahsis de IOScostos utiliido como’ criterio de comparaciór costos unitariosde construcción en el mercado~internacional. Para las inversiones futuras se mantiene el criterio’ de utilizar las ecuaciones de eficiencia basadasen las empresas modelo. I ,’ ~.~ ., . I ‘~ La fornia de asegurar este ince~ntivo a,~la eficiencia a trads de, la rentabilidad es mediante &a revisión de lasoinversio&s al mom&to de estimar la~base~~de capital para la tija&¡ &las tarifas. 14.7.5 COMENTARIQ La Empresa de Distribución Eléctrica Metro Oeste, S.A+ Elektra Noreste, S.A., y la Empresa de Distribuci6n Eléctrica Chirjquf, SA. AN.iLI$IS ~. Que dadas las ~recomclld;lcir>tl~s<LC ha considerado una nueva,redacción dc la deftición~ de Base de Capital (simil~w j::~o Ji.;ri-ibución y comercialización) del siguiente modo: ~~~ ~.BCD:-, = Base de Capital de ~I)isuibuciún al ini& deleperiodo tarifario, de’acuerdo a lo _ estipulado en la dc ‘1997 (Art. 103 y At-t. 97).’ Esta ~basedebe reconocer, en _ conson+mcia con la Ley, sólo los’activos efi&ntes en operación. Para tal fin el Ente Regulador evaluará los activos enelibros de la distribuidora bajo las siguientes premisas: ‘, i -‘Q~ ue 1~ os activös se encuentren en ~op&aciówal momento de aplicacióti d& presente régimen. ‘incluyendo las ~instalacionesen operación que aún no es@ asentadas en libros,~ siempre y lay terminación dc la obra se encuentre debldamente~ ceriiticada por una tirma de auditores externos. UI Ente Regulador se reserva el derecho de verilícar ptisteriormente la entrada efectiva de las obras. - Que IOs activos asentados en libros .respeten el principio de eficiencia m@ii&te comparación nátiion$ y/o internacional. Respetando, este ~principio, ,‘el Ente Regulador analizará. como mínimo,, IÓs precios unitarios de instalaciones e intangibles de las inversiones realizadas. - Que se encuéntren específictintc asociados al la prestación del servicio de distribución eléctrico. ~’ / - Que los .activos asenttidos eh libros debidamente auditados al diciembre ‘de 1998 se consideran eticiqntes para la determinación de BCD,-, . que nq exista tun estado financiero auditado a esa fecha se utilizará gel estado fianciero~ auditado de octubre de-1998. :~ ~.~i Se permitirás recuperar depreciación si le corr&ponde a las,empres&de, distribución’ reemplazar activos. Gaceta Oficial, miércoles 26 de diciembre de 2001 iy” 24pss - Que su tratamientos contable esté de acuerdo con los lineamientos que el Ente Regulador haya establecido en el Sistema Regulatorio Uniforme de Cuentas.’ No se incluyo. la indicación de que ~form+n parte de lay hase ‘de capital los activos ., rcsuitantes de aportes de terceros, eorrespondientes,a la contribucion por metro’lineal de los clientes ubicados a más de 100,metros de las lúteas,existentes, ya que su tratamiento debe ser correspondiente con lo establecido en la Resolución JD-1623 que aprueba el Sistema Regulatorio Uniforme de Cuentas.- 14.7.6 COMENTARIO La’Empresa de Distribución Eléctrica Metro Oeste, S.A.,’ Elektra Noresle, S.A., y la Empresa de Distribución Eléctrica Chiriquí, S.A. ANÁLISIS Sc les reconocerá a las empresas distribuidoras la ‘rentabilidad a los activos de distribución, comercialización y alumbrado publico que entraron en libros al 31 de diciembre de 1998, tal como lo indica la propuesta de régimen. En esta revisión tarifaria, se ha hecho un análisis de los activos que fueron transferidos antes del 3 1 de diciembre de 1998 por ARI, identificando ‘que una parte fue dada en donación y otra en daei& de pago. La metodología tarifa& no revisa en el período tarifario las incorporaciones o retiros de ‘, .’ activos de,la empresa ni si tiene más o menos rentabilidad que la fijada para el periodo, , .~ sino que se revisan las incorporaciones cada cuatro, afros. Este es un activo que ha entrado en los libros en el periodo tarifario anterior y como tal en este nuevo periodo tarifario se considerara. Por otro lado, la Resolución No. JD-1623 fechada 15 de octubre de 1999, aprueba el Sistema Regulatorio ~Unifonne de ‘Cuentas para el ‘Sector Eléctrico, el cual en el .17 establece la separación en ele tratamiento de los activos que fueron construidos por terceros y transferidos al IRHE y que forman parte del activo de las empresas sucesoras ‘del IRHE, y del tratamiento de este tipo de activos construidos con dinero de terceros. a) Una tasa de rentabilidad sobre cualquier pago o reembolso hecho por las empresas de distribución por los activos;, b) La depreciacibn, si’las empresas de distribución reemplazara los activos; y c) Los costos de operación y mantenimientos considerados como eficientes, si las empresas de distribución tienen que brindar mantenimiento. iv 24.458 GacetaOficial, miércoles 26 de diciembre de 2001 31 14.7.7 COMENTARIO 8~ La Empresa de Distribu&jn Elé&ca Metro Oeste, S.A., y la Empresa de Distribucibn El&trica Chiriquí, ~S.A.., han solicitado que se verifique que los costos, d” subtransmisión tambi6n estuviesen considerados en los valores que se utilicen~de la adata de las empresas modelo; ya que los activos Genlas empresas distribuidoras en, Pm c incluyen líneas de 115,kV que en otras latitudes es.considerado como transmisión. i ANALISIS _ i En la información de l&empresas modelo que.ser8 utilizada para el cálculo del IMP se incluye las lineas de 115 kV? debido a que se incorpo&n los activos de ,lineas hasta ll 5 kV. 14.7.8 COMJ$NTAliIO Elekkra N&este,‘S.A.; ha indicad, que. Ya pretensión del Ente de defti~“ex post” qué inversiones van easer incluidas en la -Base deyCapital, inicial - y cuáles no i implicaria mutar a un ~régimen de r&gulación ‘directa con inversiones elici$es’ obligatorias dclinidas po,r cl Ente “ex~~, ante” y pelialidades al concesionario poi no ~.~hacerlas. Scmeja$&~ri-gimen I¡O esta ni & la letra ni cl espíritu de la , y &enttiía contra la’ seiuridad~juridica del Marco Regulatorio e~l~titucional para Ia,Prestación del Servicios I’úblico de:‘Ejectricidnd al @ner~ar incertidumbre en la recupeiación de las inversiones’ del~conc&ion&iti privado.” ANÁLiSIS ,~ Al respecto indicamos que. justa+ente porque la~regulación es de carácter indirecto, se deben rcvisar~IUs~invcrsio]~csactivadas. de modo de sólo reconocer laS eficientes. l:l ar~icul» 103 dc la Ilcy 6 indica que sC hace una estimación de los~activos,‘a partir’de los dolor& ~11 libros del conccsi&ario,~ y ad~iciotlalme$e sefiala que las inversio.nes dtiben sei baj, cl, stipueslo dc elìciencia ecqnómica. I&o requiere un ~anfilisis.“cx posi:( de las inversiones realiz3d&, para poder determinar que ia empresa ha cumplido con la eficiencia s&k~da en la Ley. Esto análisis no atenta contra la seguridad jurídica, toda v& que la indicación DDE ~’ ~lícicnci~ económica como hemos indicado ~esbi en~~losarticulos 97 y 103 de la Ley, sciialando que no SCpuede trasladar,a .los clientes los costos de una gestión inefì6iente. Proccd& &i formü contraria a lo establecido por la Ley atentaría contra layseguridad ,~~ jurídica y contra todos~.losclientes que deben comprar su energía a~~preciosregulados. ~’ ’ MI’ 14.7.9 COMENTAHIQ La Empresa de Distribución~ Eléctrica Metro Oeste, S.A., Elektra’Noreste; S.A~, y la Empresa deyDistribución Eléctrica Chiiiquí. S.A., han seiSaladoque,debe indicarse que’ la tasa:de descuento &e~ se debe utilizar para descontar los flujos de ingresos en la ‘, d&er+uació~ de Iti ttiifti debe ser la~mismaque sd lije Como Fentabilidad. _ ~“1 ~, ,: ANÁ~IJSIS~‘. :~ ,~ ~1~ ~: ,~., Esto es correcto. Se aclarará en el régimen tarifario. .~ 32 Gaceta Oficial, miércoles 26 de diciembre de 2001 N” 24,458 14.7.10 CO&lENTARI,O Elektra Noreste, S.A., solicita que,se consideren’las reposiciones de activos en el valor de ta base ae capital. ‘: ANÁLISIS El tema se atendera con la~~recomendaciónpropuesta por la Empresa de Distribución Electrica Metro Oeste, S.A., y la Empresa de Distribución Eléctrica Chiriqui, S.A., de no considerar los retiros en vez de sumar las inversiones por reposición, la cual está explicada en el análisis’correspondiente al comentario 14.7.13. 14.7.11 COMENTARIO ,,, La Empresa de Distribución Eléctrica Metro Oeste, S.A., y la Empresa de Distribución Eléctrica Chiriqui; SA. que sean a cargo de las empresas distribuidoras. ANÁLISIS Le indicamos que no se puede considerar la sugerencia toda vez que las empresas distribuidoras conocían ,estos impuestos, o gravarnenes previo a la fuma del contrato de concesión. Por otro Jada la tasa de rentabilidad ya reconoce los impuestos a las ganancias. (Como el impuesto sobre la renta, impuestos sobre remesas). Con respecto a las ecuaciones de eficiencia los datos tendrán un ajuste por salarios por lo que esto incorpora un ajuste por el costo de la seguridad social. 14.7.12 COMENTARIO La Empresa de Distribución Eléctrica Metro Oeste, S.A., Elektra Noreste, S.A., y la Empresa de DistribucionEléctrica Chiriqui, SA., han solicitado que para las perdidas en distribución no se tomen de las empresas comparadoras, sino en base a estudios técnicos. Elektra Noreste, S.A. ANÁLISIS Siguiendo el criterio del articulo 103 de la Ley No. 6, las pérdidas no pueden estimarse en base a fun estudio técnico independiente, sino que tiene que basarse en las empresas modelo. El criterio planteado por Elektra Noreste S.A: sobre el factor x,no se puede considerar, primero que el concepto del factor -x como el lo indica es para distribuir los aumentos de productividad en settiempo, y el criterio al respecto es que ya.~huboun periodo de transición en el periodo1998-2002, y en el nuevo periodo se distribuye a los clientes la eficiencia que resulte de las empresas modelo. N” 24,458 Gaceta Oficial, miércoles 26 de diciembre de 2001 33 14.7.13 COMENTARIO / . \ La Empresa de Distribución Wctrica Metro Oeste, S.A., y la Empresa de Dis@uci6n ‘. Réctrica Chiriquí, S.A. El valor residual de esos bienes es’ deducido del ID,. Por lo anterior, la fhmula se debe exprestu de Ia siguiente manera: BCD,= BCD,. ANÁ,LISIS ..* I El esquema platiteado es el siguiente: LOS valores de activos brutos con los cu&es se realizan las ecuaciones de eficiencia corresponden al olor de activos~brutos al hal del año más los retiros de ese año. Sc acepta el cs@xna que plantea la Empresa de D$.tribución Eléctrica Metro Oeste,’ S.A., y la Empresa di Distribución Eléctri& Chiriquí, S.A. ~’ ,~~ 14.7.14 COMENTARIO Elcktra Noreste, S.A.. Empresa de Distribucibn Eléctrica’ Metro .Oeste, S.A., y la Empcesa de l$stribución Eléctrica Chiriquí, S.A. ANÁLIk Considcraníos que la piopucsta de definición de la depreciación sugerida por las‘ cmpresas es adecuada. Sc indicara en el régimen y senagregará que cl,Ente Kegulador no aceptará valores de deprcciaciciónsuperiores a la tasa promedio que resulte del último bakanceauditado y que de no disponerse de, estos valores con la suficiente ante!ación pzu’apoder realizar las estimaciones del IMP, se utiliá un valor de 3.3 OO. 14.7.15 COMENTAHIQ La Empresa de Djitrit$cii>n El&rica Metro Oeste, S.A., y Ia Empresa de Distribucion Eléctrica Chuiqui, S.A., han sugerido una modificación de la redacción de: En Casode no disponerse de curvas de cargas ‘típicas se debe atender al’becho de si el clienic dispone orno de registros de demanda de potencia, de Ia siguiente manera: l 34 : Gaceta Oficial,~miércoles 26 de diciembre de 2001 N” 24,458 f Para la clase de clientes que dispone DDEregistros~ de demanda de potencia, la’ demanda máxima de potencia se ~calculará a partir del consumo de energía, utilizando el factor de carga,#e resulte de la base de datos comercial~ . Ptia los client& que no;disponen de registros de demanda~ydepotencia, la demanda mkima deypotencia se calculara utilizando un factor de carga representativo del ~~ conjunto, Igual para todos los ,corregimientos. El Ente Regulador luego de analii la sugerencia ctinsibera conveniente moditicar ola redacción tomandp en cuenta la sugerida por la Empresa DDEDistribución Eléctrica Metro Oeste, KA., y la Empresa de Distribución Eléctrica Chiriqui, SA, la cual se incorpora en el rkggimentarifario. 14.8 INGRESO PERMITIDO POR PÉRDIDAS~ DE DlSTRlBUCIi)N 14.8.1 COMENTARIO Bah@as Minas Corp., indicó que en el punto 3. ‘, Sefíaló sobre el mismo tema que se tiene generación propia conectada dentro de la rec de distribución lasopérdidas del sistema de distribuclbn .suelen ser menores, Sin embargo la formulación no permite pasar este beneficio a los clientes regulados,pues & basa en las pérdidas de,la empresa modelo sin garantizar que la embresa modelo tenga el mismo porcentaje de generación propia que la empresa evaluada. Si se desea ,dejar el CMM, como está definido, ‘en ese caso’ conviene definir a quien se le va a pag+r 61cargo por potencia que se incluye en el &sto de las pérdidas. ANÁLISIS Con respecto a 10s scñ@amieri&s de Bahía Las féminasCorp. le indicamos lo siguiente en el mismo orden: .~~~ - Se acepta su recomendación de mejorar la redacción del contenido de MWhQ y para ello se agregará en la ,redacción que es nodo de compra o de entrega. Y ,en la correspondiente a pérdidas sólo se ‘ieconoce la pérdida estándar o efic’iente‘que iesulta de las empresas modelo. 14.9 INGRESO MÁXIMO PERMITIDO POR LA ACTIk+IDziD DI3 ALUMBRADO PÚBLICO’ 14.9.1 COMENTARIO La Empresa de Distribu+ón Eléctrica Metro Oeste, S.A., Elektra Noreste, S.A.. y la Empresa d=zDistribución EKctrica Chiriquí, S.A. dado que el plan de inversion& por la JD-2458 es sólo para atender la adecuación del sistema actual a las normas de calidad. ANÁLISIS 14.10 ACTIVIDADES NO REGULACAS 14.10.1 COMENTARIO Indica que su señalamiento va en el,.sentido de evitar posibles integraciones verticales, ,en donde-un distribuidor ,eseala vez generador impidiendo así la libre competencia. ANÁLISIS i El comentario no procede ya que la actividad de generación por parte de las empresas distribuidoras es considerada una actividad no regulada, pop lo qu& IoS aet@os relacionados a l& plantas de generación no son parte de los activos remunerados a las ,distribuidoras. El capítulo deI réginlen que trata sobre, el ajuste a los ingresos ,por actividad no regulada se refiere al uso’ de activos de distribución para actividades no reguladas. Gaceta Oficial, miércoles 26 de diciembre de 2WB N” 24,458 El resto de los comentarios no son parte de ,este régimen rarifario. El mismo estB regulado en el de 3 de febrero de, 1997. 14JO.2 COMENTARIO La Empresa de Distribución Eléctrica Metro Oeste, S.A., y la ~Empresade Distribución Eléctrica Chiriquí, ~S.A.; indican que el ajuste a los ingresos por el usutiwto de los activos en actividades no reguladas que s e ha propuesto es violatorio de la , ‘~ seííalando que la Ley no indica que hay que ajustarlos, y que si la calidad se desmejora por el uso de los activos para otras actividades, entonces se les penaliza. ANÁLISIS ” Las empresas distribuidoras no puede usutiwtuar intinitamente rentas que se generen por una actividad pertinente al servicio público, ni pretender que los clientes regulados paguen por el costo del servicio en su toialidad, y que adicionalmente la empresa usuticte con el mismó activo en otras actividades. Adicionalmente, la propuesta no le resta incentl~vosa la distribuidora en su totalidad, ya, que el ajuste se hace con los ingresos reconocidos al momento del calculo del IMP, y si la ekpresa recibe ingresos adicionales en el periodo no se le quitan. (este ajuste se hace hacia adelante, cada 4 “los); y por lo tanto no se acepta la eliminación de este ajuste. 15. Que luego de analizar los comentarios preseniados y expuestos por los participantes en la Audiencia Pública celebrada ele 30 de’ octubre .de 2JlO1, el -Ente Regulador, ha considerado necesario modificar los capiiulos 1, 2, 3 y 4 del proyecto de regimen tarifario ,de distribución y, comercialización (Anexo A), incorporaudo algunas observaciones presentadas por participantes; 16. Que el Ente Regulador presentará ,los análisis a los comentarios preseniadqs por los participantes en el proceso de la audiencia al resto de los temas indicados en el’ considerando 13 en próximas resoluciones, 17. Que cl del artículc 20 de la Ley No. 6 de 1997, atribuye al Ente Regulador ,: rcalii los actos,necesarios para el cumpliiiento de las funciones que le asigne la Ley. PRIMERO: APROBAR,el Anexo EA,que còntiene’la Parte 1~delRégimen Tarifario para el Servicio Publico de Distribución y Comercialización de Electricidad, correspondiente al Glosario y Definiciones, Aspectos Generales, Ingreso Máximo Permitido por Activiclades Reguladas y Ajustes ‘al Ingreso Máximo Permitido por Actividades No Reguladas, las cuales contemplan las metodologías uy formulas tarifarias que se aplicará a todas las empresas que presten el servicio de distribución y comercialiiión. El Anexo A forma
SECUPIDO: La presente ~Resolución regirá, a partir de ~ra~womulgació~~baata el 30 de jmiod~2006. f ,, :, ii” 24,458 C;aceta Oli~cicial, miércolei 26 de diciembrc~ de 2001 37
FUNDAlb¡ENTO DE DERECHO: &ey No. 26 de 29 de enero de 1~996,modificadti~por las Leyes Nos. 24 de 30 de junio de 1989 i 15 de 7~de febrero de 2001; Ley No. 6 de 3 de febrero de 1997;.Decreto Ley .Noi :lO de 26.de febrero de 1998; Decreto Ejecutivo ,No. 22 de 19 de jonio de 1998 y disposiciones cokordantes.
PROMúL,GJc?%%%, Y CjJMPLASE, JOSE D. PALERMO RAFAEL A. MOSCOTE pirector Director
ALEX ANEL ARROLLO Director Presidente
,,’
ANEXO A De la Resolución No. JD- 3 II la dele /q de, hLk.kde 2001
ENTE R~EGULADOR DE LOS SERV&IOS PueLlco$ :
38 Gaceta Oficial, miércoles 26 de diciembre de 2001 N” 2&l58
REGIMEN TARIFAR10 CONTENIDO
1 GLOSARIO Y DEFINICIONES ........................................................................................................... 3
2 ASPECTOS GENER.+LES.. .......................................................................................................... ........ 6
2.1 VIGENCIA ......... . ................................................. 1...................................................................... _......... 6
2.2 APLICACIÓNI ...................................................................... .............................. . ................................. 6 2.3 CRITERIOPARA LA D~FINICION DE GRAN CLIENTE. .... ............................................................................ 6
2.4 EMFkSASMOOELO.. ... . ....... .................................................... ....................... .......... . .......................... 7
2.5 ~AWA.S REPRESENTATIVAS DE DISTRIFJUCIÓN .................................... _................................................... 7
2$ VARIAuLEs uf: CosTos Y Ecu~cl0~ES vii EI:ICIENCIA:PARI\ LOS s~~~vlcros DE UISTRIBWI(.IUN Y C<>MERCIAUZACI6N .......... . ...... :....................: ............................................... .......................... . ..: .................. 8
3 INGRESO MÁXIMCI PERMITIDO POK ACTIVIDADES RECULADAS ........................................ 9
,3.1 INURESO MAXIMO PERMITIDO POR LA ACTIVIDAD vE DlSTRl,Wd>N ..................................................... 9
3.1.1 Ingreso &mirido por los Cus:o.rdel Si,sltvro de Dish’mcidn (KiD) ..... ..... ., .......... .. ... ... .... I 0 31.2 hgreso l’ermifido por I’krdidas <ieDinrihtrcih (IPI’D) ................. ............. ...... ..... ...... ...... 12 3. 13
3.3 INGRESO MAXIMO PERMWIW POR LA ACTIVIDAD IX ALUMHKAW PIIHI$O ...................................... :IS
3.4 INWRMACI<~N A SUMINISTRAR ............................................................................ ................................ 16
4 AJUSTES AL~IMP POR ACTIVIDADES NO REGULADAS.. ......................................................... 17 I’
;u”..24,458 Gaceta Oficial, miércoles 26 de diciembre de 2001 39:
kIkG¡hlEN TARIFAR10 ~tiEL SERVICiO PÚBLICO DE DISTRIBUCIÓN Y COMERCTALIZACióN PANAMÁ
.
1. GLOSARIO Y U~FINJCJONES
Actividad~ Regulada: Incluye actividades de i) distribución, DDE energía ~eléctrica, ii) comerc¡aliZación d? energía eléctrica y iii) alumbrado público, de acuerdo a las ~siguientes deliniciones:
Distribu&ún: actii~idad que tiene sport objeto el transporte de energia e&trica i la transformac~ibn de tensión vinculada, desde el punto de entrega de la energía por la red de transmisión hasta el punto de Suministmal cliente.
Comercialiiación: actividad que tiene por objeto la venta de energía eléctrica a,clientes finales. I~wzlL~yela medición, lectura,, factumción y cobro de la energía entregada. ~; .,~~, Alumbrado Público: actividad de duminación de calles y avenid& &Üso público.
Actividad No, +gti~Jadr: Actividades de ‘generación de energía eléctrica, comercia@ación 0 venta a grandes clientes o a cualqtiier 6ira~ actividad qwrealice la empresa (distinta a,la actividad, regulada), pero que esté ,relacionada con ,el ‘Wtor eléctrico. Por ejempio,~ el alquilër de postes para un uso distinto a la distribución de electricidad. alquiler de vehi&los levantadores de postes, etc.
Jngrcso Máximo Permitido: ~EI Ingreso Máximo Permitido (IMP) por Actividades Reguladas para las cmpresas. distribuidoras en cl Período ‘Tarifario Cs la suma de los Ingresos Máximos Permitidos por las~actividades de Dislribución.~Comerciali~ción y el Alumbrado Público.
lloras de Punta: Corresponde a las horas entre las 9:OO y las 17:OO horas de IGes a~viernes. _,
Horas Fuera de Punta: Corresponde a las horas entre las 17:OO y Ias 9:00 y la totalidad de los, I dins sábado,~domingo y dias de tiesta nacional.
Catyac&zació,hJe la~Carga:‘Repr&cl~tacibn de la carga demandada baoun si&ma eléc6 in t+inos de swdistribución en &iempo. y dc los distinios grupos de’cl~ientes~quela,d+rminan.,
Curv’a de @-ga: Diagrama iepresentativo de layevolución de la carga demandada a WI sistema eléctrico, en el tierilpo (diario o anual), por parté de unti categoría de chentes esp~ecitica o por la totalidad de ellos: La curva dc carga r6presenta valor& de potencia proniedio~ de intervalos de quince ~(15) minutos.
Coinciden& Externa de’la clase k (clase de cliente) en el nivel j (h$el’ de~tensh): Es eI cociente centres la potencia simultánea coincidental de la clase k en ej nivelo j y la potencia simultánea tvtixima di la clasc k.
Coincidencia Interna (o Simultaneidad) de ola clase k (clase DDEcliente): Cociente entre la pote@’ simultánea máxima de la clase k y la suma de las poiencias máximas individuales de . todos los chentes~de la clase k.~ Fotencia Miximn Individual: Es IU potencia mhxima de un deteriniindo cliente que resulta de su curva de carga.
Pohmcia Simultánea de la ,clase: Es IU’ potencia que resulta de sumar todas las curvasde carga de los clientes de ia ckw?.
Potencia SimultPoes Mdxima de la Clwsc: cs el valor m;ixuim¿~dc In potencia s¡mulGmea de la ’ clasc.
Potencia Simultánea ~Coincidental de In clase k (clase de clientes) en el nivel j (nivel de tensión): Es el valor de la potencia ~¡muMnea de la clase k cn el momento coincidente con la ocurrencia de la potencia m8sima ,d&l nivel j.,
Demanda: Es ei valor promedio de la p+ncia calculada duran(e un intervalo dc tiempo especificado. Se expresa en kW.
Demanda de factuiacih:’ Es pia demanda usada para dctcrminar los cargos por demanda de acuerdo con las provisiones de un pliego tarilhrio o contralo.
---Dem’gnd~aIMáxima: El mayor de un tipo particular de demanda que ocurra denlro de’un período especificado. Es la,.niayor de todas las demandas las cualcs~ han ocurrido duranle un período específiro dc tiempo; ustialmente cl periodo de:fac!uracií,n, i.e. un mes. etc.
Cargu‘por Deman,da: Es la porción de los cargos del servicio eléctrico basada en la demanda de facturación del clien(c.
Factor de Potencia: LS la relación en@ la potencia activa en Kilowatts (kW) y la potencia aparente en .Kiiovoltios-ampcri«s’(k~‘A). ‘,
Factor de I>otencir Promedio: I:l C«IISUIIIO en kWh en un intervalo es proporcional ü la ptitencia activa promedio e durante ese inlcrvalo. Por consiguiente, el factor de potencia promedio para un período de ,tiempo especifico puede ser, determinado, dc’ ios regis:ros de kilovoltios-amperios reactivo,s hora (kV,Allh) y los kilowatts hora (kWh) para csc período.
Factor de polen& promedio = ,cos (tan? kVARh/kWh)
Factor de Carga: Es la rclación.,de la demanda promedio sobre un periodo designado de tiempo a,la demanda miixima que ocurra en csc período,
Pico de Demanda: Es la m&xi&a carga consumida o producida por una unidad o grupo dc unidades en un .período de tiempo establecido. Puede referirse u la demanda máxima instantánea o la demanda máxima promedio sobre un período designado de tiempo.
Tarifa. Precio regulado dei servicio y/o producto ciéctrico ofrecido por la distribuidora y~que no es negociable.
Pliego Tarifario. Tabla que representa las tarifas a aplicar a cada una de las clases de clientes y las condiciones de aplicación de cada una dc ellas. ,.
“‘. Clase de Chntes: Cada mio de los grupos en los que se clasilica a los clien& para la aplicación8 de las tarifas correspondientes:
Cliente& persona: natural o juridiwque se. beneficia con la prest&ión del servicio públicos de N” 24,458 Gaceta Oficial, miércoles 26 de diciembre de ,200l 41
electricidad, bien c&w pr&pikaho del inmueble en donde éste se presta, o comwreceptor directo ’ del’servicio, y cuyas compti de electiicidad están sujetas ytarifas reguladas. :
Compoie&e de Costos:. Valores reprcsenkhvos de los costos de Distribución, Pérdidas en Distribución, Comercialización,~ Abastecimiento y Alu@rado Públi&, que .se distribuyen a las distintas clases de clientes sobre la base de la información de ctiactertición de la &rga, obteniéndos? los cargos tarifarios.
Cargos Tarifarios: ‘Vahes absolutos o unitarios representativos de la tarifas, que aplicados, al consumo/demanda de cada ‘cliente; determinan el monlo a pagar’ a la ~distribuidora por los servicios contratados. Son IoS valores que !iguran,,directamenteen el Pliego Tarifario.
Estructura Tarifaha: Caraclerística de las tarifas que toma en cuenta a las clases de clientes definidas, y la relación entre los cargos dc las diferentes clases.
Densidad de los Clientes: Concentr+ión de clientes en una red elkctrica, medida, usualmente a través del ihdicadcWClicntes/Kith~ctro de Linea-circuilo de Media Tensión.
CIPLP: Es el Costo Incrcrnental Promedio dc Largo Plazo. Se define para cada nivel de ten.?& de Distribucih.
Abastecimiento: Adquisici6n cn cl mercado mayorista de la energia y potencia eléctrica rcqueiidas. puesta en nudos dc la distrhuidora (incluye cl set$ck,.de- transtiisiób,’ pérdidas ,en transmisión y demás c‘“sbcl.n!~‘c.~~~fiiitr:~~~‘~-’
mico.: Es un costo cxprcsado ‘eu unidades de energia @/kWh), que incluye Iãs , costos relacionados a la capacidad y energia.
2. ASPECTOS GENERALES
El Régimen Tarifario dcl Skvicio Público de Distribución y Comerc~aliición de Electricidad y del Servick de Alumbtitdo Púbtico establece las reglas relativas a los procedimientos, metodologías, fórmulas. estructuras. opciones, valores y. eti general, a todos ,los aspectos que determinan las ~tarifas~su&s~ a regulación. En este documento SCle ,lluma Régimen Tarifario o .~ _~ simplcniente Réf$ncn.
Las empresas,~prcstadorasdel servicio público dc Distribución y Comtircialización de Electricidad presentar. para aprobación del Ente Regulcdoi. pliegos tarifarios ,de,aplicación a los ‘,clientes regulados y tarilàs por uso dc rcdcs dc distribución. siguiendo las metodologías, fórmulas y valores scáalados cn este documento.
Las tarifas reguladas de clcctricidad dcbcrán~elaborars~de acuerdo con los criterios establecidos -1 cl arlícuh 97 de la del 3 de fchrcro dc 1997.
2.1 VIGENCIA
Lhe Régimen ‘I:arifario entrará en vigencia cl lo dc julio dc. 2002 uy expirari t! 30 de junio de 2006.
El periodo dti vigencia arriba @alado sc deline como eI Perioh 7’w~$fit~io;
2.2 APLICACIBN \
Estc’R6gimen es de aplicac,ión únicamente a: 42 Gaceta Oficial, miétioles 26 de diciembre de 2001 N” 24,458 ,, l ‘Todo conc@inario de’distribu&n y comeicial&ación de ene& elkctrica.
l Todo cliente qtie utilice las redes de distribución para uso final, es decir todo cliente’ fml en los terminqs de la dei3 de febrero‘de 1997.
l Todo distribuidor que utilice las redes de distribución de otro dititibuidor para transportar el producto eléctrico.
Este régimen no se ;,aplica a ningún’ generador, autogenerador o ,cogeAcrador conectado: directamente, a un distribuidor para la cntreg~~de su produtición; ya que uso y metodologia para establecer los cargos por uso de redes es reglamentado por el Régimen Tarifario del Servicio Público de Transmisión vigente.
2.3 CRITERIO PARA LA DEFINICIÓN DE GRAN CLIENTE
El Ente Reguladoi de acuerdo aI C&tulo Il Regulación, articulo 20, tiene entre sus funciones, reducir la demandar máxima superior que dXne a loso grandes clientes, solqnte’ se aprueben lasoîbrmulas tarifaiias o se renueven las concesiones de distribuci~: _“-’_.Ir- ....,;.l_,;“.~.,~,_ Con la entrada en vigencia de este,~.w r>aoestc, periodo el limite para defiir al gran cliente cOmo sigue: ,. ~. --‘--%-w-,~ Demanda Máxima mensual por sitio o punlode enlrega
Del 1” de julio de 2002 hasta el 31 de diciembre de 2002.. s.. .,. .400 kW Del 1” de eneio de 2003 hasta el 3 1 de diciembre de 2003 i.. ,300 kW Del 1” de enero de 2004 hasta el 3 1 de diciembre de 2004. .~. ,200 kW “Del l”~de enero de 2005 en adelante. ___. ‘. .‘. .1 OOkW
‘2.4 EMPRESAS MQDELO
Las empresas modelo a las que se rcfierc cl , sti seleccionan con el fin de defmir condiciones dc cti&ncia para Alas empresas de Distribución y Comercializaci6n de electricidad, basadas len el d&crnpeño reciente de empresas reales similares, nacionales 0 extranjeras.
,Se defeen para ello variables de COSU.Vde las empresas modelo, cuyos valores se aproximan .~ ,basándoseen ecuuciones~ de efìcienciu, como se explica en el .6: Las ecuaciones de eficiencia se estiman a partirá’.de variables explicativas de’ costos sobre una muestra representativa de empresas. Las variables de~costos y sui respeciivas ecuaciones de, eficiencia son la base para el cálculo de ,,:los ingresos máximos permitidos de las cmpresas r~eguladas, tanto para lti actividad de Distribución como para la de Comercialización.
La muestra representativa de empresas que servirán como empresas modelo para el periodo tarifario~ son las establecidas en la Resolución JD-2982 del Ente Regulador fechada 5 de octubre ,de 2001.
2.5 AREAS REPRESENTATIVAS’DE DISTRIRUCIÓN ~,~
,, . Gaceta Ofieìal, miércoles 26 de diciembre de 2001 43
El Ente Regulador defme I& ,$reas Representativas para determinar el valor agregado de ~~ distribucion y comerctalización y para propósitos de comparación con empresas modelo a que se-m- Ietiere la Ley 6 de 1997.
Las áreas representativas se definirán sobre ta base de un indicador, representativo de la Densidad de los Clientes. <’
A los efectos de Ja aplicación del presente Regimen Tarifario, los corregimientos‘incluidos en la zona de concesion de ‘cada distribuidora serán clásiticados sobre la base de criterios e indicadores de densidad.
Las áreas representativas y’ la clasificación de los corregimientos en , áreas para el período tarifario fueron defmidos mediante las Resoluciones. JD-2979, JD-2980, y JD-2981 del Ente Regulador fechadas 4 de octubre de~2001.
2.6 VARIABLES DE COSTOS Y ECUACIONES DE EFICIENCIA PARA LOS SERVICIOS DE DISTRIBUCIÓN j’ COMERCIALIZACIdN
Las variables de costos a considerar son las siguientes: a) Activos de Distribución (incluye Sistema Principal y Conexión) (AD)
h)‘ Activos.de Comercialización (AC)
c) Costos de Administración, que incluyen tanto Distribución (Sistema Principal y Conexión) como Comercialización (ADM) ,
d) Costos de ‘<Operación y Mantenimiento de Distribución (Sistema Principal y Conexión) (OM) I e) Costos dc Comcrcializacion (incluyen Medicion, Facturación y otros) (COM)
t) Pérdidas de Energía (PD%)
Las varicrhles de c&os se determinan a,partir de variables.explicarivus a través de Ecuaciones de Eficiencia. Las variables explicativas son:
l el número total de clientes, y/o
l olacarga inaxima total..
Las ~ecuacioncs de eliciencia son estimadas hasadas en la muestra representativa, de empresas modelo. mediante funcio~~cscxponcnc~iales de la siguiente forma para cada’krea representativa (j):~
(1) AD = ai * ca’ * Dpj
(4) OM = dj * c?’ k D”
(5) COM = ej * C” * DVi en la que:~ l Cies el número~de clientes, y
. Des la carga máxima.
. aj, bj,,cj. dj’y ej sou parámetros adimensionales dc’la ecuacih de eficieticia.
,.aj, pj, yj, (cj, ej, $j, a y &j reprekntan las elas!jcidades dc la variable de, costo que se pretende determinar con respecto a càda variable explicatiw. Cada variable de costolpuede ser explicada por una o ambas variables explicativas, en función del comportamiento de los datos en~la muestra de~~var¡ables~expJicati~as.
Los datos de las empresas modelo ,que serán utilizados para la determinación de las ecuaciones de eficiencia, serán ~ajustados en algunos parámetros,~ tales como las diferencias en la intensidad de consumo de los clientes y de los. niveles de salarios entre Estados Unidos y Panamh. ‘,
Los parámeiros de las ec,u+ones de efi+w$de cada área reprcsentativzi serán establecidos en ‘:. la resolución del Ente Regulador para el IMP.
‘Las p&didas elicientes, de energía se representarán a través de un coeficiente de Pérdidas de Energía (PD%,) para cada área representativa j, a partir de una ecuación de ,eficiencia estimada en base a las pérdidas de Alas cmpresas modelo’ respectivas en la muestia ‘representativa. considerando la estructha de ventas por nivel de tensión de las mencionadas empresas modeh
3. INGRESO MÁXIMO PERMITIDO POR ACTIVIDADES REdLADAS
EhIngreso Máximo Permitido (IMP), por Actividades Reguladas para las embrcsas distribuidoras en el Periodo Tarifario iilcluye los ingresos de Distribución, Comercialización y ej ~Alumbrado Público, de acuerdo a la siguiente fórmula:
IMP = IMPD +. IMPCO + ALU~MPIJ
donde:
l IMPD es el valor presente, de los ingresos máximos permitidos por la actividad de Distribución en el Periodo Tarifario.
l IMPCO cs el valor ‘presente de los ingresos mhximos permitidos por la actividad de Comercializaciún en el Período Tkifario.
l ALUMPU besocl valor, presente. de los ingresos máximos permitidos por el servicio de alumbrado~~público en el Período’Tarifario;
3.1 INGRESO MÁXIMO,~PERMITIDO POR LA ACTI’VIDAD DE DJSTRIBUCION
,El Ingreso Máximo Permitido para recu~perar los costos DDEIa actividad de Distribución en el Período Tarifario se calcu~laa,partir dk la siguicntc fórmula:
IMI’D = IPSD + IPPD
,~donde: Gaceta Oficial, miércoles 26 de diciembre di 2001 45
IPSD es el valor presente de los ingresos permitidos por IoS costOs deI &ema l & ~~ diitribución~ (&cluye el ~S¡stern@Principal y kts- Conexiones) ei ei: Períodos T-0, ~~ utiliio como tasa de descuento la tasa de rentabilidad regulada (RR). ~~
0’ IPPD es el valor preknte de’los ingresos ‘permitid& por el costos de las pérdidas~del sistemade distribución eti el Período Tarihrio, utiliido como tasa de descuento la tasa de rentabilidad regulada (RR).’
XI.1 INGRESO PElWi-190 POR LOS COSTOS DEL ,SISTEblA DE DISTRIBUCIÓN ~~,~ “: (tPSD)
IPSD es ej valor presente de los ingresos qtiales @SDI permitidos por loscostos del sistkna de, ,~ ~. , ~distribucibn en cada aflo tarifar¡0 (t)~del período taritkrio (t =1,...,4).~~El ingreso, anual permitido para recuperar los costos del sistema de distribuci$n se cklculará según la siguiente,fómuk
: IPSD, = ADM, + OM, + (BCD,) * ‘(DEP%) + (BCDN,) * (RR), t = 1,...;4 ~, donde: ‘: ~~~
l ADM, es el valor ,etkiente de~los~cktos t&les de administración para el io t.
l OM, 6s el valor eficknte de los coslos totales de operación y maotetientti para eI aho t. ~~ . BCD, es el valor bruto de la Base de Capital de Distribución en ei aÍío (t).
‘. BCND,, es el valor neto de la Base de Capital de Distribución en el aiío (t). -, ,/ . DEP% es la tasa lineal de depreciación de la vida fútil de los activos eficientes del sistema de distribucih calculada en base al promedio ponderado de depreciación de los activos a partir de Ia vida útil de cada tino de los tiismos. No se akep@+ránvalores superiores a Ia, tasa que ,resulte deleúltimo estado fmanciero~audikdo. De no disponerse de información ~32utiliiá e@%.
. RR es~latasa de rentabilidad regulada de la empresa~dedistribución, fijada~por resolución motivada GeI Grite Regulador de acuerdo a lo que establece el . Yak
Cálculo de ADM, :~
seleccionadas,~y~(t)el~aííotarifario.
l ADMj, se calcula a, travh de la, Ecuación de Eficiencia (3) de Ia~Sección’2&$con Ias varlables explicativas:
F C,,: Suma de clientes de los cokregimientos de tipo (i) en el tifio (t)
h Dj,: D&an~a total,de los corregimientos de tipo 6) en el aÍío,(t)
Cálculo de OM, . OM, = SuMj ~(OMj,j, siendo (j) ~ttl ,~índice que ~+$ne ias @eas ~repreaes:a!ivas seleccionadas,y (t) el alia tarifario. 46 -..~ Gaceta Oîicid, miércoles 26 dr dici : _ -dO 1 N”24,458
l OMjt se calcula a través de la’ Ecuación,de Eficiencia (4) de la, Seccion 2.6, con las variables expiicatívas:
D Cjt: Suma de clientes de los corregimientos de tipo (j) en el año (t)
P Djt: Demanda total de los corregimientos de tipo (i) en el año (t)
Cálculo de BCD,
BCD, = BCD,.
BCD,., = Base de Capital de Distribución al inicio del período tarifario, de acuerdo a lo esti$ado en la (Art: 1~03y Art. 97). Esta base debereconocer, en consonancia con la Ley, sólo los activos eficientes en operación, Para tal fin el Ente Regulador evaluará los activos en libros dc Ia~distrihuidorn ha.jo las siguientes premisas: D Que los activos SC encuentren i en oReración al momento de aplicación del presente régimen, incluyendo las instalaciones en operación que aún no están asentadas en libros, siempre y la terminacion de la obra’ se encuentre debidamente certificada por una , tirma de auditores externa. El Ente Regulador se reserva el derecho de verificar posteriormente la entrada efectiva de las obras.
D Que los activos asentados en libros respeten el principio de eficiencia mediante comparación nacional y/o internacional. Respetando este principio, el Ente Regulador analizará, como mínimo los precios unitarios de instalaciones e intangibles de lasinversiones realizadas.
D Que se encuentren especifican-tenteasociados a la prestación del servicio, de distribución ekctrico.
D Que los activos asentados en libros debidamente auditados a diciembre de 1998, se consideran efEientes para la determinación de BCDt-1. ’que no exista un I estado financiero auditado a esa fecha se sutilizará el estado financiero auditado de octubre i de 1998.
e Que los activos que resultan de aportes de terceros (excluyendo los aportes reembolsables, que serán considerados como activos de las empresas distribuidoras) y donaciones, ser identificados a fin de que no se aplique sobre ellos tasa de rentabilidad. Se permitir8 recuperar depreciación si le corresponde a las empresas de distribución reemplazar activos.
D Que su tratamiento contable este de acuerdo con los lineamientos que el Ente Regulador haya establecido en el~SistemaRegulatorio Uniforme de Cuentas.
IDt: Inversion Eficiente de Distribución en el afio (t)
ID, = AD, - AD,.t,con t = 1,2,3,4
, ‘P ADt = SUMj (ADjd, siendo (j) cl indice que~ define a las íireas representativas seleccionadas, y (t) el aRo tarikrio.
> ADj, se calcula a través’ de la Ecuación de Eficiencia (1) de la Sección 216,‘eon las variables explicativas: N” 24,458 Gaceta Oficial, ‘miércoles 26 de diciembre de 2001
’ Cjr: Suma de clientes de los corregimientos de tipo (j) en el afío (t)
~’. Djt: Demanda total de los corregimientos de tipo (i) en el &o (t)
Dj( se obtendra a,partir de kr composición de:
* La participación de las distintas categorias de clientes en el consumo del -. conjunto de,corregimientos de,tipo (j).
l Curvas DDEcarga típicas de cada una de esas categorías de chentes, disponibles al momento del calculo del IMP, y ‘aprobadas por el Ente Regulador;
_ no disponerse de curvas de carga típicas para cada categoría~declientes~ con la aprobación técnica del, Ente Regulador, sendeberá tener en cuenta para el cálculo de D.il I las condiciones de medición de la clase de chentes~de la siguiente, ,’ ‘~ : forma:
l Para la’ clase de clientes que dispone de registros de demanda de potencia, la demanda máxima de ~potencia se calcular& a ~partir del consumo DDE ‘~ energla, utiliido el factor de carga que resuk de lay base de datos .~ comercial. Se estimará un factor ,de simultaneidad de Alas cargas para ,,’~’ ajustar, la suma lineal de las demandas de potencia a:,un~valor de potencia. máxima simultánea..
. ’ Para los clientes que no disponen de registrosde demanda de potencia, la demanda máxima de potencia se calculará utihzando uu factor de carga representativo del conjunto, igual~para todos los corregimientos.
k AD,., y AD,,,.,:‘se calculan a partir de ‘las fórmulas anteriores, con los valores ‘, ~~ de las variables explicativas C.i,,.ry D.i.r.1previstos para eI último aiio tarifario : ~del período anterior.,- 3.1.2 INGRESO PERMITIDO POR PÉRDIDAS DE DISi-RiBikIdN (IPi’D) ,, IPPD es el~valor presente de los ingresos anuales pOr permitidos por~el costo, de las pérdidasmdel sistema de d,iitribución en cada aíío tarifario~ (t) del período tarifario. El ingresospermitido para ::~,: cubrir tas pérdidas de distribución del sistema se calcula a partir de la s~iguientefórmula:
PD, = (PD%) * (M&‘hD,) * (CMM,)
donde: . PD?& es un porcentaje eficiente de pérdidas estimado a partir de la muestra de empresas represeutativas como porcentaje sóbre Ejevolumen de energía iu~gresadaa la red de la distribuidora.
. MWhD, se ieíiere~a la cantidad total.de,.energía(registrada cn nodo~de compra o entrega o nodo: de autogeneración) proyectada para cada año t del período tarifario. Se~utilizara el :Informc ,Indicativo de Demandas DDEE’TESA aprobado por el Ente ~Regulador, mediante’la Resolución JD-‘3073 fechada 4 de~diciembre de 2001.
i ~CMMt es et costo monómico (incluyendo’ potencia y energía en el sistema de generación, el sistema de transporte, pérdidas del sistema de ~transporte~ydemás costos) en el mercado mayorista, proyectadapara el ,año t. Se debe utilizar la información de mediano y largo aplazode las proyecc,iones de ETESA.’ ~,
,~ ~, 48 Gaceta Oficial, miércoles 26 de diciembre de 2001 N” 24,458
3.2 INGRESO MiiXIMO ,’ PEiMITIDO POR LA ACTIVIDAD DE COMERCIALIZACIÓN
IPCO es el valor, ,presente de los ing~$sos anuales IPCO, permitidos por ola actividad de comercializaci(>n en,cada silo tarifario (1) del período tarifario, utilizando como tasa de descuento la tasa de rentabilidad regulada (1~). E! ingreso anual permitido para.recuperar los costos de la actividad de comercialización se~ca&ularásegtin la siguiente fórmula:
IPCO, = COM, * (i&,) * (DEPO/a)+ (BCNC,) * (RR)
donde:
i COM, es.64Ualoi eficiente de los costos de comercialiició~ para el, afro t (incluye costos de mediiión, facturación, mercadeo, atención al cliente y otros).
~0 BCC, es el valor,b+uto de la Base de Capital de Comercialización en el arlo (1).
l BCNCt es el valor neto de ia Base de Capital de Comercialición en el aîio (1).
l DEP% es la lasa, lineal de depreciacibn de Ia, vida útil de Ips activos eficientes de comercialización, calculada en base al promedio ponderado deydepreciación de los activos a partir de la vida útil de cada uno de’ . No se aceptarán,valores superiores a la tasa que resulte del iiltimo EStado Financiero auditado. De no disponerse de información se utilizará el 3.3%.
. RK’es la tasa de, rentabilidad regulada de la empresa de distribución, lijada por resolución motivada del Ente Regulador, de acuerdo a lo que establece el articulo 103 de la Ley.
Cálctilo de COM,
. COM, = SUMj (COM,,), siendo~(j) el índice que’ define a las áreas represeutí+as .seleccionadas, y (1) el afi? tarifario., ~,. l COMj, se calcula a través de la Ecuación de Eficiencia (5) deyla Sección 2.6. con las variables explicativas:
Y CjI: Sunia de clientes,de los corregimientos de tipo (j) ene1 afro (1) ., k Djt: demanda total de los corregimientos be tipo (j) en el aíio (t)
Cálculo de BCC;
BCC, = BCC,.
13Cc1.1= Base de Capital de Comercialización al comienzo del periodo tarifàrio, de acuerdo a lo estipulado en la ~(Art. 103 y Art.97). Esla base debe, reconocer, en consonancia con la Ley elo los~activos eficienles en operación. Ptia tal fin el Ente Regulador evaluará los activos en libros de la distribuidora bajo las siguigtes premisas: I ~“kQue los ,~activos se encuentren en, ~peraci&p al momento de, aplicaci&n del presente r&men, incluyendo las ‘instalaciones eti ‘operación que ah no esthn asentadas en libros, siempre y la terminación de la obrarse encuentre debidamente certificada por una firma de ~auditores .eiterna. El Ente R.+ulador se reserva eI, derecho de ,verificar posteri&m&te Ia entrada ekctiva de las obras.
h Que los /activos asentados yn libros respeten el principio de eficiencia medite ‘<~’2-1.458 ~(hcelu Oficial, miércoles 26 de diciembre de 2001~ 49
comparaci0n nacional y/o internacional. Respelando este principio, el Ente Regulador anal¡¡, como rai~kno, los précios unitarios, de inAala~¡ones e intang’ibles de las inversiones realizadas.
Que se encuentren asociados especilicamente~ a la prestaci8n del servicio de comercializaci»n él~trica.
Que los aïtiv0s asedados en Iii& ~debidamenle auditados a diciembre de 1998 se consideran cticicntes para la detcrmina&n,de OCD,.I. EII caso dc que no exista un estado linancicro auditado a emfecha se utilizar8 el estado fmanciero auditado de:octubre de ‘1998. ~~
Que los ac& que resultan de aportes de terceros (eicluyendo los’aportes reembolsables, que ser;ú~ considerados, co1110 activos~ de las empresas distribuidoras) y donaciones, deberti ser identifiados a fin de que no se aplique sobre ellos tasa de rentabilidad. Se. pcrmitiní recuperar dcprecia&n si k ~corresponde a las empresas DDE ,distribuctin reemplazar zictivos.
i Que su tratamiento contabk estk de acuerdo CQII~~IOS lineamientos que el Ente Reyu!ad,or haya establecido en CI Sistema Reyulatorio UniT«rme de Cueritas.
K’,: liwcrsitin I.Sicientc de Comercialízaciim en el ano (t)
i ACt = SUMj (AC& ~s&~o (j) CI hdii que defa ti laî ~IVCU ~PIVZSWW¡WS seleccionadas. ~~(1) el año tarifiwio.
i AC;, sc cakula a través de, la~I!.cuacii>n de, Eficien+(2) de la Sección 2.6, -eón las ,variabks cxplica$vas: /
l Cj,: Suma dc.clientes de los corregimientos de tipo fj) en el ti(t) ;~
l Djl:,.l)cnlandn~total~de.loa corregimientos de tipo (j) en cl a¡Io (1)
., Qjl’W ObkXldrs apaArde k CO$llpOSiCii>l~ de:
l La partkipación,de las’distintas categorias de clientesTen el,wnsumo del -njunto de cnrregmiientos de tipo cj).
l Curvas de a!ga típicas de cada una de:~esas calegorías DDE clientes. ~’ : ~~ disponibles al rnonlcntti del ‘ciikuk ~del IMP,,,y~.apr&adas ,por el Epte~ ‘~1 Regulador.
En cas.0 dc de cun& IK, de carga típicas para cada categork dkpon~rse de - ~, clientes COII la aprobación técoka dele Ente Reguladòr, se debeti tener en cuenla para el c~kulo & D,i, 1 las condiciones de medición de ‘la clase de . .~ ~clieti~es~dc la sigutenlc Torfna: 8.
. Para Iti clase dc clientes que dispone de registros-de den*dade~~, ‘~ pote~lcia. la demanda máxima de poten&¡ ose calcularri a partir del consumo de energía. utilitido~el factor dc carga que resulte de la ha% dc datos comercial. Sti estin@ un factor dey simultaneidad dc las cargas para ajustar la suma lineal dc las deFundas dc potencia a un valor de potencia tixima simultinca. 50 ‘Gaceta Oficial. miércoles 26 de diciembre de 2001 N” 24.458 -
l upara los clientes que no disponen de registros de demanda de potencia, la ,demanda máxima ,de pote& se calculará utikando un factor de carga representativo del conjunto; igual para todos los corregimientos.
k AC. y ACJ,r.r, se calculan a partirde las formulas anteriores, con los valores, de las variables explicat@s Cj.r.r y Dj.r.1 previstos para el último año tarifario dei período anterior.
3.3, ING~RESO MAXIMO PERMITIDO POR LA, ACTIVIDAD DE ALUMBRADO PÚBLICO
ALUMPU es el valor presente de los ‘ingresos~anuales ALUMPU, permitidos para el servicio de ahunbrado publico en cada año tarifario (t) del periodo tarihario, utiliido como tasa de descuento la tasa de rentabilidad regulada (RR). El ingreso anual permitido para recuperar los costos permitidos por el servicio ,dealumbrado público se calculará según la siguiente fórmula:
:. (O&M.Q,~& = costos de operación y mantenimiento asociados al alumbrado público en cada aiio tarifkrio t, considerando el costo unitario promedio eficiente aprobado por el Ente Regulador para el período tarifario y la cantidad de hnninarias 0, ,puntos de iluminación, sin incluir Jos costos de,la energía consumida por el servicio.
l (ACTAL~M,) = valor de los activos fijos brutos en operación del alumbrado público en cada atI tarifario t.
. (ACTNAL~,) = valor de los activos fijos netos en operación del alumbrado publico en cada año tarifario t. ‘~
‘0 DEP% = tasa de depreciación lineal en la vida útil ,de los activos del alumbrado público.
T, RR es la tasa de rentabilidad regulada de la empresa de distribución, fijada por resolución motivada del Ente Regulador, de,acuerdo a lo que establece el .
uparala detetminacion de ACTALUMcy ACTNALLJMt se tomaraen consideración:
l Los activos fijos netos en operación a costo original eficientes al término del año 2000.
l A partir del~año 2001, los activos que se detallan en el diagn&o y el plan de inversiones presentado por la distribuidora, en cumplimiento de las, normas de calidad de alumbrado público y’de la Resolución JD-2458.,
* Las nuevas obras de alumbrado públicos estimadas para ele periodo tarifario que ose requieran para atender gel crecimiento de la demanda, debidamente justificadas que no ~~ hayan sido consideradas en el plan presentado por Ia’Resolución JD-2458.
l ~ Los activos que resultan de donaciones o de aportes de terceros ser identifikdos a fm de que sólo se aplique sobre ellos una tasa de depreciación.
El costo unitarios promedio, efi&nte de operación y mantenimiento y el costo unitario, de inversión a reconocer en el cálculo, serán establecidos por resolución, motivada del Ente Regulador. No 24,458 Gaceta Oficial, miércoles 26 de diciembre de 2001 51 ”
3.4, INFORM.+XbN A SUMINISTtiAR El Ente Regulador podra solicitar y kempresa distribuidora entregar en los tiempos y formas establecidos por eleEnte Regulador, toda la información que el Ente Regulador’considere necesaria para poder determinar el ingreso máximo permitido.
Si la distribuidora no suministrase esta información,,el Ente Regulador ejercerá el derecho que le asisken función del del 3 DDEfebrero de 1997.
4. AJUSTES AL,IMP POR ACTIVIDADES NO REGULADAS
El ,ingreso permitido para la empresa de distribucibn y comercialización en el período tarifario tendrá en cuenta las actividades realizadas por la empresa que no correspondan a las actividades asignadas en la Ley 6 de 1997.
De existir tales actividades que utilicen los activos de distribución y comercialización para fines diferentes ea las ~actividades reguladas, se considerara como activos fijos del sistema de distribución una ‘proporción de tales activos, equivalente a la relación que existe entre los ingresos~que ose prevea para las actividades reguladas asignadas en la Ley 6 de 1997 y los ingresos totales previstos en las actividades reguladas y no reguladas que utilicen los activos de distribución.
De existir actividades no reguladas las bases de capital iniciales calculadas para el sistema de distribución en el .1.‘1 y para el de comercialización en el .2 deben’rn ser ajustadas por el sigutente factor de corrección:
FCBC = (IPTa/(lPT,, + IN&))
Siendo:
l FCBC: ,el factor de corrección ‘que se multiplicará por los valores de BCD,., y BCCi.r calculadas según ‘los ’.1.1. y 3.2
’ l IPTs: el ingreso percibido por la distribuidora por las actividades de ~distribución y comercialiiión~en’el~último período anual auditado a la fecha de cálculo del Ih4P.
9 INR: el ingreso percibido por Ia, distribuidora por ,las actividades no reguladas en el último período anual auditado a la fecha de cálculo del~IMP.
En el caso de que la empresa distribuidora haya permitido el usufructo de instalaciones a terceros mediante concesiones gratuitas, la distribuidora someter anuahnente una declaración jurada informando DDEdicha concesión al Ente Regulador. El Ente Regulador realizará una ,r estimación del valor del servicio concesionado y lo considersrá como ingreso no regulado a los efectos del presente numeral.
En ele caso de que la empresa distribuidora haya permitido usuhucto a través de un intermediario, ose considerara para los efectos del calculo tarifario las sumas’ efectivamente \,, pagadas al intermediario por tales conceptos, como ingreso no regulado de la empresa distribuidora.
\ ’ I ;,
parte integral de estaResolución., :
PARTE 1
PARTE 1