Resolución 3116 de 2001.

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. 15 de 7 de febrero de 2001, se creá~el Ente Regulador de los Servicios Públicos como organismo autónomo del,Estado, con competencia para regular y controlar la prestación de los servicios públicos de abastecimiento de agua ’ potable, alcantarillado sanitario, telecomunicaciones, electricidad, radio y televisión, así como los de transmisión y distribución de gas natural; :~~ 2. Que la Ley No. 6 de 3 de febrero de 1997, modificada por el Decreto Ley No. 10 de 26 de febrero de 1998, dicta el Marco Regulahrio e Institucional para la Prestación del Servicio Público de Electricidad, que rige para las actividades de generación, tr+ns~,sih, distribución y comerc~iali~ción de energía eléctrica, destinadas a la prestación del servicio público‘de electricidad; 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. Que el numeral 23 del akculb 20 de la Ley 6 de 3 de febrero de 1997, establece la función al Ente Regulador ~concerniente a r+~cir la demanda mkxima supe& que ‘~ N” 24,458 GacetaOficial, miércoles 26 de diciembre de 2001 ‘~15 r ,defie a los grandes clientes, solamente cuando se aprueben Ias fórtnulas tarifarias o cuando se,renueven las concesiones; ,, 5. Que~el numera! 1, del Artículo 98 de la Ley ,No. 6 de 3 de febrero de 1997, preceptua que las ~empresas prestadoras del servicio público de electri&&d se ‘someterr%naI ~~, régimen de regulación de tarif& y atribuye al Ente Regulador la funci6n de definir periódicamente formulas tariiarias separadas ,para los servicios debotransmisi6n, distribución, venta a clientes regulados y operación integrada; ~, : 6. Que el numeral 2 del Artículo 98 antes citado, preceptúa que para fijar sus tarifas las empresas de tra&misión y distribucion prepararan y presentarán, a’ la aprobacibn del ‘, ‘Ente ‘Regulador,~~loscuadros tariF& para cada área de servicio y Categona de cliente, los cuaks ,d&& ceñirse a las fórmtilas, topes y titodologias est$blecidos por el Ente Regulador; :l. Que elJa@lculo~100 de la L& Noi 6 de 1997, establece la vigencia de las fórmulas tarifarias seiialando que las mismns te&& una vigencia de cuatro @los, las cuales podrán ser modificadas excepeioriahnente por causas contempladas expresamente en el artículo mencionado; 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.~ JD-2934 de 5 de septiembre de 2001, apob6 et procedimiento para la : ,~~~celebración’dedunaAudiencia Publica para la revisión, del nuevo Reginien Ta&& de ,Distribución y Comercialización ‘de electricidad, 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\. Que el Ente Regulador, para facilitar la atención de todos loscomentarios presentados a la’ Propuesta, ha considerado conveniente que el contenido de las metodologias y f@mulzis tarifar& del Régimen ~Tarifario Para el Servicio Ptibtico de Distribución y Comercialización, sc divida en cuatro (4) Partes de ~acuerdo @ los ‘diferentes temas tratados en la propuesta quesirvió de base para la Audiencia Pública, asi: , ,~, 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! Proyecto de RQimcn de Distrib@ken In Audiencia Pública, de los cuales cn esta Resolución sc, ~analizw~ los conCeptos más importantes, corrkpondientcs al contenido de la parte indicada en cl literal,~a del considerando anterior, los cuales son los sigtiicnbes: ‘?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. La deftiión de distribución ,utikada es la que ,est8 en el articulo 6 de Ia~Ley, y en la de tarife solicitan que la misma sea,un “precio niáximo y que sea negociable”, es contraria al enfoque de la Ley, en su Titulo : 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$nas Corp. ha s+ialado que~:“cuando se dice que “este régimen no se aptica~ a generadores, autogeneradores, generadores conectados directamente a distribuidoies para la entrega de su producción ya sea a sus~clienteso grandes clientes, ya que dicho uso es reglamentado :por el Régimen .Tariftiio del Servicio Público de Transmisión vigente” debe quedar~,cxpresamente señalado que todos loS ingresos permitidos a la dislribuidora por la actividad de transmisión (que es una actividàd kgulada, y como tal no estii incluida cn las, considesacioncs que sobre, actividades ,no reguladas hace la , norma) deben, ser descontados inmediatamente de ,los ingresos permitidos por ~distribuc¡Dn. un; vez que el ERSP autorice el correspondiente pliego tarifario DDE transmisión.” ANÁLISIS Es correcta la indicación de Babia Las Minas Corp., por 10’~que se señalar8 e$pecificamcnte en el ré&imcn. que cuando 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 La distribuidora deber& al motinto de remitir SUStarifas para la aprobaci6n del Ente Regulador, proporcionar las ventas previstas para el período tarifa& producto de la FTT o uso de redes de distribución en el caso dey generadores, autogeneradoreS o _ 18 Gaceta OficiaI,~miércoles 26 de diciembre de 2OOf UN”24,458 I cogeneradores, del mismo modo que proporcionará las ventas en cada categoría y por uso de la red de distribución por grandes clientes. 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.2 del anexo A de la Resolucion No JD- 2787 de 31 de mayo de 2001, por la cual se aprobó el Régimen, Tarifario de Transmisión, solo hace referencia a los generadores conectados a la red de,una distribuidora, sin incluir a los autogeneradares y cogeneradores, los cuales entonces, deben pagar los cargos por,uso de la red de la distribuidora de acuerdo con el presente régimen. 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 se podrá 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: Cuando 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. Este cargo al ,gene,radorpuede ser’ nulo en caso,de que el incremento de flujo de carga producido por el usuario’ reduzca el flujo de la red del ~distribuidor y ~&eráindependknte y adicional del que le corresponda por ser ~, usuario indirecto del sistema de transmisión. 8.3. Cuando 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. Cuando, un distribuidor ,o un gran cliente’,,est~éconectado s la red de un distribuidor, se’ estable~cerá~,un cargo por uso de redes de acuerdo a la metodología establecida’ en el Régimen’ ,-Tarifario de Distribución y Comercialización vigente. 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; Este régimen no se aplica a ningtin generador, autogencrador o cogenerador conectado directamente a un ,distrihuidor Para la entrega de su producci$n, ya que dicho uso uy metodología -para establecer IoS cargos por uso de redes es reglamentado por el Régimen Ttifario del S~ervicioPúblico,de Transmisión vigente. 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 artículo 105 de la LEy 6 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 artículo 5”del. Decieto Ejecutivo Nq. 22 de 1998 que Reglamenta la Ley 6~sedefme el sitio, ast: Sitio: A los efectos de lo previsto en la definición de Gran~,CEente,se entenderá poi “sitio”~ cl lugar Ikico en oque existe un punto de entrega y ,mcdición de eneigía elktrica en la extensibn abarcada poi los sistemas de conducci¿m interna servidos ti trav& de dicho punto. ,” ,~. 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. Y, rehchado a este misino tema la,CornisMn de PoMica Energ&¡¡ (COPE) sefíaló que al reducir el lirrrite debe ienerse en comidefaei6n la pcd@dad de sobrecontratae~n de las empresas &Muidoras tir loscontratosexist~ ‘,~ ~, : ~: ; ,)’II: 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~se establece‘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.,, dicho 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 numeral 2.6 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 dicha empresa solicitó que se le sumhriistramn los’datos rela@onados al calculo de’ dichos 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., dicho’ 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 dichas 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. Se les proporcionara cuando el Ente Regulador confeccione la Resolucibn de¡ Ingreso ~~ Máximo Permitido, que es cuando procede hacer el c&lculo, ya que en el régimen se m~,~ _. 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 . , La informsción solicitada corresponde’ a los datos de las empresas modelo que serAn ~, utilizados en el establecimiento de,‘los parámetros deylas ecuaciones de eficiencia, en el cálculo, del IMP, ~taluycomo se~señalaen el análisis del comentario anterior se tratara en la resolución del IMP. ~~, 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., también indicaron que “el cargo por rkanexión no supone ninguna ganancia para la empresa, ya que representa Gnickente~ los gastos que ocasiona a la distribuidora el tener que reconeckr a un cliente, por lo que a través de este cargo la empresa distribuidora no, estaría recuperando parte alguna de los costos reconocidos por comercialkación”. ANÁLISIS La solicitud de que los ingresos por recortexi& deban ser considerados por separado no procede, debido a que se,estarian duplicando valores ya que los costos de las tartas de reconexión, son costos que se consideran en las ecuaciones de eticiencia que resultan de las empresas modelo. ‘, 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. solicitarorl que se reconozcan las pérdidas de energía en distribución en base a un estudio técnico de pérdid,asy teniendo en cuenta la estructura de la demanda por hivel de tensión, dada,las diferencias que 1, resultan en el promedio de las empresas modelo y las pérdidas reales en Panami : 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 artículo 103 de la Ley 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 se determina& 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. _. En cuánto a la indicación de que las pérdidas de Ias empresas modelo ~‘no son representatios de empresas panameñas, dado que éstas kpotiden a culturas y realidades socioecoró’ticas distintas a la de los Estados Unidos, le indicamos que el propio régimen tarifario contempla medidas que permiten a las empiesas distribuidoras a miti& los efectos de toles diferencias. 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. Se ,están realizando ajustes a los datos que se utilizan para adecuar la realidad de las empresas modelo a la realidad panameiía en la determinacion de las ecuaciones de eficiencia, como por ejemplo el ‘nivel de salarios en ambos paises y la intensidad de consumo de los clientes. 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 artículo 103 de la Ley No 6. 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 artículo 103 de la Ley 6~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., han solicitadorque se compruebe que las perdidas de las empresas de la muestra representativa,,deycada &rea representativa responden a una funciouque tome en’ consideración la estructura del mercado por niveles de tensión, y aplicar ésta de la misma forma que se hace en el caso de ,los otros costos de distribución. 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 Al respecto indicamos que en el párrafo final del inciso segundo del ‘artículo 103 de ,la ~, Ley- 6 de 1997, señala que para definir las ~~pérdidaseficientes de energía, se,tomará en cuenta, dentro del concepto de “empresas reales similares’: las pérdidasque resultan de las emoresas modelo. 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., hansohcitado que se tome en consideración, para la asignación de pérdidas reconocidas, la situación socio-econbmica de la poblaciórt atendida, Ia, energíaventregadaa los clientes de bajos recursos conectados ilegalmente,, a los’que, ‘por razones de hecho, tales como violencia y amenazas contra; el personal de ajas distribuidoras, las mismasno pueden cobrarles ni cortarles el suministro. 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 Ley 6 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. 14.7 ~,~,JN(;W:SO MÁXIMO PERMITIDO ,POR LA ,ACTIVJDAD DI? DIS’I‘HllWWh Y LAS DE COMERCIALIZACIi)N ‘~ ” 14.7.1’ (WMENTkIOS Irnpor~adora Ricamar (Super 99) y el -participante Rubiel Cajar en~representaciónde ,la, ~4Tundaciorlde Consumidores y Usuarios recomendaron que el Ente Regulador tuviera cuidado cn la valoración’de los activos para la rentabilidad permitida, dado que en algunos casos SC está utilizando empresas subsidiarias como ~intermcdiarias para la consecucii)n de ,susservicios. “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. ~- Reafido lo establecido ert el,régimen, el Ente Regulador está evaluando los~activos en libros de la distribuidora bajo premisas conducentes no a rechazar la inclusión de los mismos en la Base de ~Capital, sino a verificar su razonabilidad desde el punto de vista técnico, económico y rcgulatorio. 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., han insistido en que la interpretaciórt de la Ley No: 6 de 1,997,es que la base de capital debe-considerar los activos en libros _ de contabilidad al inicio del periodo tarifario-y que las inversiones~futuras, o sea del 2002 al 2006, son las que sc determinan en base a eficiencia utilizando las empresas modelo. ANÁLISIS El Ente Regulador mantiene la propuesta expresada en el régimen, ya que la misma no se aparta de lo establecido en la Ley 6 de 3 de febrero d e1997. La Ley vindica en el artículo 103 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. El artkulo 97 de la Ley ,No: 6 estipula los criterios necesarios para detinir el regimen tarifario, siendo unos de estos los de eficiencia económica, el cual debe procurar que dichas fórmulas tarifarias se aproximen a lo que, serían los precios de un mercado competitivo; que adicionalmente deben tener en cuenta no solo los costos,~sino Jos aumentos de productividad esperados,~y que éstos deben distribuirse entre la empresa y los clientes; y que las fórmulas tarífgias no pueden trasladar a los clientes los costos de una gestión ineficiente, ni permitir que las empresas se beneficien de. 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 ,’ ~.~ ., Gaceta Oficial, inibrcoles 26 de diciembre de 2001~ ,2Y ,‘~~~ La determinaci0n del ,activo a inicio deleperíodo no es en base a 1% empresas modelo, ‘~~ sino que es una estimación’ a partir del valor de los libros de contabilidad del concesiotio,~ bajo el supuesto de efici&cia ,ccoiGmrca en las inversiones ‘que gel concesionario haga durante el periodo. . 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., han hecho observaciones en general, sobre la base,de,capitar, que requieren upa m@dificación en la redacción de la propuesta del menteRegulador. AN.iLI$IS ~. Que dadas las ~recomclld;lcir>tl~s<LC ha considerado una nueva,redacción dc la deftición~ de Base de Capital (simil~w j::~o Ji.;ri-ibución y comercialización) del siguiente modo: ~~~ ~.BCD:-, = Base de Capital de ~I)isuibuciún al ini& deleperiodo tarifario, de’acuerdo a lo _ estipulado en la ley 6 dc ‘1997 (Art. 103 y At-t. 97).’ Esta ~basedebe reconocer, en _ conson+mcia con la Ley, sólo los’activos efi&ntes en operación. Para tal fin el Ente Regulador evaluará los activos enelibros de la distribuidora bajo las siguientes premisas: ‘, i -‘Q~ ue 1~ os activös se encuentren en ~op&aciówal momento de aplicacióti d& presente régimen. ‘incluyendo las ~instalacionesen operación que aún no es@ asentadas en libros,~ siempre y cuando lay terminación dc la obra se encuentre debldamente~ ceriiticada por una tirma de auditores externos. UI Ente Regulador se reserva el derecho de verilícar ptisteriormente la entrada efectiva de las obras. - Que IOs activos asentados en libros .respeten el principio de eficiencia m@ii&te comparación nátiion$ 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,-, . En caso de que nq exista tun estado financiero auditado a esa fecha se utilizará gel estado fianciero~ auditado de octubre de-1998. :~ ~.~i - Que los activos que’resultan de aportes de terceros y donacjqnes (excluyendo los afiortes reemlx>lsables, :que serán considerados como activos de las, empresas distribuid&as) y donaciones, debetzin ser identificados a fm’de~que no ‘se aplique sobre ellos tasa de rentabilidad. Se permitirás recuperar depreciación si le corr&ponde a las,empres&de, distribución’ reemplazar dichos 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., han señalado que la indicación en la propuesta de que los aportes ,de terceros y donaciones no devengarán rentabilidad, no debe proceder para los activos transferidos por la Autoridadde la Región Interocezinica @RI) ni otros que hayan sido recibidos antes de ,la compra de las acciones ,de las empresas; argumentando que estos activos fueron consid,erados al momento de establecerseel precio de compra de las acciones de las empresas distribuidoras. 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. Sin embargo, la empresadistribuidora previo a la venta de acciones, registró e1 traspaso,de estos activos como parte del capital de la empresa en el balance, general al 30 de abril de 1998 (emitido en julio de 1998), razón por la cual se, reconocerá como parte de la base de capital. 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 numeral 2.17 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. Por, lo tanto, los activos a partir de 1999 en adelante que fuesen ,construidos con aportes deyterceros (Ilámcse también donación), tendrán el siguiente tratamiento regulatorio: 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$&~ri-gimen I¡O esta ni & la letra ni cl espíritu de la Ley 6, y &enttiía contra la’ seiuridad~juridica del Marco Regulatorio e~l~titucional para Ia,Prestación del Servicios I’úblico de:‘Ejectricidnd al @ner~ar incertidumbre en la recupeiación de las inversiones’ del~conc&ion&iti privado.” ANÁLiSIS ,~ Al respecto indicamos que. justa+ente porque la~regulación es de carácter indirecto, se deben rcvisar~IUs~invcrsio]~csactivadas. de modo de sólo reconocer laS eficientes. l:l ar~icul» 103 dc la Ilcy 6 indica que sC hace una estimación de los~activos,‘a partir’de los dolor& ~11 libros del conccsi&ario,~ y ad~iciotlalme$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., han solicitado que los costo’s de administración que arrojen las ecuaciones de, eficiencia deben agregsirseles los costos de los impuestos, tasas, contribuciones, tributos, comisiones, etc.. 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., ademas indicó que par3 garantizar la eficiencia económica y que los aumentos de productiv~idad se distribuyan entre la empresa y los clientes, el IMP debería considerar un periodo de transición dentro del periodo (-x) que p-ermita el ajuste desde los niveles actuales hasta los de eficiencia determinados mediante los estudios técnico. 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., han indicado que en la ecuacicin no corresponde restar RD, , puesto que el ID, toma cn~considtiración’ el incremento neto del BCD, ecuación de eficiencia (1) por lo ‘que incluye las’ inversiones ‘upara cubrir nuevas demandas, las irrvcrsiones ,de rcposici¿m de activos obsoletos. El valor residual de esos bienes es’ deducido del ID,. Por lo anterior, la fhmula se debe exprestu de Ia siguiente manera: BCD,= BCD,., + ID, ,, Con t = 1,2,3,4 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. :’ De este modo, al calcular las inversiones anuales futuras, que resultan de Ia diferencia de dos valores de ‘activos brutos temporalmente consecutivos estimados a, p+-tir de las ecuaciones de eficiencia para las áreas rcpreseutativas de Panamá, corresponden a inversiones totales, es decir; incluyen las pqtenciales inversiones por reposi&n. Sc acepta el cs@xna que plantea la Empresa de D$.tribución Eléctrica Metro Oeste,’ S.A., y la Empresa di Distribución Eléctri& Chiriquí, S.A.,~,ya que presenta como ~, ventaja la s&plilicacibn del cálculo debido, a que ,no se requiere evaluar ni solicitar a las cmpresas distribuidoras los retiros esperados y se utiliza solamente’ la información de las empresas modelo. ~’ ,~~ 14.7.14 COMENTARIO Elcktra Noreste, S.A.. Empresa de Distribucibn Eléctrica’ Metro .Oeste, S.A., y la Empcesa de l$stribución Eléctrica Chiriquí, S.A., han indiiado que cn la definición de, ’ ‘la depreciación para los activos de conierciali~~ión debiera decir: DEP%’ es la tasa lineal de depreciación de la vida útil de los activos eficientes de comercialización, calculada en base’-al promedio ponderadosde dcprcciacifin de los activos a partir delti vida útil de cada uno de IOSmisnlos. 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 3.1Lque dice que el cálculo de MWbDr toma en cuenta la autogeneración, sin embargo la redacción parece sugerir que no toma en cuenta que pueda existir generación propla fuera de la re;l y oquesu generación seria medida en los nodos de,compras. ‘, Sefíaló sobre el mismo tema que cuando 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. Para, el cálculo del CMM,, si se utiliza el costo monómico en vez ¿iel componente energia se estaría cobrando al usuario final dos veces la potencia, pues en el segmento de generación el componente de costo’por demanda refleja el costo deyadquisición ~promedio de la potentiia. Adicionalmente, dado que el CND valora las pérdidas a costo marginal del sistema, el distribuidor estaría basando a tarifa un cargo de potencia que no k ha pagado a ‘tigim generador, por lo que tendría una ganancia~sin justificación alguna. 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. - Con respecto a que no se está,considerandti el beneficio de la generación propia en la reducción de pkrdiqas, al no poder garan~lzar que las’empres~ modelo tienen el misp~o porcentaje de generación~propia, no es ,correcto. El uso de un número plural de empresas modelo evita prec$amente la afectación por particularidades de N” 24,458 Gaceta Oficial, miércoles 26 de diciembre de 2001 ,35 empresas en fonna,individual y por otro lado el porcentaje de pérdidas resultante de las empresa modelo es ‘en exceso menor a Ie pérdidas reares de @s empresas en ~Prlnamái ,~~, - Con respecto a la utilización del precio monómico para el reconocimiento de las pérdidas de, energía en distribución no está afectando al usuario dos veces :cotio lo mdica, ya que len el monto de lzi energía que se pasa a tarifa se segrega del monto cotiespondiente a generación Ia porción correspondiente a pérdidas de energía. Y ,en la correspondiente a pérdidas sólo se ‘ieconoce la pérdida estándar o efic’iente‘que iesulta de las empresas modelo. - El costo monómico 10 que reflejJ es el costo total promedio pond&ado’~ & Ia adquisición de energía, btido en los precios de potencia y energía reales pagados al mercado mayorista, que res&& de contratos surgidos por ‘la libre cqncurreGa,‘por lo que en &gún momento puede reflejar costos “no pagados”. 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., han indicado que ade& del plan de Inversiones’ presentado aI, ERSP ,en base a la Resolución, JD-2458, deben incluirse nuevas obras en alumbrad6 pirblico que sean para atender el crecimieniõ de la demanda. 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 Se acepta y se hará la indicación~en el régimen, de que se incOrporarán nueias obras que sean para atendei el crecimiento de la demanda y que no~hayan sido consideradas en el plan presentado por la,Resqlución JD-2,458. 14.10 ACTIVIDADES NO REGULACAS 14.10.1 COMENTARIO Bahía Las Minas C,orporation, solicitó ‘que se Considere también ,a lo actividad de generación propia de las distribuidoras como una actividad no regulada; y que~sólo sea aplicable a ‘plantas que sean 100%’ propiedad ‘del distribuidor y que se encuentren incluidas en el contrato de concesibn. 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 artículo 94 de la Ley 6 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 ley 6, ‘~ 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 dichos 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 numeral 25 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