Resolución Nº 2504 de 18 de marzo de 2009, 'POR LA CUAL SE MODIFICAN LOS ARTÍCULOS 16, 17, 18, 73, 75, 86, 99, 100, 167, 177, 178, 180, 181, 182, 195, 201, 204, 206, 207, 208 Y 209, ASÍ COMO EL NOMBRE DEL TÍTULO X DEL REGLAMENTO DE TRANSMISIÓN APROBADO MEDIANTE LA RESOLUCIÓN JD-5216 DE 14 DE ABRIL DE 2005 Y SE APRUEBA EL LISTADO DE EQUIPAMIENTO DE CONEXIÓN Y EQUIPAMIENTO DEL SISTEMA PRINCIPAL DE TRANSMISIÓN PARA EL PERIODO DEL 1° DE JULIO DE 2009 AL 30 DE JUNIO DE 2013.'
REPÚBLICA DE PANAMÁ
AUTORIDAD NACIONAL DE LOS SERVICIOS PÚBLICOS
Resolución AN- No. 2504-Elec Panamá, 18 de marzo de 2009
“Por la cual se modifican los artículos 16, 17, 18, 73, 75, 86, 99, 100, 167, 177,
178, 180, 181, 182, 195, 201, 204, 206, 207, 208 y 209, así como el nombre del
Título X del Reglamento de Transmisión aprobado mediante la Resolución JD-
5216 de 14 de abril de 2005 y se aprueba el Listado de Equipamiento de
Conexión y Equipamiento del Sistema Principal de Transmisión para el periodo
del 1° de julio de 2009 al 30 de junio de 2013.”
El Administrador General
en uso de sus facultades legales,
CONSIDERANDO:
1. Que mediante el Decreto Ley 10 de 22 de febrero de 2006, se reestructuró el
Ente Regulador de los Servicios Públicos, bajo el nombre de Autoridad Nacional
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 6 de 3 de febrero de 1997, por la cual se dicta el Marco Regulatorio
e Institucional para la Prestación del Servicio Público de Electricidad, establece el
régimen al cual se sujetarán las actividades de generación, transmisión,
distribución y comercialización de energía eléctrica, destinadas a la prestación del
servicio público de electricidad;
3. Que mediante la Resolución JD-5216 de 14 de abril de 2005, esta Autoridad
Reguladora aprobó el Reglamento de Transmisión, el cual contiene las normas
relacionadas con la calidad del servicio, los derechos y obligaciones de las
empresas que prestan el servicio público de transmisión de electricidad y de los
usuarios de la red de transmisión, régimen tarifario, así como normas relacionadas
a la organización de las expansiones, planificación del sistema, conexión y uso,
entre otras;
4. Que de acuerdo al artículo 9 del Reglamento de Transmisión, el mismo debe
adaptarse a los cambios que surjan en el servicio de Transmisión, a los
requerimientos del Mercado Eléctrico Regional, a las modificaciones en la calidad
de servicio requerida, a nuevas alternativas para facilitar la expansión del sistema
o para obtener mayor eficiencia en su ejecución y, a los cambios tecnológicos que
se produzcan;
5. Que conforme al procedimiento establecido en el Reglamento de Transmisión,
mediante la Resolución AN No.2109-Elec de 3 de octubre de 2008 entre ellos lo
relacionado al Régimen Tarifario, esta Autoridad Reguladora aprobó la
celebración de una Audiencia Pública y el procedimiento a seguir, para recibir
comentarios a la propuesta de modificación del Reglamento de Transmisión,
cuyos principales objetivos son:
5.1 Armonizar la normativa relacionada con la prioridad de uso y aspectos
de calidad de las redes nacionales que operan en el ámbito regional,
respecto al Reglamento del Mercado Eléctrico Regional;
5.2 Subsanar las asimetrías en la aplicación de los criterios de seguridad y
calidad en algunos equipos, así como en la responsabilidad de
planificación de algunos equipamientos;
5.3 Definir las instalaciones de conexión;
5.4 Establecer criterios de detalle para evitar la asignación de costos de
negocios no regulados a negocios regulados;
5.5 Incluir criterios de análisis para la remuneración de los activos
eléctricos y no eléctricos;
5.6 Determinar los derechos y responsabilidades en la operación y en los
ingresos asociados a las nuevas obras realizadas con fondos públicos;
5.7 Aclarar el proceso de traspaso de un equipamiento de propiedad de un
usuario del Sistema de Transmisión al Sistema Principal de Transmisión,
como consecuencia de su función en red de transmisión;
5.8 Revisión de los criterios y fórmulas para el cálculo del Ingreso
Máximo Permitido (IMP) y para determinar las tarifas de transmisión;
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5.9 Aclarar la redacción y las fórmulas para determinar el Ingreso Máximo
Permitido, en los casos de generación distribuida;
6. Que dentro del periodo para presentar comentarios escritos, se recibieron los
comentarios del Centro Nacional de Despacho (CND), Elektra Noreste, S.A.
(Elektra), AES Panamá, S.A. (AES Panamá) y la Empresa de Transmisión
Eléctrica, S.A. (ETESA);
7. Que el día 24 de octubre de 2008, fue celebrada la Audiencia Pública, a la cual
se refiere la presente resolución, participando como expositor el ingeniero Oscar
Rendoll, en representación de la Empresa de Transmisión Eléctrica, S.A.;
8. Que esta Autoridad analizó los comentarios recibidos como parte del proceso
de la Audiencia Pública celebrada el 24 de octubre de 2008, y sobre los mismos
señala lo siguiente:
8.1 Comentarios a la propuesta de modificación del artículo 16:
ETESA
Solicita que se aclare la condicional “que limiten el uso del Sistema de
Transmisión”, debido a que consideran que es contradictorio, pues los
contratos firmes regionales deben estar asociados a los derechos de
transmisión, que a su vez, son representados por un documento que asigna a
su titular un derecho de uso sobre la Red de Transmisión Regional por un
determinado período de validez.
Manifiesta que, el Reglamento de Transmisión Regional (RMER) establece
que el Ente Operador Regional (EOR) hará las subastas de los Derechos de
Transmisión (DT) de la Red de Transmisión Regional (RTR), de la cual
nuestro sistema de transmisión forma parte. Para las subastas el EOR
determinará, por medio de la Prueba de Factibilidad Simultanea (PFS), la
cantidad de DT que podrán ser adjudicados. Esto debe considerar el uso que
se le da al sistema de transmisión nacional y la capacidad excedente a
comprometer en los DT.
Considera que estos aspectos de prioridad de uso del Sistema de Transmisión
y su relación con la asignación de los Derechos de Transmisión, deben ser
parte importante de la armonización regulatoria de nuestra regulación con la
del MER, por lo que propone que se mantenga la redacción del artículo 16
que señala:
“Cuando se apruebe el Reglamento de Transmisión Regional se
deberán de aprobar las modificaciones necesarias para la
armonización entre ambos reglamentos de transmisión de
requerirse.”
CND
En esta redacción la ASEP propone limitar el uso del Sistema Principal de
Transmisión (SPT) a los usuarios nacionales con prioridad sobre los
Contratos Firmes Regionales que se pudieran pactar. A este respecto, y en
aras de la transparencia, debería igualmente incluir la ASEP las premisas o
procedimientos que se deberán tomar en cuenta para la asignación de esa
prioridad.
RESPUESTA DE LA ASEP:
En respuesta a ETESA y CND, esta Autoridad indica que sobre el acceso a la
Red de Transmisión Regional (RTR), la prioridad de uso de las redes
nacionales por parte de los usuarios del Sistema de Transmisión deberá
basarse en lo establecido en el Reglamento de Transmisión Regional
(RMER) y en la regulación nacional. En este sentido, la modificación
propuesta al Reglamento de Transmisión es consecuente con lo establecido
en la regulación regional, ya que el RMER en los numerales 4.3 “Acceso a la
RTR de Agentes que inyectan energía” y 4.3 “Acceso a la RTR de Agentes
que retiran energía” del Libro III “De la transmisión”, al igual que en el
numeral A3.4.2 del Anexo 3 “Predespacho y Posdepacho Regional”
establecen la prioridad de uso de las redes nacionales por la demanda y
generación nacional. Específicamente el numeral A3.4.2 indica que la
demanda y generación nacional debe modelarse como fija en el predespacho
regional.
Por otro lado, la propuesta de modificación del artículo 16 del Reglamento
de Transmisión no afecta el otorgamiento de los Derechos de Transmisión,
ya que dichos derechos deben otorgarse de acuerdo al resultado de la Prueba
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de Factibibilidad Simultánea, proceso mediante el cual se limita la cantidad
de Derechos de Transmisión a ser adjudicados a no más que la máxima
cantidad de electricidad equivalente que es físicamente despachable, de
acuerdo a lo establecido en el numeral 8.1.5 del Libro III “De la
transmisión”.
Esta propuesta de modificación complementa la regulación nacional a lo que
se establece en la regulación regional, sin embargo, para reforzar el artículo
16, se agregará al mismo que “Este Artículo se aplicará conforme a lo
establecido en el RMER”.
8.2 Comentarios a la propuesta de modificación del artículo 17:
ETESA:
Señala la empresa que, con relación a los ingresos que se le asignan, el
RMER establece en su numeral 3.2.1 que cada Agente Transmisor tiene el
derecho a:
“Percibir el Ingreso Autorizado Regional (IAR) de sus instalaciones,
establecido de acuerdo a este Reglamento y, cuando corresponda, el
ingreso autorizado nacional establecido por las regulaciones
nacionales”.
Explica que si el ingreso como empresa regulada no debe aumentar debido al
IAR, lo que representa mantener el IMP aprobado, se deben establecer los
mecanismos para que en las revisiones tarifarias anuales se hagan los ajustes
correspondientes en los cargos de transmisión.
ETESA añade que con relación a las penalidades, el RMER establece los
Descuentos por Indisponibilidad (DPI) relacionados al Régimen de Calidad
de Servicio que a su criterio representan las penalidades asignadas al agente
transmisor. De ser esta la penalidad a la que se refiere este artículo, no es
necesario indicar “que las penalidades serán asumidas por ETESA”, dado
que el numeral 6.4.7.1 del Régimen de Calidad de Servicio del RMER indica
que el EOR será responsable de descontar directamente de su IAR los
Descuentos por Indisponibilidad.
Por otro lado, señala que el RMER establece en su numeral 6.3.2 relacionado
a las compensaciones por indisponibilidad lo siguiente:
“Las regulaciones nacionales deberán ser adecuadas, de tal forma que
eviten que un Agente Transmisor pague otras compensaciones por la
indisponibilidad y reciba otro ingreso equivalente al Valor Esperado de
Indisponibilidad (VEI) de una instalación que lo previsto en ese
capítulo”.
Considera que por esta razón, ETESA no puede ser penalizada doblemente,
es decir, por la aplicación de la regulación regional y la aplicación de la
regulación nacional. La empresa propone mantener la redacción del artículo
17 que señala: “La remuneración y compensaciones que se establezcan en el
Mercado Eléctrico Regional para las instalaciones de la Red de Transmisión
no afectarán los ingresos de ETESA o a los propietarios de instalaciones
pertenecientes a la Red de Transmisión.”
CND:
Indica que en esta propuesta la ASEP busca asegurar que el Ingreso Máximo
Permitido (IMP) de ETESA no varíe en función de las asignaciones de
créditos que el Mercado Eléctrico Regional (MER) pueda asignarle. En este
sentido, el CND señala que no se indica el procedimiento de acreditar a la
demanda nacional, los créditos que se le asigne a ETESA en el MER.
Debería considerarse por simetría que tampoco las asignaciones de
penalidades afectaran el IMP de ETESA. Por ejemplo, la disponibilidad de
un equipamiento de transmisión se evalúa tanto en el Mercado Local como
en el MER, pudiendo una violación a este indicador afectar negativamente a
ETESA, ya que ambos mercados lo están penalizando.
La ASEP debe aclarar el término de penalidad, ya que por ejemplo existen
transacciones que resultan en un débito al mercado nacional que se asigna al
Operador de Sistema y Operador de Mercado (OS/OM) nacional que en este
caso sería ETESA a través del CND. No obstante esta transacción no es de
por sí una penalidad del MER, sino una transacción comercial. Ejemplo de
lo anterior son las desviaciones graves contenidas en el numeral 4.4.7 del
Anexo II del Libro II del RMER.
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