Sentencia Contencioso de Corte Suprema de Justicia (Panama), 3ª de lo Contencioso Administrativo y Laboral, 22 de Octubre de 2008

PonenteNelly Cedeño de Paredes
Fecha de Resolución22 de Octubre de 2008
EmisorTercera de lo Contencioso Administrativo y Laboral

VISTOS:

El licenciado G.A.F.H., actuando en representación de PEDRO ACOSTA INSTURAÍN,ha interpuesto ante la Sala Tercera de la Corte Suprema de Justicia, demanda contencioso administrativa de nulidad para que se declare nula, por ilegal, la omisión incurrida por el Ente Regulador de los Servicios Públicos, "...al no emitir la autorización administrativa, que le permitiere publicar a las Empresas de Distribución Eléctrica, las nuevas tarifas presumiblemente aplicables al semestre enero-junio 2006...".

Admitida la demanda, mediante resolución calendada el 3 de julio de 2007 (f.50), se corrió en traslado a la Procuraduría de la Administración y a la entidad demandada, para que rindiera el informe explicativo de conducta ordenado por el artículo 33 de la Ley 33 de 1946.

I. EL ACTO ADMINISTRATIVO IMPUGNADO

El acto administrativo impugnado lo constituye la omisión administrativa en que incurrió el Ente Regulador de los Servicios Públicos, al no emitir la autorización administrativa respectiva que le permitiere publicar a las empresas de distribución eléctrica, la nueva actualización tarifaria aplicable al semestre de enero-junio de 2006, en tiempo oportuno, de conformidad con el anuncio efectuado por el Ente Regulador de los Servicios Públicos a la fecha de 29 de diciembre de 2005, relativo a la existencia de nuevas tarifas eléctricas.

II. LOS ARGUMENTOS DE LA PARTE ACTORA

Quienes demandan, solicitan a esta Sala que el recurso contencioso administrativo que se instaura, se formula con el fin de que se proceda a declarar nulo, por ilegal, el acto administrativo estipulado en la omisión administrativa en que incurrió el Ente Regulador de los Servicios Públicos, al no emitir la autorización administrativa respectiva, que le permitiera publicar a las empresas de distribución eléctrica, la nueva actualización tarifaria presumiblemente aplicable al semestre de enero-junio 2006, en tiempo oportuno, antes del anuncio efectuado por el Ente Regulador, a través de la audiencia pública celebrada en su sede a fecha de 29 de diciembre de 2005, relativo a la existencia de nuevas tarifas eléctricas aplicables al respecto por dichas empresas de distribución en torno de los usuarios del sistema eléctrico nacional.

  1. HECHOS Y CONSIDERACIONES EN QUE SE FUNDAMENTA LA DEMANDA

La parte actora, presenta sus argumentos en los siguientes hechos a ser observados:

PRIMERO: Que el ENTE REGULADOR de los SERVICIOS PÚBLICOS procedió a comunicar a través de senda AUDIENCIA PÚBLICA celebrada en su sede administrativa a fecha de 29 de Diciembre de 2005 (hecho público y notorio, publicitado en todos los medios de comunicación social al respecto) la (presunta) nueva tarifa eléctrica aplicable a la plenitud de USUARIOS del SISTEMA ELÉCTRICO NACIONAL, para el SEMESTRE ENERO-JUNIO del 2,006.

SEGUNDO: Que la nueva actualización tarifaria claramente comunicada por el ENTE REGULADOR, fija como fecha de implementación, desde el PRIMERO (1°) DE ENERO DE 2,006, hasta el 31 DE JUNIO de éste mismo año.

TERCERO: Que de conformidad a lo establecido en el Artículo 99 de la Ley 6 de 3 de febrero de 1997, así como en lo dispuesto en la metodología de actualización del Régimen Tarifario de Distribución y Comercialización de Electricidad vigente en el país, las Empresas de Distribución Eléctrica a fin de lograr la actualización cierta de las TARIFAS eléctricas por ellas a aplicar, deben proveer en primer término, la revisión de éstas por el ENTE REGULADOR de los SERVICIOS PÚBLICOS; luego de lo cual, dicha ENTIDAD deberá emitir la respectiva AUTORIZACIÓN que les permita a aquellas Empresas, pasar a PUBLICAR en dos (2) o más PERIODICOS de circulación nacional, las NUEVAS TARIFAS que podrán ciertamente aplicar en un término de SESENTA (60) DÍAS, mismos que en razón de lo estipulado en el ARTÍCULO 67 de la LEY 38 de 2000 (Que regula el Procedimiento Administrativo General) deben entenderse como DÍAS HÁBILES y no calendarios.

CUARTO: Que dicha AUTORIZACIÓN de PUBLICACIÓN llamada a emitir -en cualquier caso-, por el ENTE REGULADOR de los SERVICIOS PÚBLICOS -previa revisión de los márgenes sugeridos o propuestos por aquellas Empresas de Distribución-, es la línea de partida que le permite a dichas Compañías de DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA, hacer las publicidad suficiente, en pos de que en el término de SESENTA DÍAS (HÁBILES tal cual lo reseña el ARTÍCULO 67 de la LEY 38 DE 2,000), posterior a la PUBLICACIÓN pudieran pasar a aplicar la ACTUALIZACIÓN TARIFARIA, que al caso se hubiere comunicado.

QUINTO: Que la situación antes señalada fue debidamente aplicada en su momento, por el ENTE REGULADOR de los SERVICIOS PÚBLICOS, cuando en el pasado inmediato emitió la Resolución N° JD-4763 de 24 de Junio de 2,004, bajo el mandato de que a través de ella, se autorizaba a las Empresas de Distribución Eléctrica a publicar la propuesta de Actualización de sus Tarifas, correspondiente a los períodos del 1° de julio de 2004 al 31 de diciembre de 2004.

SEXTO: Que en el presente inmediato el ENTE REGULADOR de los SERVICIOS PÚBLICOS, procedió a comunicar a fecha de 29 DE DICIEMBRE DE 2,005,determinada ACTUALIZACIÓN TARIFARIA, bajo el discurso que la misma era aplicable por parte de las Empresas de Distribución Eléctrica a partir del PRIMERO (1°) DE ENERO DE 2,006, sin que para los efectos legales pertinentes y consuetudinarios, hubiera tal cual efectúo en el pasado: dictado algún tipo de RESOLUCIÓN o ACTO ADMINISTRATIVO por medio del cual, las EMPRESAS de DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA hubieran tenido la AUTORIZACIÓN expresa de dicha ENTIDAD PÚBLICA para PUBLICAR (tal cual no han hecho hasta el presente, dentro del cálculo de DÍAS HÁBILES que estipula el ARTÍCULO 67 de la LEY 38 de 2,000), en pos de la aplicación en el tiempo, alguna clase de futura ACTUALIZACIÓN TARIFARIA.

SÉPTIMO: Que al no haber promovido el ENTE REGULADOR de los SERVICIOS PÚBLICOS las acciones funcionales necesarias, en la búsqueda de la emisión de la ORDENANZA ADMINISTRATIVA necesaria que expusiera -en tiempo y forma oportuna-, la fijación de alguna clase de ACTUALIZACIÓN TARIFARIA para el SEMESTRE ENERO-JUNIO 2,006, esta ENTIDAD debe presumirse que incurrió en OMISIÓN de su deber público. OMISIÓN ADMINISTRATIVA que se transforma en un ACTO ADMINISTRATIVO más, que a saber puede ser revisado por la SALA TERCERA de la CORTE SUPREMA de JUSTICIA, de conformidad con lo que nos indica el ARTÍCULO 206 (NUMERAL 2) de la CONSTITUCIÓN NACIONAL, al igual que la excerta número 97 del CÓDIGO JUDICIAL patrio, cuando nos comentan respectivamente que:

...

...

OCTAVO: Que tal cual se percibe como público y notorio, el ENTE REGULADOR de los SERVICIOS PÚBLICOS, no ha procedido a emitir ninguna clase de ORDENANZA ADMINISTRATIVA desde el 24 de Junio de 2,004, hasta el presente, a través de la cual hubiera AUTORIZADO la PUBLICACIÓN de cualquier clase de ACTUALIZACIÓN TARIFARIA para el SEMESTRE ENERO-JUNIO 2,006. Dicha OMISIÓN ADMINISTRATIVA se confirma, al revisar el propio sitio o página web (Ver: http/://www.enteregulador.gob.pa/electric/resoluciones.asp), de aquella INSTITUCIÓN y observar a lo interno del LISTADO de RESOLUCIONES de JUNTA DIRECTIVA emitidas más allá de los últimos SEIS (6) MESES por el ENTE REGULADOR: que en el mismo no consta ninguna clase de AUTORIZACIÓN, tendiente a facultar a las EMPRESAS DE DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA a fin de que procedieran aPUBLICAR -a su costo (SITUACIÓN QUE NO EFECTUARON, dentro del cálculo de DÍAS HÁBILES que reseña el ARTÍCULO 67 de la LEY 38 de 2,000)-, la APLICACIÓN futura de una ACTUALIZACIÓN TARIFARIA durante el SEMESTRE ENERO-JUNIO 2,006.

NOVENO: Que el conjunto de EMPRESAS DE DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA existentes en el país, han empezado, bajo el discurso por el ENTE REGULADOR a fecha de 29 de Diciembre de 2,005, la aplicación inmediata -en desmedro del principio de debido proceso administrativo que se debió seguir-, de la ACTUALIZACIÓN TARIFARIA proclamada por el ENTE REGULADOR. Actualización tarifaria que de manera inmediata tal cual se ha publicado, implica un AUMENTO de más de DOCE PORCIENTO (12.0%) de la TARIFA ELÉCTRICA que rigió a la MAYORÍA de USUARIOS del SISTEMA ELÉCTRICO nacional, durante el año que acaba de transcurrir (pasado inmediato).

DÉCIMO: Que de conformidad con lo estipulado en el ARTÍCULO 67 de la LEY 38 DE 2,000 (Promulgada en la Gaceta Oficial N° 24,109 de 2 de agosto de 2,000), las Empresas de Distribución Eléctrica, frente a cualquier discusión que se quisiera instituir con respecto a la aprobación o no, que han debido obtener por parte del ENTE REGULADOR DE LOS SERVICIOS PÚBLICOS, con respecto a la AUTORIZACIÓN previa para MODIFICAR las TARIFAS ELÉCTRICAS aplicables, tal cual estipula el ARTÍCULO 99 de la LEY 6 de 1997: han debido publicar dentro del TÉRMINO de DÍAS HÁBILES la propuesta tarifaria por ellas sugerida. Texto comentado del ARTÍCULO 67 de la LEY 38 de 2,000, que seguidamente copiamos:

...

Que se muestra de obligatorio cumplimiento en la aplicación del trámite o procedimiento que surge de la implementación de los términos o plazos descritos por el ARTÍCULO 99 de la LEY 6 DE 1997, tal cual lo ordena similarmente el ARTÍCULO 37 de la LEY 38 DE 2,000, y que seguidamente reproducimos:

...

IV. NORMAS LEGALES INFRINGIDAS Y EL CONCEPTO DE LA VIOLACIÓN

Quien recurre considera la infracción de las siguiente normas legales:

Ley N° 6 de 3 de febrero de 1997.

Artículo 99. Actualización de las tarifas. Durante el período de vigencia de cada fórmula tarifaria, las empresas de distribución y las de transmisión podrán actualizar las tarifas base, aprobadas por el Ente Regulador para el período respectivo, aplicando las variaciones en el índice de precio de la energía comprada en bloque y en el índice del salario mínimo que las fórmulas contienen. Cada vez que estas empresas actualicen las tarifas, deberán comunicar los nuevos valores al Ente Regulador y publicarlas con sesenta días o más de anticipación a su aplicación, por lo menos, dos veces en dos diarios de circulación nacional.

El licenciado F. sostiene, fundamentalmente y frente a esta disposición legal, que la misma fue transgredida por el Ente Regulador de los Servicios Públicos, hoy Autoridad Nacional de los Servicios Públicos, en concepto de violación directa por omisión, ya que se violan los intereses legales de los usuarios del sistema eléctrico nacional, mismos que serán indiscutiblemente afectados por una Actualización Tarifaria que a sabiendas no cumplió con el debido procedimiento administrativo al que estaba llamado a seguir, y que en el pasado sí aplicó la entidad requerida.

Ley N° 38 de 31 de julio de 2000.

Artículo 46, P.F.. ...

Los decretos, resoluciones y demás actos administrativos reglamentarios o aquellos que contengan normas de efecto general, sólo serán aplicables desde su promulgación en la Gaceta Oficial, salvo que el instrumento respectivo establezca su vigencia para una fecha posterior.

Estima el recurrente, que el párrafo segundo de norma en referencia, fue conculcado en concepto de quebrantamiento de las formalidades legales, pues el demandante sostiene que:

"...es notoria y sabida la condición de que, la Ordenanza respectiva debiere motivar la ACTUALIZACIÓN TARIFARIA y/o la AUTORIZACIÓN para la respectiva ACTUALIZACIÓN TARIFARIA, que presumió de aplicación inmediata el Ente Regulador de los Servicios Públicos, en su Audiencia Pública de 29 de diciembre de 2005, no ha sido promulgada en ninguna de las Gacetas Oficiales publicadas hasta el momento. O. lo obligatorio que resultaba ser la aplicación de dicha medida a decir del Párrafo Final del artículo 46 de la Ley N° 38 de 2000, al tratarse el contenido de este tipo o clase de enunciados a dictar, relativos a la Autorización para la Publicación de las Nuevas Tarifas Eléctricas (Actualizadas), de Actos Administrativos de claro interés o efectos generales, afectarias per se, de derechos colectivos o intereses difusos. Ocurriendo que su no publicación en Gaceta Oficial constituye una evidente transgresión de los derechos o garantías administrativas existentes en pos de los usuarios del sistema eléctrico nacional.

  1. No habiendo el Ente Regulador pasado a promulgar algún tipo de Acto Administrativo en tal sentido, mal puede asimilarse que tenga eficacia jurídica para algún efecto, la declaratoria de Actualización Tarifaria que se anota el Ente Regulador en su Audiencia Pública de 29 de diciembre pasado."

    V. INFORME DE CONDUCTA

    Mediante Nota DSAN N° 2440 de 19 de junio de 2007 (fs.52 a 57), el Administrador General de la Autoridad Nacional de los Servicios Públicos (A.S.E.P.), antes Ente Regulador de los Servicios Públicos, rinde informe explicativo de conducta indicando medularmente, que el mandato de ley contemplado en el artículo 99 de la Ley N° 6 de 1996, es el fundamento legal aplicable al caso que ocupa nuestra atención. Manifiesta, además, que el referido artículo no indica que se requiere de una autorización por parte de la Entidad Reguladora, dirigida a las empresas, para que publiquen los valores de la actualización. Que esta disposición, por el contrario, les confiere a las empresas distribuidoras y transmisoras, de manera expresa, el derecho a las actualizaciones, ajustándose a los criterios, metodologías y fórmulas del Régimen Tarifario de Distribución y Comercialización, vigente del 1 de julio de 2002 al 30 de junio de 2006.

    VI. CRITERIO DE LA PROCURADURÍA DE LA ADMINISTRACIÓN

    Mediante la Vista Número 759 de 8 de octubre de 2007 (fs.58 a 62), la Procuraduría de la Administración, solicitó a los Magistrados que integran el Tribunal de lo Contencioso Administrativo de la Corte Suprema de Justicia, declaren que no es ilegal la omisión administrativa incurrida por la ahora Autoridad Nacional de los Servicios Públicos (A.S.E.P.), denegándose en consecuencia, las declaraciones pedidas.

    Lo anterior obedece a que la norma legal a ser observada en la presente controversia, la constituye el artículo 99 de la Ley 6 de 1997, referente a la actualización de tarifas, señalando que las empresas de distribución y las de transmisión, podrán actualizar las tarifas bases, aprobadas por el antes Ente Regulador de los Servicios Públicos para el período respectivo, utilizando para ello el índice de precios de energía comprada en bloque y las fórmulas de ajuste establecidas por el Ente Regulador (hoy Autoridad Nacional de los Servicios Públicos -A.S.E.P.-), las cuales tomarán en cuenta el índice de precio al consumidor emitido por la Contraloría General de la República.

    VII. DECISIÓN DEL TRIBUNAL

    Cumplidos los trámites correspondientes, la Sala procede a resolver la presente controversia, previa las siguientes consideraciones.

    Observa esta M. que la omisión en que incurrió el otrora Ente Regulador de los Servicios Públicos, hoy Autoridad Nacional de los Servicios Públicos -A.S.E.P.-, frente a la petición promovida por el licenciado G.F., recibida en la entidad requerida el día 13 de diciembre de 2005 (fs.1 y 2 del cuadernillo de marras), carece de sustento jurídico. A esta conclusión arriba esta Superioridad, al advertir que la entidad demandada cumplió a cabalidad con la normativa vigente, que en materia de Actualización Tarifaria existía.

    Ante las circunstancias plasmadas, esta Superioridad advierte que las próximas disposiciones entran a regular la materia objetada, en las siguientes formas:

    Ley N° 6 de 3 de febrero de 1997, modificada por el Decreto Ley N° 10 de 26 de febrero de 1998, "Por la Cual se Dicta el Marco Regulatorio e Institucional para la prestación del Servicio Público de Electricidad".

    Artículo 20, numerales 4 y 6.Funciones. El Ente Regulador tendrá las siguientes funciones en relación al sector de energía eléctrica:

    1. ...

    4. Establecer los criterios, metodologías y fórmulas para la fijación de las tarifas de losservicios públicos de electricidad, en los casos en que no haya libre competencia.

    5. ...

    6. Supervisar y verificar la aplicación del régimen tarifario y de los valores tarifariosfijados, y revisarlos de acuerdo con los mecanismos que se prevean.

    7. ...

    "Artículo 99. Actualización de las tarifas. Durante el período de vigencia de cada fórmula tarifaria, las empresas de distribución y las de transmisión podrán actualizar las tarifas base, aprobadas por el Ente Regulador para el período respectivo, aplicando las variaciones en el índice de precio de la energía comprada en bloque y en el índice del salario mínimo que las fórmulas contienen. Cada vez que estas empresas actualicen las tarifas, deberán comunicar los nuevos valores al Ente Regulador y publicarlas con sesenta días o más de anticipación a su aplicación, por lo menos, dos veces en dos diarios de circulación nacional."

    Resolución N° J.D.-3290 de abril de 2002, "Mediante la cual se Aprueba la Parte IV del Régimen Tarifario de Distribución y Comercialización de Electricidad, tal como quedó modificado por las Resoluciones N° J.D.-3403 y J.D.-3405, ambas de 8 de julio de 2002, "Mediante las cuales se establece el Procedimiento de la Actualización Tarifaria de Electricidad y las Fórmulas de Ajuste".

    "Resolución N° J.D.-3290

    Panamá, 22 de abril de 2002

    Por la cual se aprueba la Parte IV del Régimen Tarifario para el Servicio Público de Distribución y Comercialización, correspondiente al período del 1 de julio de 2002 al 30 de junio del 2006.

    LA JUNTA DIRECTIVA

    Del Ente Regulador de los Servicios Públicos en uso de sus facultades legales

    CONSIDERANDO:

  2. Que mediante la Ley N° 26 de 29 de enero de 1996, modificada por la Ley N° 24 de 30 de junio de 1999 y la Ley N° 15 de 7 de febrero de 2001, se creó 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;

  3. Que la Ley N° 6 de 3 de febrero de 1997, modificada por el Decreto Ley N° 10 de 26 de febrero de 1998, dicta el Marco Regulatorio e Institucional para la Prestación del Servicio Público de Electricidad, que rige para las actividades de generación, transmisión, distribución y comercialización de energía eléctrica, destinadas a la prestación del servicio público de electricidad;

  4. Que el Artículo 96 de la Ley N° 6 de 3 de febrero de 1997 señala que el régimen tarifario del servicio público de electricidad, está compuesto por reglas relativas a los procedimientos, metodologías, fórmulas, estructuras, opciones, valores y, en general, a todos los aspectos que determinan el cobro de las tarifas sujetas a regulación;

  5. Que adicionalmente el Artículo 97 de la Ley N° 6 mencionada, establece que el régimen tarifario estará orientado, en el siguiente orden de prioridad, por los criterios de suficiencia financiera, eficiencia económica, equidad, simplicidad y transparencia;

  6. Que el Artículo 98 de la Ley N° 6 1997, señala que las empresas prestadoras del servicio público de electricidad se someterán al régimen de regulación de tarifas, y el numeral 1 de dicho artículo estipula que el Ente Regulador tendrá la función de definir periódicamente fórmulas tarifarias separadas para los servicios de transmisión, distribución, venta a clientes regulados y operación integrada;

  7. Que adicionalmente el numeral 2 del Artículo 98 mencionado, establece que para fijar sus tarifas las empresas de transmisión y distribución prepararán y presentarán, a la aprobación del Ente Regulador, los cuadros tarifarios para cada área de servicio y categoría de cliente, los cuales deben ceñirse a las fórmulas, topes y metodologías establecidas por el Ente Regulador;

  8. Que el Artículo 100 de la Ley N° 6 de 1997, establece la vigencia de las fórmulas tarifarias señalando que las mismas tendrán una vigencia de cuatro años;

  9. Que mediante la Resolución JD-219 de 31 de marzo de 1998, publicada en la Gaceta Oficial No. 23,522 de 15 de abril de 1998, el Ente Regulador aprobó el Régimen Tarifario para el Servicio Público de Distribución y Comercialización, el cual fue modificado mediante Resolución No. JD-761 de 8 de junio de 1998, y se encuentra vigente hasta el 30 de junio de 2002;

  10. Que el Ente Regulador consideró necesario convocar a una Audiencia Pública con la finalidad de revisar y obtener comentarios sobre una propuesta para el Régimen Tarifario de Distribución y Comercialización de Electricidad, que será la base metodológica para establecer el pliego tarifario que estará vigente en el periodo comprendido del 1° de julio 2002 hasta el 30 de junio de 2006;

  11. Que en virtud de las consideraciones anteriores, el Ente Regulador mediante la Resolución No. JD-2934 de 5 de septiembre de 2001, aprobó el procedimiento para la celebración de una Audiencia Pública para la revisión del nuevo Régimen Tarifario de Distribución y Comercialización de Electricidad;

  12. Que el Ente Regulador recibió comentarios escritos sobre la propuesta del Régimen Tarifario de Distribución y Comercialización de Electricidad de las siguientes empresas, entidades y personas naturales:

    a. Aluminio de Panamá, S. A.

    b. C.E.

    c. Aire Sistema, S.A.

    d. M.P., S.A.

    e. Costa Kids, S.A.

    f. D., S.A.

    g. I.R., S.A.

    h. Roberto Reid G.

    i. Bahía Las Minas Corp.

    j. D. de C.

    k. Comisión de Política Energética

    l. Elektra Noreste, S.A.

    m. Empresa de Distribución Eléctrica Metro Oeste, S.A.

    n. Empresa de Distribución Eléctrica Chiriquí, S.A.

  13. Que el día 30 de octubre de 2001 se efectuó la Audiencia Pública de acuerdo a lo establecido en la Resolución No. JD-2934 del 5 de septiembre de 2001, y en la misma participaron como expositores las siguientes empresas, entidades y personas naturales:

    a. G.S.I.

    b. Aire Sistema, S.A.

    c. M.P., S.A.

    d. Costa Kids, S.A.

    e. D., S.A.

    f. Ejercito de Salvación

    g. I.R., S.A.

    h. Elektra Noreste, S.A.,

    i. Central General de Trabajadores de Panamá (CGTP)

    j. Sindicato de Trabajadores de Transporte Pesado y Similares

    k. Sindicato Industrial de Trabajadores de Comida Rápida

    l. Fundación de Consumidores y Usuarios (FUNDECU)

    m. R.R.G.

    n. Asociación Verde de Panamá

    o. Bahía Las Minas Corporation

    p. F.B.H.

    q. Cámara de Comercio, Industrias y Agricultura de Panamá

    r. G.S.G.

    s. C.P. &G.P.C.A.

    t. Asociación Panameña de Exhibidores Cinematográficos

    u. Asociación Nacional de Promotores de Espectáculos Bailables y Afines

    v. Asociación de Restaurantes y Afines de Panamá

    w. Cosita Buena, S.A.

    x. Cariño Estéreo, S.A.

    y. Asociación Panameña de Radiodifusión

    z. La Nueva Cadena Exitosa de Panamá

    Carlos Reyes ab) Defensoría del Puebloac) Empresa de Distribución Eléctrica Chiriquí, S.A.ad) Ricardo Barrancoae) Empresa de Distribución Eléctrica Metro Oeste S.A.af) Miriam de Guerra

  14. Que el Ente Regulador, para facilitar la atención de todos los comentarios presentados a la propuesta de Régimen Tarifario, ha considerado conveniente que el contenido de las metodologías y fórmulas tarifarias del Régimen Tarifario para el Servicio Público de Distribución y Comercialización, se divida en cuatro (4) Partes de acuerdo a los diferentes temas tratados en la propuesta que sirvió de base para la Audiencia Pública, así:

    a. Parte I Glosario y Definiciones, Aspectos Generales, Ingreso Máximo Permitido por Actividades Reguladas y Ajustes al IMP por Actividades No Reguladas.

    b. Parte II Criterios Generales para establecer la Estructura Tarifaria.

    c. Parte III Aplicación de las Tarifas.

    d. Parte IV Actualización dentro del Período Tarifario y su procedimiento.

  15. Que con relación a la Parte IV del Proyecto de Régimen Tarifario de Distribución y Comercialización, a que se refiere el literal d del considerando anterior, el Ente Regulador recibió de los participantes, en la Audiencia Pública, comentarios y observaciones que han sido agrupados por comentarios reiterativos y a continuación se analizan los conceptos más importantes, a saber:

    15.1. COMENTARIO - METODOLOGÍA DE AJUSTE DE LOS COMPONENTES DE COSTO DE COMERCIALIZACIÓN, DE LOS COSTOS POR USO Y DE LOS COMPONENTES DE COSTO POR EL SERVICIO DE ALUMBRADO PÚBLICO

    Con referencia a la metodología de ajuste de los componentes de costo de comercialización (fijo y variable), costos por uso y costos por el servicio de alumbrado público tanto la Empresa de Distribución Eléctrica Metro Oeste, S.A. como la Empresa de Distribución Eléctrica Chiriquí, S.A., han señalado que debido a que las fórmulas de actualización semestral son parte esencial del Régimen Tarifario, el Ente Regulador debería presentar, con suficiente antelación, la metodología fundada (antes de la aprobación del IPCO, IPSD) para el cálculo de los siguientes coeficientes: el cálculo del factor XC de la fórmula de ajuste del componente del costo comercial fijo CCOF y del componente del costo comercial variable CCOV. el cálculo del factor XUS de la fórmula de ajuste del componente del costo por uso en horas de punta CUSOP y del componente del costo por uso en horas fuera de punta CUSOFP. el cálculo del factor XAP de la fórmula de ajuste del componente del costo por el servicio de alumbrado público CSAP.

    ANÁLISIS

    La metodología para establecer el factor de proporcionalidad del Índice de Precios al Consumidor (IPC) en las ecuaciones de ajuste semestral es la siguiente:

    Para calcular el XC, XUS y el XAP se observa la participación de los costos asociados a bienes transables en el costo total reconocido mediante el Ingreso Máximo Permitido (IMP) del Sistema de Distribución, Comercialización y Alumbrado Público. Se asume que los costos asociados a bienes transables son los vinculados con los costos de capital, es decir los renglones de rentabilidad y depreciación considerados en la estimación del IMP. Esto es una forma de dar una aproximación razonable. Los costos de los bienes no transables (básicamente salarios y otros servicios locales) no se ajustan por ningún índice, ya que un índice de precios no transables no se encuentra disponible en Panamá y la Ley señala al IPC como el indicador de ajuste.

    Con la metodología indicada y el valor del IMP, aprobado por el Ente Regulador, se establecerá el factor XC, XUS y XAP a cada empresa distribuidora mediante Resolución de Junta Directiva.

    15.2 COMENTARIO - METODOLOGÍA DE AJUSTE DE LOS COMPONENTES DE COSTO POR CONSUMO DEL ALUMBRADO PÚBLICO

    La Empresa de Distribución Eléctrica Metro Oeste, S.A. y la Empresa de Distribución Eléctrica Chiriquí, S.A., han señalado que en la fórmula de ajuste del componente del costo por consumo del alumbrado público CCAP, se debe utilizar la misma metodología de ajuste que se aplica a los componentes de costo por abastecimiento, ya que dicha metodología contempla los desvíos entre costos reales y estimados de compra de energía y la recuperación real de los mismos. Además, el costo de energía para uso de alumbrado público, también es un costo de abastecimiento.

    ANÁLISIS

    La precisión solicitada para este componente no es necesaria, ya que la fórmula de ajuste utiliza los resultados de los distintos valores usados para determinar los factores de ajuste de los distintos componentes de costos por abastecimiento. Es decir, lo que indica la fórmula es que el componente de alumbrado público se ajusta por las variaciones agregadas de todos los costos de abastecimiento, o sea generación más transmisión más pérdidas en transmisión, basados en la misma metodología que contempla los desvíos entre los costos reales y estimados y la recuperación de los mismos.

    Por las razones expuestas no es necesario modificar el factor de ajuste.

    15.3 COMENTARIO - METODOLOGÍA DE AJUSTE DE LOS COMPONENTES DE COSTO POR PÉRDIDAS ESTÁNDAR EN DISTRIBUCIÓN

    La Empresa de Distribución Eléctrica Metro Oeste, S.A. y la Empresa de Distribución Eléctrica Chiriquí, S.A., respecto a la metodología de ajuste a los componentes de costo por pérdidas de energía en distribución, proponen lo siguiente:

  16. - Dado que C.,p yCPEFPp están dados por los precios de la energía en horas de punta y fuera de punta respectivamente, cada uno de ellos deben ajustarse según la variaciones de cada uno de esos precios.

  17. - Se debe utilizar la misma metodología de ajuste que se aplica a los componentes de costo por abastecimiento, ya que dicha metodología contempla los desvíos entre costos reales y estimados de compra de energía y la recuperación real de los mismos. Además, los costos de energía y potencia para cubrir pérdidas en distribución, también son costos de abastecimiento.

    Respecto a la metodología de ajuste a los componentes de costo por pérdidas de potencia en distribución, indican lo siguiente:

  18. - Se debe ajustar con el precio de la potencia y no con el costo total de abastecimiento.

  19. - Se debe utilizar la misma metodología de ajuste que se aplica a los componentes de costo por abastecimiento, ya que dicha metodología contempla los desvíos entre costos reales y estimados de compra de energía y la recuperación real, siendo, además, que los mismos son costos de abastecimiento.

    ANÁLISIS

    Se ha hecho una revisión al proyecto de Régimen y se está utilizando la segregación del costo de generación monómico en punta y el de fuera de punta como factor de ajuste.

    Esta decisión de ajustar estos costos por las variaciones del valor "monómico", se fundamenta en la intención de no afectar los cargos de potencia dada la posibilidad de que una vez terminados los contratos cedidos en la privatización, los costos de potencia del mercado aumenten.

    Cabe destacar que este valor "monómico" resulta luego de adicionar todos los costos de generación con sus ajustes, por lo que tiene la valoración de la potencia incluida.

    Adicionalmente, con respecto a lo señalado en el punto 2 del comentario referente a la metodología de ajuste a los componentes de costo por pérdidas de potencia en distribución, lo que indica la fórmula es que el componente de pérdidas se ajusta por las variaciones de los costos de generación, basados en la misma metodología que contempla los desvíos entre los costos reales y estimados y la recuperación de los mismos.

    15.4 COMENTARIO - METODOLOGÍA DE AJUSTE DE LOS COMPONENTES DE COSTO POR ABASTECIMIENTO

    La Empresa de Distribución Eléctrica Metro Oeste, S.A. y la Empresa de Distribución Eléctrica Chiriquí, S.A., con respecto a la metodología de ajuste a los componentes de costo por abastecimiento indica que:

    "1. Tanto en los ajustes de los componentes de transmisión como en los componentes de generación, no se está considerando el desfase de tiempo existente (tres meses para el período p-1, y seis meses para el período p-2) entre los costos permitidos estimados y los costos permitidos reales, al momento de realizar el cálculo de la relación entre dichas variables para los correspondientes ajustes. Por tanto, a los costos permitidos reales debe sumarse el costo financiero correspondiente. De lo contrario, aunque en la fórmula del calculo del factor de ajuste se consideran los costos financieros, cuando se calcula el valor de los períodos p-1 y p-2, al compararse los costos permitidos estimados originalmente con los costos permitidos reales sin tomar en cuenta intereses, se estaría anulando el efecto del costo financiero tomado en cuenta en la determinación del factor de ajuste."

    Este comentario lo formularon las empresas EDEMET y EDECHI para:

    § El componente de costo por uso, conexión del sistema de transporte y operación del sistema, en la relación (CTPRp-1/CTPEp-1) para el periodo p-1 y (CTPRp-2/CTPEp-2) que corresponde al periodo p-2.

    § El componente de costo por pérdidas de energía en transmisión, en la relación (CTPTRp-1/CTPTEp-1) para el periodo p-1 y para el periodo p-2 en las variables que le corresponden.

    § El componente de costo de generación en punta, en la relación (CGPRp-1/CGPEp-1) para el periodo p-1 y para el periodo p-2, en la relación (CGPRp-2/CGPEp-2).

    § El componente de costo de generación fuera de punta en la relación (CGFPRp-1/CGFPEp-1) para el periodo p-1 y para el periodo p-2 en las variables que corresponden.

    "2. En adición a lo anterior, la metodología propuesta en este numeral es en extremo complicada, lo que va en contra del criterio de simplicidad del Régimen Tarifario, contemplado en el artículo 97 de la Ley 6 de 1997. De otro lado, su complejidad imposibilita, en tan corto plazo, el poder determinar con seguridad, la posibilidad de traspasar mediante la tarifa a los clientes regulados, los costos por abastecimiento, tal como lo dispone el artículo 111 de la mencionada Ley 6 de 1997. Por tanto, este numeral debe ser sustituido por uno que contenga una metodología que se ciña al principio de transparencia antes indicado."

    ANÁLISIS

    El no reconocimiento de estos costos financieros adicionales se fundamenta en lo siguiente:

  20. C. en forma notoria el procedimiento de cálculo, debido a que para ajustar las diferencia se tendría que realizar un cálculo mensual.

  21. La propuesta de ajustar los costos reales directamente tampoco representa un mecanismo preciso y conlleva a eliminar la simplificación que se persigue.

    Efectivamente, se podrían producir diferencias pero éstas serían mínimas lo cual no afectaría la metodología propuesta, por lo que la misma se mantendrá.

    Con respecto al punto 2 podemos señalar que el esquema propuesto es más transparente que el actual. El principio de transparencia implica definir con la mayor rigurosidad posible un procedimiento de manera de evitar ambigüedades. En este marco se desarrolla este procedimiento. Por otra parte los posteriores comentarios de la empresa reflejan una comprensión adecuada del procedimiento propuesto. No obstante, hemos reconocido la necesidad de mejorar la redacción del mismo por lo que se han hecho modificaciones que logran ese objetivo.

    15.5 COMENTARIO - COMPONENTES DE TRANSMISIÓN. COMPONENTE DE COSTO POR USO, CONEXIÓN DEL SISTEMA DE TRANSPORTE Y OPERACIÓN DEL SISTEMA

    Elektra Noreste, S.A.,la Empresa de Distribución Eléctrica Metro Oeste, S.A. y la Empresa de Distribución Eléctrica Chiriquí, S.A., han solicitado que para los datos utilizados en el ajuste del periodo p-1, en el componente CUCOST p-1,i y en elCUCOSTD p-1,i , y con respecto al periodo p-2, y las variables CUCOST p-2,i y CUCOSTPD p-2,i se especifique cuál es el componente estimado y el período de vigencia de este componente.

    E.N., S.A., ha solicitado que con respecto a las variables VPPR p-1,i y VEPDR p-1,i en el periodo p-1, se especifique el período de las ventas de potencia en punta reales y se especifique el período de las ventas de energía estimadas y las reales respectivamente.

    E.N., S.A., la Empresa de Distribución Eléctrica Metro Oeste, S.A. y la Empresa de Distribución Eléctrica Chiriquí, S.A., en este mismo punto señalan que con respecto a la variable VPPEp-2,i debe especificarse cuáles son las ventas de potencia en punta estimadas a ser utilizadas y en la variable VEPDEp-2,i se debe indicar cuáles son las ventas de energía en punta estimada a ser utilizadas.

    ANÁLISIS

    Se ha introducido una lista de definiciones en el Régimen Tarifario que responden a estas solicitudes, por lo que se ha mejorado la redacción del mismo. Con ese propósito también se modificaran las nomenclaturas de los términos a fin de hacerlos consistentes con los establecidos en el Régimen Tarifario Parte II.

    15.6 COMENTARIO - PÉRDIDAS DE ENERGÍA EN TRANSMISIÓN

    Elektra Noreste, S.A., la Empresa de Distribución Eléctrica Metro Oeste, S.A. y la Empresa de Distribución Eléctrica Chiriquí, S.A., han solicitado que en los datos para el ajuste del periodo p-1, en el componente CPST p-1,i, debe especificarse cual es el componente estimado y el período de vigencia de este componente. Con respecto a la variable VER p-1,i solicitan que se especifique el período de las ventas de energía reales.

    Comentario similar se hizo para el periodo p-2 y la variableCPST p-2,iy con respecto a la variable VEE p-2,i solicitan que se especifique cuál es el periodo de las "ventas de energía estimadas" a ser utilizado.

    ANÁLISIS

    El análisis en este caso es similar al análisis del comentario anterior ya que son las mismas definiciones por lo que se ha introducido una lista de definiciones en el Régimen Tarifario que responden a estas solicitudes, por lo que se ha mejorado la redacción del mismo. Con ese propósito también se modificaran las nomenclaturas de los términos a fin de hacerlos consistentes con los establecidos en el Régimen Tarifario Parte II.

    15.7 COMPONENTES DE GENERACIÓN - COMPONENTE DE COSTO POR DEMANDA EN PUNTA

    15.7.1 COMENTARIO

    E.N.S.A.,ha señalado que donde dice "En cada período los costos de generación totales en hora de punta permitidos a trasladar a las tarifas se calcularán utilizando el precio promedio ponderado monómico del costo de generación en horas de punta para atender a clientes que no se encuentren abastecidos por otro agente que resulte de...", se entiende que se debe segregar los costos (por parte del CND) en período de Punta y Fuera de Punta incurridos para la compra de energía.

    ANÁLISIS

    Es correcto lo señalado por la empresa Elektra Noreste, S.A., por lo que el Centro Nacional de Despacho (CND) tendrá que tomar las previsiones para hacer un resumen de las liquidaciones de las transacciones comerciales en esta forma.

    15.7.2 COMENTARIO

    E.N.S.A., la Empresa de Distribución Eléctrica Metro Oeste, S.A. y la Empresa de Distribución Eléctrica Chiriquí, S.A., han señalado que donde dice "GPp: Costo permitido de generación en horas de punta ocasionados en el consumo de los clientes que no se encuentran abastecidos por otros ..." Debe decir: GPp: Costo permitido de generación en horas de punta ocasionados en el consumo de los clientes que no se encuentran abastecidos por otros agentes...

    ANÁLISIS

    Consideramos que es correcto el señalamiento indicado por las empresas, por lo que se ha incluído de esta forma en el Régimen Tarifario.

    15.7.3 COMENTARIO

    Elektra Noreste, S.A.,la Empresa de Distribución Eléctrica Metro Oeste, S.A. y la Empresa de Distribución Eléctrica Chiriquí, S.A., han realizado comentarios similares donde señalan que para el ajuste del periodo p-1 debe revisarse en las variables lo siguiente:

    § En CEGP p-1,i se debe especificar cual es el componente estimado y el período de vigencia de este componente.

    § En VEPR p-1,i se debe especificar el período de las ventas de energía reales.

    § CMGPD p-1,i debe especificar cuál es el componente estimado y el período de vigencia de este componente.

    § En VEPDPR p-1,i se debe revisar si es VEPDPR p-1,i o VEDPPR p-1,i Y especificar el período de las ventas de energía reales en punta.

    § En VEPDPE p-1,i se revise si es VEPDPE p-1,i o VEDPPE p-1,i

    § En CPG p-1,i se especifique cuál es el componente estimado y el período de vigencia de este componente.

    § En VPPR p-1,i se revise la redacción de este punto y especificar la cantidad de meses de venta de potencia en punta reales. Especificar el período de las ventas de potencia en punta reales.

    § La variableVPPE p-1,i Especificar la cantidad de meses de venta de potencia en punta estimadas. Especificar el período de las ventas de potencia en punta estimada.

    E.N., S.A., la Empresa de Distribución Eléctrica Metro Oeste, S.A. y la Empresa de Distribución Eléctrica Chiriquí, S.A., han realizado comentarios similares donde igualmenteseñalan que se revise en las variables del periodo p-2 lo siguiente:

    § En CEGPp-2se debe especificar cuál es el componente estimado y el período de vigencia de este componente.

    § En VEPE p-2se debe especificar el período de las ventas de energía estimadas.

    § CMGPDp-2,i debe especificar cual es el componente estimado y el período de vigencia de este componente.

    § VEPDPEp-2,i debe especificar cuáles son las ventas de energía estimadas en punta.

    § En la variable CPGp-2,i se especifique cual es el componente estimado y el período de vigencia de este componente.

    § En VPPE p-2,i se especifique la cantidad de meses de venta de potencia en punta estimadas.

    La Empresa de Distribución Eléctrica Metro Oeste, S.A. y la Empresa de Distribución Eléctrica Chiriquí, S.A., incluyó una sugerencia de redacción para las variables VPPR p-1,i y VPPE p-1,i así:

    § VPPR p-1,i: Ventas de potencia en punta reales para cada clase de clientes i durante los primeros tres meses transcurridos desde la última actualización. Y

    § VPPE p-1,i: Ventas de potencia en punta estimada para cada clase de clientes i al momento de cálculo de Gp-1 correspondiente a los primeros tres meses del periodo p-1

    ANÁLISIS

    Este comentario fue tomado en cuenta por lo que, luego de una revisión minuciosa, se han considerado las sugerencias y las mismas han sido introducidas en el documento del Régimen Tarifario.

    15.8 COMENTARIO - COMPONENTE DE COSTO POR ENERGÍA EN PUNTA Y FUERA DE PUNTA

    Elektra Noreste, S.A.,ha solicitado que para el ajuste del periodo p-1 y p-2 se revise en las variables lo siguiente:

    § En CEGP p-1,i Verificar "Energía Fuera de Punta".

    § En CEGFPp-1,i se debe especificar cual es el componente estimado y el período de vigencia de este componente.

    § En VEFPR p-1,i se debe especificar el período de las ventas de energía reales en horas fuera de punta.

    § CEGFPp-2,i debe especificar cual es el componente estimado y el período de vigencia de este componente.

    § En VEFPEp-2,i se debe especificar el período de las ventas de energía estimadas.

    ANÁLISIS

    Este comentario fue tomado en cuenta por lo que, luego de una revisión minuciosa, se han considerado las sugerencias y las mismas han sido introducidas en el documento del Régimen Tarifario.

    15.9 OTROS COMENTARIOS RELACIONADOS A LA GENERACIÓN PROPIA Y COMPRAS DIRECTAS

    15.9.1 COMENTARIO

    La Empresa de Distribución Eléctrica Metro Oeste, S.A. y la Empresa de Distribución Eléctrica Chiriquí, S.A., señalan que se debe agregar el reconocimiento del precio de las compras directas de energía eléctrica a trasladar a las tarifas, en vista de que, además de que es un derecho de las distribuidoras reconocido por la Ley N° 6 de 1997, el mismo garantiza compras eficientes de energía eléctrica, lo que promueve que los precios en el mercado sean ventajosos, lo que a su vez también redunda en beneficio de todos los clientes. Por tanto, se debe indicar lo siguiente:

    "RECONOCIMIENTO DEL PRECIO DE LAS COMPRAS DIRECTAS

    El costo reconocido por las compras directas de energía eléctrica, será el precio promedio ponderado de los contratos de compra de energía eléctrica vigentes celebrados por la distribuidora y las compras de energía eléctrica que pudiera realizar en el mercado ocasional."

    ANÁLISIS

    Esta solicitud no es procedente toda vez que este tema fue atendido en las Resoluciones JD-3245 y JD-3246, ambas del 18 de marzo de 2002. En dichas resoluciones el Ente Regulador indicó lo siguiente: "Con relación a dicha posición de la recurrente, el Ente Regulador considera necesario destacar, que la base legal que le permite a la recurrente llegar a esta interpretación es de carácter temporal, y ya dejó de regir, pues con dicho carácter lo establece el numeral 3 del Artículo 94 de la ley No. 6 de 1997, cuando señala que: "Durante los primeros cinco años de vigencia de esta Ley, generar energía y comprar energía a otras empresas diferentes a la Empresa de Transmisión, cuando la capacidad de generación exceda el quince por ciento de la demanda atendida en su zona de concesión. El Ente Regulador podrá autorizar que se exceda este limite temporalmente, cuando a su juicio sea necesario para atender circunstancias imprevistas, o cuando a su juicio ello represente beneficio económico para los clientes" (El subrayado es nuestro) Agrega el Ente Regulador, que como la referida autorización para comprar energía no tiene vigencia para el período que cubre el presente Régimen Tarifario, no es procedente acceder a lo solicitado por la empresa recurrente.

    Por otro lado, el Ente Regulador también considera necesario señalar, que la norma que le permite a la empresa distribuidora continuar generando energía eléctrica con plantas de su propiedad, es el numeral 1 del Artículo 94 de la Ley No. 6 de 1997, el cual no tiene ninguna restricción con respecto al tiempo, que es la que expresamente autoriza a las empresas distribuidoras a que puedan continuar operando plantas de generación de su propiedad hasta una cuantía que puede llegar el 15% de la demanda atendida en su zona de concesión. En cambio, la facultad otorgada a las empresas distribuidoras para realizar compras directas de energía y potencia que podían hacer las distribuidoras, ya venció el 5 de febrero de 2002."

    15.9.2 COMENTARIO

    Elektra Noreste, S.A.,hace un comentario en el cual indica lo siguiente: "A pesar de que en la Ley 6 de febrero de 1997, hace referencia a la generación propia, y que en varias de las resoluciones emitidas por el Ente Regulador se hace mención sobre el tratamiento de las compras directas, el Pliego Tarifario propuesto no da ninguna indicación sobre el tratamiento que deben seguir tanto la generación propia como las compras directas."

    ANÁLISIS

    El comentario de la empresa Elektra Noreste, S.A., no coincide con la realidad, toda vez que el no reconocimiento explícito de la generación propia no implica que no se esté reconociendo su costo. Cuando se estructura el procedimiento, estos costos se reconocen al promedio de los costos de las demás fuentes de abastecimiento, que es lo que finalmente está solicitando Elektra Noreste, S.A.

    Por otro lado, la generación propia a partir de febrero de 2002, tendrá que tener una declaración de la cantidad que está comprometiendo con los clientes regulados, por lo que deberá formar parte del costo de abastecimiento. No obstante, la misma será valorada al precio de la potencia y energía de los contratos que han sido suscritos por la distribuidora que hayan sido producto de libre competencia, respectivamente.

    Con respecto a si las compras directas deben estar explícitamente reconocidas o no, el análisis es similar al realizado en el análisis del comentario anterior.

    15.10 COMENTARIO - TRANSICIÓN

    Elektra Noreste, S.A.,hace el siguiente comentario: "El nuevo Régimen inicia su vigencia el 1º. de julio del 2002, pero no está claro bajo que esquema (el régimen actual o el nuevo), se realizará la revisión correspondiente al mes de abril de ese año" (sic)

    ANÁLISIS

    La revisiónde los costos permitidos estimados versus los costos reales hasta junio de 2002, se deberán calcular utilizando el procedimiento vigente hasta esa fecha.

    15.11 COMENTARIO - REPARTICION ENTRE LOS GRUPOS DE CLIENTES ABASTECIDOS POR LA DISTRIBUIDORA Y LOS ABASTECIDOS POR OTROS AGENTES DEL MERCADO DE LA ENERGIA ASOCIADA Y LA DEMANDA RECIBIDA POR LA EMPRESA DISTRIBUIDORA EN CADA NODO O PUNTO DE ENTREGA

    Elektra Noreste, S.A.,hizo el siguiente comentario: "Tal como está escrito este aparte del Régimen Tarifario, la determinación de los costos permitidos de generación, los costos de administración del Mercado Mayorista y las pérdidas de transmisión deberá ser repartida en cada punto de entrega de las distribuidoras basadas en una estimación lo que parece contraproducente ya que todos los grandes clientes debieran tener un sistema de medición comercial. Si bien es cierto que se está reduciendo el requisito de consumo para calificar como un gran cliente y que reconocemos que el costo del SMEC resultaría un incentivo negativo para constituirse en un gran cliente, estimamos que la solución está en reducir las especificaciones y requerimientos actuales del SMEC a fin de evitar que las "estimaciones" de demanda, de energía, de pérdidas etc. afecten al consumidor regulado." (sic)

    ANÁLISIS

    La apreciación de la empresa en referencia no es cónsona con la realidad. La exigencia o no de instalar equipamiento SMEC (Sistema de Medición Comercial), para un gran cliente, es absolutamente independiente de como se estimen las pérdidas de las redes de distribución.

    La exigencia de medición SMEC no es parte integrante de este Régimen Tarifario.

    15.12 COMENTARIO - PERÍODO DE REVISIÓN Y APROBACIÓN POR PARTE DEL ENTE REGULADOR

    La Empresa de Distribución Eléctrica Metro Oeste, S.A. y la Empresa de Distribución Eléctrica Chiriquí, S.A., han señalado lo siguiente: en vista de que la propuesta sólo hace referencia a "...discrepancias en alguno de los componentes de los cargos, el mismo se debe ampliar a efectos de que incluya cualquier otro tipo de discrepancia que surja entre la distribuidora y el ENTE REGULADOR respecto a la actualización tarifaria. De otro lado, como no se ha establecido un mecanismo para resolver la controversia entre el ENTE REGULADOR y la distribuidora, se debe adicionar un párrafo que establezca dicho mecanismo. Por tanto, se debe modificar el párrafo anterior, así como se debe adicionar otro. Por tanto, lo anterior debe leer así:

    En caso de mantenerse cualquier discrepancia que surja entre la distribuidora y el ENTE REGULADOR respecto a la actualización tarifaria, incluyendo discrepancias en alguno de los componentes de los cargos, se mantendrá la propuesta formulada por la distribuidora hasta tanto sea resuelta la controversia. En caso de que la controversia sea resuelta en forma favorable al Ente Regulador, la modificación que corresponda se hará con efecto retroactivo a la fecha en que debió ser la actualización. Esto significa que se estimarán los ingresos recibidos de más o los ingresos no percibidos, dependiendo del caso y se considerarán en el ajuste para efectos del establecimiento del cargo respectivo.

    La controversia surgida entre el ENTE REGULADOR y la empresa de distribución será resuelta mediante arbitraje en equidad, es decir, por expertos en la materia, de acuerdo con el Convenio Arbitral que ambas partes celebren al surgir la discrepancia. Si las partes no se ponen de acuerdo para la celebración del Convenio Arbitral en un término de 45 días hábiles contados a partir del recibo de la notificación que la Distribuidora le haga al ENTE REGULADOR en el sentido de que no está de acuerdo con las objeciones formuladas por dicha entidad, las partes se someterán al régimen general de arbitraje regulado por el Decreto Ley Nº 5 de 18 de julio de 1999."

    ANÁLISIS

    Luego de analizar la propuesta presentada, tanto por la Empresa de Distribución Eléctrica Metro Oeste, S.A., como por la Empresa de Distribución Eléctrica Chiriquí, S.A., y basados en la experiencia obtenida en al Régimen Tarifario vigente hasta el 30 de junio de 2002, mantendremos la redacción tal y como se estableció en el documento de Proyecto de Régimen Tarifario.

    15.13 COMENTARIO - DE INFORMACIÓN CORRESPONDIENTE A LA ACTUALIZACIÓN TARIFARIA

    La Empresa de Distribución Eléctrica Metro Oeste, S.A. y la Empresa de Distribución Eléctrica Chiriquí, S.A., ha indicado que: "A efectos de evitar una laguna legal, ante una declaratoria de nulidad de parte de este Régimen Tarifario, se debe incluir un numeral que prevea esta situación de la siguiente manera:

    En caso de que parte de este Régimen Tarifario sea declarado nulo, se aplicará lo establecido en los Pliegos Tarifarios vigentes al 30 de junio de 2002, hasta tanto el Ente Regulador emita la nueva regulación y apruebe las tarifas que correspondan."

    ANÁLISIS

    El Artículo 100 de la Ley N° 6 de 1997 señala que las fórmulas tarifarias tendrán una vigencia de cuatro años y que vencido dicho término las mismas continuarán rigiendo mientras el Ente Regulador no defina las nuevas. Por ende, se entiende que en caso de que la Sala Tercera de la Corte Suprema de Justicia declarase nulo por ilegal, en todo o en parte el nuevo Régimen Tarifario se aplicaría lo establecido en el Artículo 100 descrito en lineas anteriores.

  22. Que luego de analizar los comentarios presentados y expuestos por los participantes, en la Audiencia Pública celebrada el 30 de octubre de 2001, el Ente Regulador ha considerado necesario modificar el capítulo 7 del proyecto de Régimen Tarifario de Distribución y Comercialización (Anexo A), correspondiente a la Parte IV, incorporando algunas de las observaciones presentadas por dichos participantes;

  23. Que el numeral 25 del Artículo 20 de la Ley No. 6 de 1997, atribuye al Ente Regulador realizar los actos necesarios para el cumplimiento de las funciones que le asigne la Ley;

    RESUELVE:

PRIMERO

APROBAR el , que contiene la Parte IV del Régimen Tarifario para el Servicio Público de Distribución y Comercialización de Electricidad, correspondiente a la Actualización dentro del Período Tarifario y su procedimiento que se aplicará a todas las empresas que presten el servicio de distribución y comercialización. El Anexo A forma parte integral de esta Resolución.

SEGUNDO

Esta resolución regirá a partir del momento en que el Ente Regulador haya expedido en forma completa el Régimen Tarifario de Distribución y Comercialización del Servicio Público de Electricidad hasta el 30 de junio de 2006."

Título IV de la Ley N° 6 de 22 de enero de 2002, "Que dicta normas para la Transparencia en la Gestión Pública ", al realizarse el Foro Informativo el 29 de diciembre de 2005, hecho publicado en el Diario La Prensa el día 30 de diciembre de 2005.

TITULO IV

DE LA PARTICIPACIÓN CIUDADANA EN

LAS DECISIONES ADMINISTRATIVAS Y SUS MODALIDADES.

Artículo 22. Las instituciones del Estado a nivel nacional y municipal, tendrá la obligación de permitir la participación de los ciudadanos en todos aquellos actos de la Administración Pública, relativos a construcción de infraestructuras, zonificación, fijación de tasas por servicios, que puedan afectar los intereses y derechos de grupos de ciudadanos, mediante las modalidades de participación ciudadana que al afecto establece la presente Ley.

Artículo 23. Sin perjuicio de las contempladas en otras Leyes, se establece como modalidades de participación ciudadana en los actos de la Administración Pública, las siguientes:a. Consulta Pública: Consiste en el acto mediante el cual la entidad estatal pone adisposiciones del Público en general (cualquier ciudadano) información base sobreun tema específico y solicita opiniones, propuestas o sugerencias de los ciudadanos y/o de organizaciones sociales.b. Audiencia Pública: Similar a la consulta pública, excepto que el acto de recibir sugerencias opiniones o propuestas se lleva a cabo en forma personal ante la autoridad que corresponda, de acuerdo al tema que se trate.c. Foros o Talleres: Reunión selectiva o pública de actores relevantes o afectados junto con la autoridad competente, que permita el conocimiento profundo sobre un tema o sirva de mecanismo de obtención de consenso o resolución de conflictos.d. Participación directa en instancias institucionales: Actuación de ciudadanos o representantes de organizaciones sociales en las Instituciones Públicas de consulta o toma de decisiones específicas.

Artículo 24. A partir de la promulgación de la presente Ley, las entidades públicasestarán obligadas a determinar la modalidad de participación ciudadana, de acuerdo a las atribuciones de la institución correspondiente y a lo establecido en ésta Ley.

Frente al argumento esgrimido por la parte demandante, las disposiciones transcritas, según lo normado, no disponen la obligatoriedad de las empresas distribuidoras en comunicar a la hoy llamada Autoridad Nacional de los Servicios Públicos, los nuevos valores de la Actualización Tarifaria y a su vez la publicación de los mismos, con un mínimo de sesenta (60) días calendario. Esta obligatoriedad en la publicación de estos valores no está sujeta a una autorización previa (resolución o acto administrativo) por parte de la entidad reguladora.

Así las cosas, a la Autoridad Nacional de los Servicios Públicos sólo está en la obligación de establecer los criterios, metodologías y fórmulas para el establecimiento de las tarifas de electricidad, cuando no exista la libre competencia; además, esta entidad sólo está capacitada para supervisar y verificar la aplicación del Régimen Tarifario y los valores a ellos asignados, previo a los mecanismos estipulados.

De igual manera, la Sala advierte que, conforme al mecanismo de consulta pública contentivo en el artículo 23 de la Ley N° 6 de 2002, el Ente Regulador de los Servicios Públicos, hoy Autoridad Nacional de los Servicios Públicos (A.S.E.P.), actuó bajo los parámetros legales vigentes, y por ende, su actuación encuentra asidero jurídico, siendo convalidable con los fundamentos que así lo reglamentan.

Este Tribunal Colegiado, en Fallo de 31 de agosto de 2001, estableció lo pertinente en cuanto al tema de Actualización Tarifaria:

"...

En cuanto a la alegada violación del artículo 99 de la Ley 6 de 1997, relativo a la actualización de tarifas utilizando las fórmulas de ajuste establecidas por el Ente Regulador, el Tribunal conceptúa que no se ha producido la violación endilgada, toda vez que el propio Ente Regulador ha aprobado la fórmula para que EDEMET S. A., pueda actualizar sus tarifas, fórmula que además, como ha quedado expuesto, se ajusta a la regulación de actualizaciones tarifarias contenida en el Régimen Tarifario de la Resolución JD-219, por lo que debemos descartar el cargo de ilegalidad.

..."

De ello se concluye, que la omisión incurrida por el Ente Regulador de los Servicios Públicos -hoy Autoridad Nacional de los Servicios Públicos-, no infringe las normas consideradas conculcadas por la parte actora, por lo que la Corte se ve precisada a negar las pretensiones contenidas en la demanda.

Por todo lo expuesto, los Magistrados de la Sala Tercera de la Corte Suprema, administrando justicia en nombre de la República y por autoridad de la Ley, DECLARAN QUE NO ES ILEGAL, la omisión incurrida por el Ente Regulador de los Servicios Públicos-hoy Autoridad Nacional de los Servicios Públicos-, "...al no emitir la autorización administrativa, que le permitiere publicar a las Empresas de Distribución Eléctrica, las nuevas tarifas presumiblemente aplicables al semestre enero-junio 2006...".

N.,

N.C. DE PAREDES

JACINTO CÁRDENAS M. -- ADÁN ARNULFO ARJONA L.

JANINA SMALL (Secretaria)

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