Resolución Nº AN No.3473-Elec de 2010-05-07 de la Autoridad Nacional de Servicios Públicos, 07-05-2010
| Número de resolución | 3473 |
| Fecha | 07 Mayo 2010 |
AUTORIDAD NACIONAL DE LOS SERVICIOS PÚBLICOS
Resolución AN No.3473–Elec Panamá, 7 de mayo de 2010.
“Por la cual se modifica el Reglamento de Distribución y Comercialización aprobado
mediante la Resolución JD-5863 de 17 de febrero de 2006, y sus modificaciones, se
aprueba el Título VI denominado “Instalación y Financiamiento de Nuevas
Infraestructuras con Cargas Mayores de 500kW” y el Título VII denominado
“Informe de Manejo de Activos y de Gestión”, del Reglamento de Distribución y
Comercialización”
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 (en adelante ASEP), 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, modificada por el Decreto Ley 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”, 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 con el objeto de compilar en un solo documento todas las normas y reglas
que guardan relación con la actividad de distribución y comercialización de
energía eléctrica, esta Autoridad aprobó el Reglamento de Distribución y
Comercialización (RDC) mediante las Resoluciones JD-5863 de 17 de febrero de
2006, modificada por las Resoluciones AN No. 098-Elec de 23 de junio de 2006,
AN No. 652-Elec de 13 de febrero de 2007 y AN No. 2947-Elec de 16 de
septiembre de 2009, AN No. 411-Elec de 16 de noviembre de 2006, modificada
por la Resolución AN No. 766-Elec de 19 de abril de 2007, AN No. 417-Elec de
17 de noviembre de 2006 y AN No. 1231-Elec de 25 de octubre de 2007;
4. Que conforme al artículo 13 del Título I del RDC aprobado mediante la
Resolución AN No.1231-Elec de 25 de octubre de 2007, las modificaciones a los
títulos del RDC podrán realizarse bianualmente a partir del Informe de
Desempeño, y para los casos específicos de los títulos relacionados con el
Régimen Tarifario, las modificaciones se realizarán como mínimo cada cuatro
años;
5. Que debido a que el Régimen Tarifario vigente vence el 30 de junio de 2010 y en
atención a lo establecido en el Titulo I del Reglamento de Distribución y
Comercialización aprobado mediante la Resolución AN No.1231-Elec de 25 de
octubre de 2007, esta Autoridad realizó un Informe de Desempeño, el cual
incluyó la descripción y alcance de cada interpretación realizada en el periodo, las
presentaciones respecto al desempeño del RDC y propuestas de modificación, una
evaluación del funcionamiento del RDC, referido al objetivo de maximizar la
eficiencia operativa y las propuestas de modificación al RDC, y aprobó mediante
la Resolución AN No.3085-Elec de 18 de noviembre de 2009 la celebración de
una Audiencia Pública para recibir los comentarios sobre la propuesta de
modificación al Reglamento de Distribución y Comercialización vigente, y la
propuesta del Título VI: Instalación y Financiamiento de Nuevas Infraestructuras
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con Cargas Mayores de 500 kV y el Título VII: Informe de Manejo de Activos y
de Gestión;
6. Que dentro del plazo otorgado para recibir comentarios escritos a la propuesta de
modificación de los títulos I, II, III, IV, V y VIII del Reglamento de Distribución
y Comercialización y a los nuevos títulos VI y VII del Reglamento, esta Entidad
recibió los de la Empresa de Distribución Eléctrica Metro Oeste, S.A.,
(EDEMET) la Empresa de Distribución Eléctrica Chiriquí, S.A. (EDECHI) y de
la empresa Elektra Noreste, S.A. (ELEKTRA);
7. Que según consta en el Acta de cierre del periodo de recepción de comentarios e
inscripción para participar en la Audiencia Pública del 18 de diciembre de 2009,
para dicho acto público se inscribió solamente ELEKTRA como interesada en
exponer personalmente ante esta Autoridad, sus sugerencias, opiniones o
propuestas respecto al tema sometido a Audiencia y, según consta en el Acta de la
Audiencia del 22 de diciembre de 2009, la persona inscrita interesada en exponer
personalmente ante esta Autoridad no se presentó a la referida Audiencia;
8. Que respecto a los comentarios presentados en la referida Audiencia, esta
Autoridad procede a analizarlos a continuación:
Respecto al Título III
8.1. COMENTARIO
EDEMET señala que bajo el esquema propuesto del artículo 2 del Título III
Acceso a la Capacidad de Distribución, la infraestructura pertenece a la
empresa generadora, sin explicar por qué la empresa de distribución debe
financiar las obras de un generador, cuando las inversiones deben ser destinadas
exclusivamente a atender los requerimientos de la demanda, tal cual lo
establece la ley, ya que nuestros ingresos provienen de las tarifas de los clientes
regulados. Con la figura del reembolso que se ha establecido en esta propuesta,
el generador es el propietario de la infraestructura, y en cuyo caso no solo es
responsable de asumir la inversión correspondiente, sino también, de encargarse
de su operación y mantenimiento en cumplimiento de las normas de calidad. La
ASEP debe tener presente que aquellas empresas que entren en el negocio de la
generación, deben tener la capacidad financiera para hacerle frente a todas las
inversiones necesarias, incluyendo la conexión al Sistema Interconectado
Nacional. Esta propuesta atenta contra la suficiencia financiera de la empresa
distribuidora.
EDECHI señala que en el caso de que las nuevas conexiones afecten
adversamente el equilibrio entre la potencia activa y reactiva que el distribuidor
mantiene, de acuerdo a los requerimientos de su red y de su carga, el nuevo
usuario de la red deberá hacerse cargo de los costos necesarios para la
compensación de tal modo que el distribuidor no sea sujeto a penalizaciones,
particularmente, por incumplimiento de los límites del factor de potencia u
otros desequilibrios que pudiesen surgir. Agregan que bajo ningún concepto el
distribuidor asumirá los costos necesarios para compensar cualquier alteración
o desequilibrio que introduzca el nuevo usuario en la red del distribuidor.
Además, señalan que se debe cambiar “tiempo de reembolsabilidad” por
“periodo en el cual se realizará el reembolso” ya que “reembolsabilidad” no
tiene ningún significado en español.
ANÁLISIS DE LA ASEP
El segundo párrafo del artículo 2 de este Título implica que el distribuidor
financiará el costo de la inversión para las mejoras requeridas al sistema de
distribución y posteriormente el generador las reembolsará. Es conveniente
que el distribuidor realice la obra de acuerdo con sus normas técnicas, ya que
son instalaciones que serán parte del sistema de distribución. Se mejorará la
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redacción de este párrafo para que esto quede claro. Además, se eliminará el
término reembolsabilidad.
Las inversiones que realizará el generador si bien, son en principio para poder
tener acceso al Sistema Interconectado Nacional (SIN), las mismas son mejoras
realizadas al sistema de distribución, que redundan en beneficio de los clientes
del sistema eléctrico en general, al ampliar la oferta de generación, por lo que
consideramos que es una manera de facilitarlo.
Respecto a lo comentado por EDECHI, debemos indicar que lo que se refiere
a potencias activa y reactiva debe tratarse en el Reglamento de Transmisión y
no en este Reglamento.
8.2. COMENTARIO
EDEMET señala que en la propuesta de modificación del artículo 6 del Título
III no se menciona la metodología de cálculo de pérdidas para la generación
distribuida. Aconseja se incluya en dicha norma que los estudios
complementarios solicitados por la ASEP o el Usuario, conllevará un costo que
debe ser sufragado por el Usuario.
EDECHI señala que puede suceder que por razones fuera de control del
distribuidor se venza el plazo y, sería contrario al principio de buena fe, asumir
que el que “calla otorga”. En sistemas regulados el silencio no debe operar ni en
contra del regulador ni en contra del regulado.
ANÁLISIS DE LA ASEP
La metodología de cálculo de pérdidas para la generación distribuida, es un
tema que fue incluido en el artículo 195 del Reglamento de Transmisión.
Por otro lado, no se justifica la incorporación de una aprobación de un costo
adicional por los estudios, ya que esta es una actividad intrínseca de la
distribuidora y forma parte de sus costos y que se reconocen y remuneran. La
distribuidora cuenta con la base de datos de sus redes eléctricas, y personal
técnico especializado para evaluar los efectos de las instalaciones sobre sus
redes.
Respecto al comentario de EDECHI, debe notarse que se amplía el plazo a
efectos de que la distribuidora se pueda pronunciar respecto a la solicitud en
curso. La distribuidora debe recordar el principio de libre acceso contenido en
la Ley Sectorial y que una falta de respuesta no garantiza el cumplimiento de
dicho principio.
8.3. COMENTARIO
EDEMET señala que en el artículo 8 del Título III, sobre el plazo para dar
respuesta luego de un rechazo del acceso, se debe dar a las distribuidoras el
mismo tiempo de treinta (30) días hábiles, debido a que lo que ocurre en la vida
real es que los promotores de proyectos de generación una vez rechazado el
acceso, cambian totalmente el diseño, los factores de carga o escenarios de
generación. Esto significa que la distribuidora tiene que prácticamente partir de
cero en los estudios y modelaciones de red, por lo que le tomaría el mismo
tiempo que para el caso inicial.
EDECHI solicita modificar la redacción para que el interesado “conmine al
distribuidor a darle impulso al trámite”.
En el tercer párrafo solicitan agregar que la solicitud de acceso pueda
rechazarse.
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