Resolución Nº AN No.2820-Elec de 2009-07-28 de la Autoridad Nacional de Servicios Públicos, 28-07-2009
| Número de resolución | 2820 |
| Fecha | 28 Julio 2009 |
AUTORIDAD NACIONAL DE LOS SERVICIOS PÚBLICOS
Resolución AN No. 2820 -Elec Panamá, 28 de julio de 2009
“Por la cual se resuelve el Recurso de Reconsideración presentado por la
Empresa de Transmisión Eléctrica, S.A. en contra de la Resolución AN No. 2718-
Elec del 30 de junio de 2009.”
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 en el numeral 4 del artículo 20 la citada Ley, preceptúa que le
corresponde a esta Autoridad establecer los criterios, metodologías y fórmulas
para la fijación de tarifas de los servicios públicos de electricidad, en los casos
en que no haya libre competencia;
4. Que el numeral 1 del artículo 98 de la Ley Sectorial de Electricidad, señala
que la Autoridad Nacional de los Servicios Públicos definirá periódicamente
las fórmulas tarifarias separadas, para los servicios de transmisión,
distribución, venta a clientes regulados y operación integrada y que de acuerdo
con los estudios que realice puede establecer topes máximos y mínimos
tarifarios, de obligatorio cumplimiento por parte de las empresas y podrá
definir las metodologías para la determinación de tarifas;
5. Que por su parte el numeral 2 de ese mismo artículo antes referido, establece
que para fijar sus tarifas, las empresas de transmisión y distribución prepararán
y presentarán, a la aprobación de esta Autoridad, los cuadros tarifarios para
cada área de servicio y categoría de cliente, los cuales deben ceñirse a las
fórmulas, topes y metodología establecidas;
6. Que conforme al artículo 100 de la Ley 6 de 1997, las fórmulas tarifarias
tienen una vigencia de cuatro años, las cuales podrán ser modificadas
excepcionalmente por causas contempladas expresamente en el artículo
mencionado;
7. Que mediante la Resolución AN No. 2718 - Elec del 30 de junio de 2009 se
aprobó la Empresa Comparadora, la Tasa de Rentabilidad a aplicar en el
cálculo del Ingreso Máximo Permitido y el Ingreso Máximo Permitido (IMP)
para la Empresa de Transmisión Eléctrica, S.A. para el período tarifario del 1
de julio de 2009 al 30 de junio de 2013, la cual fue notificada el 3 de julio de
2009;
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8. Que en tiempo oportuno la Empresa de Transmisión Eléctrica, S.A., interpuso
un recurso de Reconsideración en contra de la Resolución AN No. 2718 – Elec
del 30 de junio de 2008, con el propósito de que esta Autoridad modifique la
decisión adoptada;
9. Que en su escrito de reconsideración, el apoderado especial de la Empresa de
Transmisión Eléctrica, S.A., refiriéndose al análisis efectuado por esta
Autoridad a los comentarios respecto a la Empresa Comparadora, alega lo
siguiente:
9.1 Se efectuó una equiparación con el esquema organizativo y de gestión
de TRANSBA que a su juicio, no tiene sustento jurídico ni material
pues se pretende asimilar el pago de impuestos, o el cumplimiento de
normas laborales o de seguridad industrial, o de regulación sectorial en
el tema eléctrico, a los esquemas de control de una empresa pública.
9.2 Explica que la mayor y más costosa diferencia de ETESA, frente a
TRANSBA, es que la empresa comparadora tiene absoluta
independencia del manejo administrativo, presupuestario, contable,
comercial y financiero, mientras que ETESA, en virtud de su
naturaleza jurídica y características, propias de un ente público
derivadas de la propiedad del Estado del 100% de sus acciones, está
sujeta a control previo de todos sus gastos por parte de la Contraloría
General de la República; en cuanto a sus contrataciones y adquisición
de bienes, servicios y obras, a la Ley 22 de 2006 de Contratación
Pública, la Dirección General de Contrataciones Públicas, el sistema
"Panamacompra" y al Tribunal de Contrataciones Públicas. En adición,
tiene obligatoriedad de incluir cada año su presupuesto dentro de la
Ley de Presupuesto General del Estado y por lo tanto, presentar el
mismo ante las entidades correspondientes.
9.3 Sobre lo anterior, concluye que el hecho de no tomar en consideración
la activa intervención estatal en ETESA en diversos temas y ámbitos
derivados de su naturaleza jurídica establecida en la Ley 6 de 1997,
para ponderar los parámetros de eficiencia debido a las marcadas
asimetrías existentes, no permiten a esta empresa mantener una gestión
comparable con otras empresas que no tienen estas restricciones, tal
como ocurre con la empresa comparadora TRANSBA.
10. Que respecto a los parámetros de eficiencia de gastos de AOYM/VNR, el
apoderado especial adujo lo siguiente:
10.1 Al excluir los activos de valores nulos de depreciación, en la
Homologación por depreciación acumulada, el porcentaje de
depreciación acumulada, respecto a los activos brutos de TRANSBA
2000, es de l0%, en lugar de 39.8 % indicado por la ASEP en la
Resolución impugnada. La relación de antigüedad de los activos de
ETESA - 2000 (46%), respecto a la de TRANSBA - 2000 (l0%),
sigue siendo de 1:4.
10.2 En adición, considera que el ajuste de 0.08% realizado por la ASEP,
no refleja el ajuste por el mayor tiempo de uso de los activos de
ETESA, respecto a los de la empresa comparadora y que dicho ajuste
tampoco refleja los gastos adicionales que debe enfrentar ETESA por
ser una empresa estatal de Panamá, con la legislación vigente.
10.3 En atención a lo anterior solicita que esta Autoridad establezca 3%,
sobre Valor Nuevo de Reemplazo (VNR), para el conjunto de los
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parámetros de eficiencia AOYM, con lo cual se estaría reconociendo
un ajuste menor a un punto porcentual de sólo 0.82%.
11. Que en su exposición, el recurrente indica que en el análisis de los
comentarios al Plan de Expansión, se presentan diversas omisiones y errores
de activos en la Base de Capital como sigue:
11.1 La línea de transmisión subterránea Panamá-Cáceres (LIT 115-37)
fue omitida en los cálculos de la Base de Capital.
11.1.1 La referida línea de transmisión subterránea fue aprobada
mediante las resoluciones JD-5393 de 4 de julio de 2004, con la
cual se aprobó el IMP del periodo 2005-2009, con un valor
estimado de 2.1 millones y la Resolución AN No. 2296-Elec de
30 de diciembre de 2008, como parte del Plan de Expansión de
2008 (PESIN/2008), con un valor actualizado de 2.5 millones
de Balboas.
11.1.2 Que este sistema fue energizado con carga, por diez horas el 16
de noviembre de 2008 y que en diciembre de 2008 de ese
mismo año, dicho sistema fue operado por el Centro Nacional
de Despacho, para superar una condición de sobrecarga en la
línea 115-12, por lo que fue capitalizado parcialmente.
11.1.3 Indica que posteriormente y debido a problemas técnicos con
una funda del conductor subterráneo, el sistema fue declarado
sólo de emergencia y que las ampliaciones en las subestaciones
Panamá y Cáceres y línea 115-37, fue declarada en operación
comercial, a partir del 6 de marzo de 2009, por lo que solicitan
la incorporación del Sistema de Transmisión Panamá - Cáceres
en el cálculo del IMP 2009-2013, del monto pendiente de
capitalizar, correspondiente a la Sub estaciones Panamá y
Cáceres por un valor de B/.942,649.86, a partir del 6 de marzo
de 2009.
11.2 En cuanto a la flota vehicular, el apoderado especial de la Empresa
de Transmisión Eléctrica, señala que en el archivo de cálculo del
IMP, se registró un valor de B/.512,000.00, mientras que en el Flujo
de desembolsos, se aprobó un monto por B/.612,000.00, por lo que
solicitan corregir el error del monto de inversión del año 2010 el cual
debe decir B/.612,000.00.
11.3 El recurrente solicitó registrar el inicio de operación comercial de la
Línea 230-20 del Sistema de Transmisión Fortuna –Changuinola,
a partir del 1 de enero del 2009 y de la subestación Changuinola a
partir del 8 de abril de 2009, debido a que a partir del 31 de
diciembre de 2008, la línea 230-20 fue energizada y de haber estado
algún agente consumidor o generador listo para conectarse, hubiese
podido transportar la energía en condiciones normales ya que el
pasado 8 de abril se llevó parte de la carga de la ciudad de
Changuinola (6.4 MW) por dos horas, se reiteró la disponibilidad
operativa de la Línea 230-20 y se demostró que la S/E Changuinola
estaba lista para su puesta en operación comercial.
11.4 Por otra parte, requiere se incluya en la Base de Capital, el tramo 3
de la línea de Transmisión Changuinola-Frontera, que
corresponde a los 13 Km desde la subestación Changuinola, hasta la
Frontera y cuyo estimado es de 2,093,600.00 balboas a precios del
2001 y cuyo inicio de operaciones se ha programado para el 16 de
octubre del 2009.
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