Señores Edificio Office Park Vía España y Fernández de Córdoba Planta Baja, Dirección Nacional de Atención al Usuario de la Autoridad Nacional de los Servicios Públicos DSJ-236-11 23 de septiembre de 2011 REF. CONSULTA PÚBLICA No.011-11 PARA LA REVISIÓN DE LA SIGUIENTE PROPUESTA: “PROPUESTA DE METODOLOGÍA PARA EL CÁLCULO DEL SUBSIDIO QUE DEBE PAGAR LA OFICINA DE ELECTRIFICACIÓN RURAL PARA LOS PROYECTOS DE ELECTRIFICACIÓN RURAL”. Estimados señores: De conformidad con lo dispuesto en la Resolución AN No. 4775‐ Elec de 16 de septiembre de 2011, por este medio remitimos los comentarios de EDEMETEDECHI a la Propuesta de “PROPUESTA DE METODOLOGÍA PARA EL CÁLCULO DEL SUBSIDIO QUE DEBE PAGAR LA OFICINA DE ELECTRIFICACIÓN RURAL PARA LOS PROYECTOS DE ELECTRIFICACIÓN RURAL”. Para lograr una mayor comprensión hemos incorporado nuestros comentarios al cuerpo de la Metodología y los mismos están resaltados en letra cursiva y color rojo. Nuestros comentarios son los siguientes: I. INTRODUCCIÓN Los Proyectos de Electrificación Rural (PER) se efectúan en áreas de muy baja densidad de población, con una alta dispersión, resultando en áreas no rentables, por lo que la Oficina de Electrificación Rural (OER) desarrollará estos proyectos bajo el esquema de subsidio a la inversión, suministrando los fondos necesarios para la realización de estas obras. La OER evaluará las opciones para la prestación del servicio en el área respectiva por electrificar, entendiéndose que la mejor opción será la que requiera el menor costo de inversión y el menor subsidio a la operación por la prestación del servicio eléctrico. Al concesionario de 1
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distribución cuya área de concesión sea adyacente al área geográfica del PER, le corresponderá prestar el servicio eléctrico y estará obligado a incorporar a su zona de concesión el área electrificada. Este documento tiene por objeto establecer los términos y condiciones de la metodología para el cálculo de subsidio que debe pagar la OER resultante de la construcción de redes de distribución y servicio eléctrico en áreas rurales, el cual corresponderá anualmente a la diferencia no cubierta de los costos anuales por un periodo de hasta cuatro años. Comentario: Con el mayor de los respetos hemos de señalar que lo indicado en el Punto I, “Introducción” va en contra del Contrato de Concesión y la Ley 6 que indican que para los casos de solicitudes de suministro cuyo punto de suministro se encuentre fuera de la Zona de Concesión, la Empresa Distribuidora tendrá la primera opción, de estar interesada, pero no tiene la obligación de suministrar el servicio. Solo estamos obligados a brindar el servicio a todo aquel que se encuentre dentro de la Zona de Concesión que es de 500 metros desde el último poste. Los Proyectos de Electrificación Rural no sólo se realizan en áreas de muy baja densidad de población, con alta dispersión, sino que en su mayoría no tienen vías de acceso adecuadas, incluyendo puentes, para el transporte de los equipos, materiales y personal que requiere el concesionario para desarrollar y mantener la infraestructura. Por esta razón, la inversión que se debe considerar en el proyecto no sólo debe ser la netamente asociada a la infraestructura eléctrica, sino que se debe incorporar la inversión requerida para la adecuación de caminos y vías de acceso y su posterior mantenimiento. Igualmente, al concesionario que se le incorpore el área electrificada, deberá incluírsele en el subsidio o en IMP, la suma de dinero necesaria para el mantenimiento de estas vías de acceso. La ASEP establece en la introducción, segundo párrafo, lo siguiente: “Al concesionario de distribución cuya área de concesión sea adyacente al área geográfica del PER, le corresponderá prestar el servicio eléctrico, y estará obligado a incorporar a su zona de concesión el área electrificada.” Esta instrucción es contraria a lo establecido en el Artículo 95 de la Ley 58 de 2011, que establece lo siguiente: “ Artículo 95-A. Selección del Prestador. La selección del prestador se hará con base en los siguientes criterios: 1. Cuando se trate de extensión de una línea de distribución, la Oficina de Electrificación Rural evaluará las opciones para la prestación del servicio en el área respectiva por electrificar, entendiéndose que la mejor opción será 2
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la que requiera el menor costo de inversión y el menor subsidio de inversión. Al concesionario de distribución seleccionado le corresponderá prestar el servicio eléctrico y estará obligado a incorporar dentro de su zona de concesión el área electrificada por el tiempo que establezca la Oficina de Electrificación Rural.” En ninguna parte de la Ley 58 se establece que el concesionario de distribución cuya área de concesión sea adyacente al área geográfica del PER, está obligado a incorporar a su zona de concesión el área electrificada. Un concesionario de distribución, puede ser toda persona jurídica que cumpliendo con las normas legales y reglamentarias está autorizado a ejercer la actividad e distribución de energía eléctrica en una zona de concesión. Incluso la Ley establece que la Oficina de Electrificación Rural podrá escoger otro esquema de organización diferente a un concesionario de distribución eléctrica, como cooperativas, municipios, juntas comunales u otros con capacidad de ofrecer un adecuado servicio. Si la ASEP considera que la forma más eficiente de prestar el servicio en las zonas no rentables objeto de electrificación rural es a través de las concesionarias actuales de distribución, debe establecer una metodología para compensar los costes en que las empresas incurran por la prestación del servicio, para que no sean las empresas distribuidoras existentes las que subsidien la prestación del servicios en las áreas rurales no rentables. En el tercer párrafo de la introducción se establece que este documento tiene por objeto establecer los términos y condiciones de la metodología para el cálculo de subsidio que debe pagar la OER resultante de la construcción de redes de distribución y servicio eléctrico en áreas rurales, el cual corresponderá anualmente a la diferencia no cubierta de los costos anuales por un período de hasta cuatro años. Al respecto, debemos comentar que la no rentabilidad de las áreas rurales electrificadas no se compensa con un subsidio de 4 años. Estas áreas siempre son “no rentables”, salvo que se desarrolle una actividad económica que permita un desarrollo de la región, aumentando el poder adquisitivo de los pobladores del área, que se traduzca en un incremento sustancial del consumo per cápita de energía eléctrica. Por lo tanto, el párrafo debe completarse indicando que el subsidio directo de la OER será por 4 años, y de allí en adelante, serán el resto de los clientes del concesionario que subsidien a los clientes rurales, mediante un IMP de área rural que calculará la ASEP en cada revisión tarifaria para sumarlo al IMP que resulte para el resto de la concesión, y que igualmente este IMP de área
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rural será comparado con los IMP reales de estas áreas rurales, para la determinación del subsidio correcto. Igualmente, es necesario, recalcar, que los costos a subsidiar no son solamente los costos relativos a la inversión, comercialización, distribución, administración y alumbrado público del área rural electrificada, sino que se deben incorporar dentro de este subsidio, los montos necesarios para el desarrollo y mantenimiento de vías de acceso adecuadas para el transporte y movilización de los equipos, materiales y personal del concesionario que atenderá el área rural. A nuestro juicio, es preciso aclarar en la metodología a ¿qué se refieren cuando indican que se calculará el subsidio anualmente hasta un periodo de 4 años?. ¿Se convierte a partir de este momento en un subsidio cruzado que pagarán el resto de los clientes? Estos proyectos siguen siendo “NO Rentables” durante toda la vida del servicio ya que siguen siendo proyectos de muy poco consumo. El subsidio desaparecerá por sí solo con la metodología cuando el consumo haga que el proyecto sea rentable que significa que los ingresos por el IMPR superan los equivalentes con el IMP.
II. ANTECEDENTES • Conforme al artículo 95 de la Ley 6 de 3 de febrero de 1997, le corresponde al Órgano Ejecutivo, a través de la Oficina de Electrificación Rural (OER), promover la electrificación en las áreas rurales no servidas, no rentables y no concesionadas, para lo cual programará los proyectos y asignará los recursos necesarios con el objeto de cumplir con tal finalidad. • De acuerdo al artículo 79 del Decreto Ejecutivo 22 de 19 de junio de 1998, reglamentario de la Ley Sectorial de Electricidad, corresponde a la Autoridad Nacional de los Servicios Públicos aprobar normas técnicas especiales para Proyectos de Electrificación Rural (PER). • La OER promueve a través de concesionarios del servicio público de distribución y comercialización existentes, la expansión de líneas de distribución desde el límite de la zona de concesión a áreas actualmente no concesionadas y no rentables, en comunidades que están más allá de los 500 metros de las líneas existentes. • De acuerdo a la Ley 58 de 30 de marzo de 2011, por la cual se modifica y adiciona a la Ley 6 de 3 de febrero de 1997 sobre el marco regulatorio e institucional para la prestación del servicio público de electricidad, con el objetivo 4
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de impulsar la equidad en el suministro de energía eléctrica en las áreas rurales, corresponde a la Autoridad Nacional de los Servicios Públicos establecer la metodología para el cálculo del subsidio que debe pagar la OER. No hay comentarios. III. DEFINICIÓN DE TÉRMINOS Para el presente documento se definen los siguientes términos: 1. Proyectos de Electrificación Rural (PER): Proyectos para el servicio de suministro de energía eléctrica a clientes ubicados en las áreas no servidas, no rentables y no concesionadas, susceptible de ser prestado por sistemas interconectados o descentralizados de generación de energía eléctrica, de características adecuadas a las particularidades de la demanda que se debe satisfacer. Comentario: Consideramos que se debe agregar que los proyectos deben contar con vías de acceso adecuadas para el transporte de los equipos, materiales y personal que requiere el concesionario para desarrollar la actividad de distribución y comercialización, o de lo contrario, se debe incorporar en la inversión y en el subsidio los costos de inversión para la adecuación de caminos y vías de acceso y los correspondientes costos de mantenimiento.
2. Prediseño: Diagrama esquemático que describe las redes del Proyecto de Electrificación Rural, el cual contiene como mínimo la cantidad de líneas de media tensión, baja tensión y tensión combinada, cantidad de viviendas, paredillas, instalaciones eléctricas residenciales, acometidas y centros de transformación. 3. Baja tensión: Voltaje igual o inferior de 600 voltios. 4. Media tensión: La tensión mayor a 600 V y menor a 115 kV. 5. Tensión combinada: Combinación de media tensión con baja tensión. 6. OER: Oficina de Electrificación Rural. 7. Extensiones de líneas: Servicio de extender las líneas de distribución desde el área de concesión del distribuidor más cercano hasta el área no servida y no concesionada. Comentario: Esta definición es muy riesgosa para los concesionarios de distribución actuales. En las zonas de concesión, se dan áreas en donde sólo 5
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existen líneas de alta tensión o de sólo media tensión: El PER asumirá los costos de transformación para las interconexiones eléctricas?. Por otro lado, la extensión de una línea no necesariamente se inicia en el límite de la ZC, pueden haber muchos casos donde la extensión inicia mucho antes de la ZC. Proponemos que la definición señale lo siguiente: 7. Extensiones de líneas: Servicio de extender las líneas de distribución desde el punto de conexión con la línea eléctrica existente dentro del área de concesión del distribuidor más cercano, hasta el área no servida y no concesionada. 8. Sistemas aislados: Servicio de electricidad a través de sistemas descentralizados con una demanda máxima hasta de cincuenta (50) MW, el cual podrá ser prestado por una sola empresa encargada de la generación, transmisión y distribución. Se incluyen los sistemas fotovoltaicos para el suministro eléctrico. 9. Clientes base: Cantidad de viviendas inventariadas en las comunidades que conforman el PER. 10. Clientes reales: Cantidad de clientes, ya sea viviendas o locales comerciales electrificados en las comunidades que conforman el PER en operación. 11. Consumo real: Consumo facturado a los clientes reales de las comunidades que conforman el PER. 12. IMPER: Ingreso máximo permitido para electrificación rural. 13. IMPU Distribución: Cargo unitario de distribución para electrificación rural. 14. IMPU Pérdidas: Costo unitario de pérdidas para electrificación rural. 15. ASEP: Autoridad Nacional de los Servicios Públicos. 16. Presupuesto a Detalle: Documento que el oferente presenta a la OER conteniendo una lista de precios unitarios de estructuras, unidades constructivas, lista de materiales, cantidades y desglose de la estructura de costos que constituyen el monto total de las obras de construcción de un PER.
IV. METODOLOGÍA Para determinar los subsidios del Estado para los Proyectos Electrificación Rural, se deberá aplicar la metodología que se detalla a continuación: IV.1 Aporte a la Inversión de Proyectos de Electrificación Rural (PER) 6
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Determinado el prestador por la Oficina de Electrificación Rural y el valor inicial de las instalaciones necesarias, la OER destinará los fondos requeridos para la realización de los proyectos. El concesionario de distribución seleccionado asumirá la prestación del Servicio. Comentario: Debemos resaltar que el concesionario de distribución se encargará de la prestación del servicio siempre que haya aceptado el monto del subsidio y éste sea reconocido como parte del IMPR consensuado. Tal como hemos mencionado anteriormente, debe incluirse que la OER destinará los fondos requeridos para la realización de los proyectos, incluyendo los costos necesarios para el desarrollo de las vías de acceso adecuadas y puentes para el transporte de los equipos, materiales y personal que requiere el concesionario para desarrollar la actividad de distribución y comercialización y los correspondientes costos de mantenimiento. Debe agregarse que el concesionario de distribución que asuma la prestación del servicio deber contar con una garantía del Estado de que va a recibir el subsidio a tiempo. La experiencia de EDEMET y EDECHI es que desde el año 2010, se han presentado facturas a la OER por subsidio de este tipo, y a la fecha la OER no ha pagado ninguna de las facturas presentadas IV.1.1 Extensiones de Líneas La OER aportará el 100% de los fondos requeridos para la realización de los proyectos de Electrificación Rural, dentro de los cuales se encuentra el costo del cargo por conexión de cada suministro y las instalaciones internas, conformadas por lo menos de lo siguiente: • Paredilla • Receptáculo para medidor • Tipo de Entrada • Interruptor principal • Dos (2) focos fluorescentes • Dos (2) interruptores • Dos (2) tomacorrientes • Materiales y accesorios
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Para el cálculo del subsidio de inversión se procederá de la siguiente forma: De forma anual la OER debe identificar y priorizar las zonas rurales no servidas, no rentables y no concesionadas, para definir las comunidades que formarán parte de los PER que serán requeridos y calcular los subsidios de inversión por cada uno de ellos. 1. Para cada PER o grupo de PER la OER proveerá a la empresa de distribución a que corresponda al área a electrificar, la descripción del proyecto a través de la presentación de un prediseño de las redes del PER, con la siguiente información mínima:
• Ubicación geográfica y características del tipo de conexión que se requiere. • Proyección de materiales para el alumbrado público de la nueva red. • Proyección de empalmes, medidor, costo de conexión de las redes internas a requerirse. • Esquemático de prediseño de la red del PER que incluya como mínimo las siguientes cantidades: √ Metros de líneas de media tensión, baja tensión y/o combinado. √ Viviendas √ Paredillas √ Instalaciones eléctricas residenciales √ Acometidas √ Centros de transformación 2. La empresa de distribución eléctrica realizará la inspección en campo de cada PER (en caso de requerirse) y presentará a la OER un presupuesto a detalle, que incluya las instalaciones internas de las viviendas. 3. La OER verificará el presupuesto presentado por la empresa de distribución eléctrica contra el estimado de inversión calculado por ellos previamente con el fin de determinar la aprobación. 4. Si la diferencia entre el presupuesto presentado por la empresa de distribución eléctrica y el estimado por la OER es diferente en un valor no mayor a ± 10%, el 8
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presupuesto será aprobado. En caso contrario, el presupuesto presentado por la empresa de distribución eléctrica será revisado y sustentado (de requerirse) hasta unificar las diferencias para la aprobación del presupuesto del costo de la inversión. 5. Una vez aprobado por la OER el costo de la inversión de cada PER, así como el costo de las instalaciones internas, las partes procederán a firmar el respectivo contrato de ejecución de obras del PER. 6. La OER aportará el 100% del monto requerido para la inversión del PER. Comentario: Consideramos que el apartado anterior debe indiciar que la OER aportará el 100% del monto requerido para la construcción de las obras eléctricas necesarias para brindar el suministro de energía eléctrica. No se incluye en el pago a la Distribuidora las instalaciones internas de las viviendas. 7. La empresa de distribución procederá a construir las instalaciones. 8. La OER se reserva el derecho de construir las instalaciones, de conformidad con las normas de construcción de redes de distribución aérea vigentes según sea el prestador seleccionado. Comentario: No es responsabilidad de las Empresas Distribuidoras construir las instalaciones internas de los clientes más allá del punto de entrega, que es el lado fuente del medidor eléctrico. No se puede obligar a las distribuidoras a realizar trabajos que son de responsabilidad exclusiva de los dueños de los inmuebles, por lo que inclusive, no es ni siquiera responsabilidad de la OER construirla. Consideramos que esta atribución, tampoco está establecida en la Ley 58 de 2011, y va en contra de las normas vigentes. Ya se ha tenido experiencia con un proyecto piloto de 70 proyectos donde EDEMET aceptó cooperar con la OER en las instalaciones internas y el resultado fue frustrante y muy malo. Los dueños no permiten el acceso, las viviendas no están en capacidad de recibir el suministro, no hay donde instalar el equipo de medida, no existe forma de instalar los tomacorrientes, etc. Además, la Distribuidora queda inmersa en una responsabilidad futura por garantías de posibles daños en los materiales y además envuelta en problemas en caso de incendios en las viviendas por ser la empresa que instaló internamente los accesorios eléctricos. Además, de las dificultades que se enfrentan con los Cuerpos de Bomberos de cada zona al no querer aprobar los permisos de ocupación o eléctricos de cada suministro. Finalmente hemos de manifestar que una Empresa Distribuidora no tiene expertos
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ni el “Know How” para este tipo de instalaciones por lo que queda a merced de terceras personas sin aportar valor alguno. Así y en base a lo anterior, y siguiendo los numerales del párrafo en comento solicitamos: 1. Modificar el texto para que se elimine las instalaciones internas de las viviendas. 2. … 3. .. 4. Modificar el texto para que se elimine las instalaciones internas de las viviendas. 5. Agregar que el 100% del monto requerido para la inversión del PER debe incluir los montos necesarios para el desarrollo de las vías de acceso adecuadas y puentes para el transporte de los equipos, materiales y personal que requiere el concesionario para desarrollar la actividad de distribución y comercialización y los correspondientes costos de mantenimiento. 6. Modificar a que diga concesionario de distribución. Y además debe decir así: El concesionario de distribución, después de haber recibido de la OER el aporte del 100% del monto requerido para la inversión, así como haber conseguido las autorizaciones de las autoridades competentes de los derechos de servidumbre, de igual manera deberá completar la OER todos los trámites de servidumbres en caso que se requiera del pago a terceras personas privadas. Sin estos dos requisitos cubiertos, la Distribuidora iniciará la gestión de la construcción de las instalaciones, basado en un plan de construcción que incluirá la adquisición de materiales y equipos, y la formalización de las contratas que ejecutarán las obras. 7. .. 8. La OER será encargada de realizar las gestiones para la adquisición y asumir las indemnizaciones necesarias para la utilización de terrenos privados o servidumbres, en los casos que no sea posible la utilización o no existan servidumbres públicas para la construcción de las infraestructuras de los PER. Se debe aclarar que la OER se reserva el derecho de construir las instalaciones, pero obligatoriamente cumpliendo con las normas de construcción de redes de distribución vigente de la distribuidora.
IV.1.2 Sistemas Aislados 10
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Para los PER que se desarrollen como sistemas aislados que no sean a través de los concesionarios, se utilizará el proceso de libre concurrencia o licitación, para que los interesados presenten sus propuestas técnicas y económicas, la cual contendrá el detalle de ingeniería de las obras a ejecutar. Para el caso que se desarrolle un sistema de red de distribución, la Oficina de Electrificación Rural preparará la siguiente información mínima en el documento de licitación: 1. Ubicación geográfica del PER (Coordenadas UTM) 2. Determinación de la fuente de energía primaria, describiendo el sistema de generación a utilizar. 3. Proyección de materiales para el alumbrado público de la nueva red. 4. Proyección de empalmes, medidor, costo de conexión de las redes internas a requerirse. 5. Esquemático de prediseño de la red del PER que incluya como mínimo las siguientes cantidades: • Metros de líneas de media tensión, baja tensión y/o combinado. • Viviendas • Paredillas • Instalaciones eléctricas residenciales • Acometidas • Centros de transformación Para el caso que el desarrollo sea a través del suministro y montaje de sistemas fotovoltaicos, la OER preparará la licitación considerando la cantidad de viviendas o locales, las instalaciones eléctricas y el Modelo de Gestión del PER para la prestación del servicio eléctrico. La OER se reserva el derecho de construir las instalaciones siguiendo las normas de construcción eléctrica de la República de Panamá. Comentario: Dentro de la información que se está considerando que entregará la OER de cada PER, se incluyen instalaciones eléctricas residenciales, es decir, instalaciones internas de las viviendas. Solicitamos se elimine este concepto, ya que en caso, que EDEMET y EDECHI acepten algún proyecto de electrificación 11
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rural, nuestra responsabilidad debe mantenerse hasta el medidor, como lo establece la regulación vigente. La OER debe ser responsable de las instalaciones internas, dado que en la regulación vigente, esto es responsabilidad de los clientes. La experiencia de EDEMET y EDECHI es que los clientes no quieren ser conectados al servicio eléctrico, o no dan acceso a sus viviendas, o los Cuerpos de Bomberos no dan los permisos requeridos. Por lo tanto, es la OER que le compete convencer tanto a los residentes como a las autoridades de la necesidad de que se conecten al servicio eléctrico. Consideramos que esta atribución, tampoco está establecida en la Ley 58 de 2011, y va en contra de las normas vigentes. Tomar en cuenta que el monto requerido para la inversión del PER debe incluir los montos necesarios para el desarrollo de las vías de acceso adecuadas y puentes para el transporte de los equipos, materiales y personal que requiere el concesionario para desarrollar la actividad de distribución y comercialización y los correspondientes costos de mantenimiento. Considerar que el concesionario de distribución, después de haber recibido de la OER el aporte del 100% del monto requerido para la inversión, así como todos los derechos de servidumbre que para estos fines proveerá la OER, procederá a iniciar la gestión de la construcción de las instalaciones, basado en un plan de construcción que incluirá la adquisición de materiales y equipos, y la formalización de las contratas que ejecutarán las obras. La OER será encargada de realizar las gestiones para la adquisición y asumir las indemnizaciones necesarias para la utilización de terrenos privados o servidumbres, en los casos que no sea posible la utilización o no existan servidumbres públicas para la construcción de las infraestructuras de los PER. IV.2 Aporte del Estado al costo de prestar el servicio de distribución y comercialización en las zonas con Proyectos de Electrificación Rural Para el cálculo del subsidio se procederá de la siguiente forma: IV.2.1 Extensión de Líneas 1. El Aporte del Estado (AE) será la diferencia entre el Ingreso Máximo Permitido para Electrificación Rural….y el Ingreso Estimado del semestre (p), el que se efectuará a la empresa de distribución en un solo pago por semestre. …… Comentario: Solicitamos se agregue que este pago lo debe hacer la OER a más tardar treinta (30) días calendarios después de haber recibido la factura. Si pasados los treinta (30) días, la OER no ha pagado la factura correspondiente al 12
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AEp, a la factura se le aplicará el recargo por morosidad vigente, utilizando la tasa de interés establecida en el Régimen Tarifario de Distribución y Comercialización vigente. Pasado los 60 días, la concesionaria podrá cortar el suministro a todos los consumidores rurales del PER, cuyo AEp no ha sido pagado por la OER. 2. Una vez iniciada la operación del PER, se calculará el …..del semestre con el precio promedio (B/./ kWh) que se establezca como costo de prestar el servicio en el área establecida en el IMPU Distribución y el IMPU Pérdidas multiplicados por el consumo base y por los seis meses del semestre, de acuerdo a la siguiente fórmula…. Comentario: Al respecto, debemos comentar que la no rentabilidad de las áreas rurales electrificadas no se compensa con un subsidio de 4 años. Estas áreas siempre son no rentables, salvo que se desarrolle una actividad económica que permita un desarrollo de la región, aumentando el poder adquisitivo de los pobladores del área, que se traduzca en un incremento sustancial del consumo per cápita de energía eléctrica. Por lo tanto, el párrafo debe completarse indicando que el subsidio directo de la OER será por 4 años, y de allí en adelante, serán el resto de los clientes del concesionario que subsidien a los clientes rurales, mediante un IMP de área rural que calculará la ASEP en cada revisión tarifaria para sumarlo al IMP que resulte para el resto de la concesión, y que igualmente este IMP de área rural será comparado con los IMP reales de estas áreas rurales, para la determinación del subsidio correcto. Además deber incorporarse los costos de mantenimiento de las vías de acceso para el transporte de equipo, materiales y personal del concesionario de distribución. IV.5 Actualización dentro del Periodo Tarifario 1. Los cálculos del IMPU Distribución y del IMPU de Pérdidas para los Proyectos de Electrificación Rural, se revisarán y aprobarán para cada periodo de vigencia de las fórmulas tarifarias, según establece el Artículo 100 de la Ley 6 de 3 de febrero de 1997. 2. Los valores del IMPU Distribución y del IMPU de Pérdidas de los Proyectos de Electrificación Rural se ajustarán semestralmente como se indica a continuación: • IMPU Distribución (sin pérdidas) se actualizará con el Índice de Precios… No hay comentarios. V. PRESUPUESTO DE LAS INVERSIONES DEL PER 13
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1. Los tipos de construcción del tipo aéreo que usualmente se hacen son cuatro (4) a saber: - Trifásico, media tensión - Monofásico, medía tensión - Monofásico, medía tensión y baja tensión, - Monofásico, baja tensión. Se definen cada uno así: a. Trifásico, media tensión: es el vano de línea entre dos postes adyacentes, medido en metros, el cual tiene tres conductores en media tensión y un conductor neutral, o sea cuatro conductores. b. Monofásico, media tensión: es el vano de línea entre dos postes adyacentes, medido en metros, el cual tiene un conductor en media tensión y un conductor neutral, o sea dos conductores. c. Monofásico, medía tensión y baja tensión: es el vano de línea entre dos postes adyacentes, medido en metros, el cual tiene un conductor en media tensión, un conductor neutral, y dos conductores en baja tensión, o sea cuatro conductores. d. Monofásico, baja tensión: es el vano de línea entre dos postes adyacentes, medido en metros, el cual tiene un conductor neutral y dos conductores en baja tensión, o sea tres conductores. 2. Para establecer el presupuesto debe considerarse que cada uno de los cuatro tipos de construcción tiene un costo por Metro Lineal distinto, por lo cual el costo de una extensión de línea se determina considerando los metros de cada tipo que conforman la línea, y luego se suman los costos de cada uno de los tipos de línea que conforman la extensión de línea, para dar con el costo de la extensión de línea. 3. Para los Proyectos de Electrificación Rural (PER) que se ubiquen dentro de los 500 metros de las líneas de distribución existentes se utilizará la Tabla de Costos Unitarios por metro lineal aprobada. Ejemplo: Una extensión de línea de 400 metros con el siguiente diseño. 1234567 Poste existente 14
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Poste a instalar (nuevo) Línea existente Línea de media tensión monofásica a construir Línea de baja tensión monofásica a construir 100m 50m 50m 100m 50m 50m Comentario: En este modelo de valoración económica que propone la metodología, no se contemplan todos los materiales ni elementos que componen la red que será construida como parte del PER. Además, existen muchas particularidades en cada proyecto que lo separan de costos medios, como podas, accesos, utilización de postes metálicos, vanos mucho más extensos por accidentes geográficos distintos, etc. La propuesta de la Distribuidora es que para cada caso, se realice el diseño o se verifique el propuesto por la OER; y de estar de acuerdo con las normas de diseño y construcción de la Distribuidora, ésta confeccionará un presupuesto a detalle utilizando los sistemas informáticos que existen para estos menesteres. Este es el método que se está utilizando actualmente para el desarrollo de los PER y no ha tenido ningún contratiempo. VI. CALCULO DEL COSTO PERMITIDO DE PRESTAR EL SERVICIO POR PARTE DE LA ASEP El costo permitido de prestar el servicio será calculado por la Autoridad Nacional de los Servicios Públicos (ASEP) y establecido mediante Resolución para que sea utilizado en el cálculo del subsidio. El costo permitido IMPU Distribución y el IMPU Pérdidas lo calculará la ASEP considerando las ecuaciones derivadas de las formulaciones generales establecidas en el Régimen Tarifario del Servicio Público de Distribución y Comercialización de Energía Eléctrica, y se calcularán de la siguiente forma:…. Comentario: Se debe agregar que este pago lo debe hacer la OER a más tardar treinta (30) días calendarios de haber recibido la factura. Si pasados los treinta (30) días, la OER no ha pagado la factura correspondiente al AEp, a la factura se le aplicará el recargo por morosidad vigente, utilizando la tasa de interés establecida en el Régimen Tarifario de Distribución y Comercialización vigente. Pasado los 60 días, 15
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la concesionaria podrá cortar el suministro a todos los consumidores rurales del PER, cuyo AEp no ha sido pagado por la OER. Parece excesivo cortar, aunque es cierto que el no pago como hasta la fecha ocasiona problemas, de nuevo como opción decir que en los ajustes semestrales se incluirán las facturas no pagadas con vencimiento superior a 60 días. Comentario: Es necesario que se aclare en este documento, que pasados los 4 años, la ASEP adicionará al IMP de la concesionaria de Distribución, el IMP que calculará para las zonas de electrificación rural, como un IMP de un área representativa. Estos serán cálculos separados, siguiendo los criterios de cada área representativa, que luego serán sumados para obtener un IMP total. También se debe incorporar que de no hacer la ASEP el cálculo del IMP de la zona rural con las condiciones que caracterizan a esta zona, se continuará aplicando el AEp con el valor vigente a esa fecha. Con respecto al uso de empresas comparadoras para la determinación del Costo Permitido para prestar el servicio eléctrico en áreas rurales, tenemos los siguientes comentarios: -
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La ASEP tiene conocimiento que la ecuaciones de eficiencia, tal como están formuladas, no utilizan variables físicas, tal como kms de red, con lo cual, no toman en cuenta la dispersión geográfica que es más acentuada en las áreas rurales, y que como ya hemos indicado en otras consultas públicas, impacta los costos de distribución y comercialización. Es obvio que el resultado de la aplicación de estas ecuaciones no reflejará los costos reales de atender el suministro eléctrico en estas áreas rurales. Adicional, la selección de empresas comparadoras, tomando en cuenta la relación 0.005 KW/mes, no refleja las características de las áreas rurales de Panamá. Cuando se uso este parámetro, pudimos constatar que los costos resultantes estaban acordes para proyectos que estaban a no más de 2 Kms de la red de distribución y cuya cantidad total de redes construidas o adicionadas, no superaba 400 Kms. Dado que en esta metodología, la mayoría de los proyectos que se cubrirán serán los que están ubicados más allá de 2 Kms de las redes de distribución existentes, y que el perímetro es indeterminable, lógicamente que el resultado de la aplicación de ecuaciones de eficiencia basados en dicho parámetro, dará menos ingresos que los requeridos para brindar el servicio eléctrico a estos PER. En nuestra concesión, esta relación no ha superado 0.0004 KW/mes, que como se puede observar la diferencia es notable. Por otra parte, en este documento no se menciona nada con respecto a las Normas de Calidad que se aplicarán en estas zonas rurales. Es obvio que no se pueden aplicar las Normas de Calidad vigentes. De hecho en la EDEMET-EDECHI
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Resolución AN N° 1706 de 2008, la ASEP estableció nuevas normas de calidad para proyectos que estaban no más de 2 Kms de las redes de distribución. Esta metodología aplicará para proyectos que estarán a más de 2 Kms de las redes actuales, lo que significa que las normas de calidad deben ser diferente a las establecidas en la AN N° 1706. Si a lo anterior, se le agrega la dificultad de accesar a estas áreas, por la falta de vías de acceso adecuadas los costos reales de prestar el servicio de distribución y comercialización se incrementan sustancialmente. Por lo tanto, consideramos necesario, que a fin de cumplir con el objetivo establecido en la Ley 58 de 2011 de promover la electrificación en las áreas rurales no servidas, no rentables y no concesionadas, se debe redefinir el mecanismo mediante el cual se determinará los ingresos que rentabilizan estas áreas. De lo contrario, será el concesionario de distribución el que estará subsidiando la electrificación de las áreas rurales, situación que va contra la actividad privada del concesionario, y que afectará su rentabilidad. En ninguno de proyectos que EDEMET y EDECHI han energizado se ha cumplido con la proyección de consumo dada por la OER. El consumo de 60 kWh mensual no puede permanecer constante en cada período de revisión tarifaria (4 años) sino que semestralmente debe actualizarse en cada período semestral de actualización de las tarifas. Debe definirse como se establece lar D (carga máxima a nivel de punto de inyección al sistema de distribución). De donde se obtiene este valor? Es para cada PER? No es razonable, por lo que consideramos que debe ser un error involuntario de la ASEP, que para proyectos de electrificación rural en zonas aisladas las pérdidas aceptadas de las empresas comparadoras sean de 12% hacia arriba, en tanto que para sistemas interconectados sean de 6%. Esto debe ser un error, ya que está claro que la incorporación de nueva demanda, y con líneas tan extensas, afectan más las pérdidas técnicas en sistemas interconectados que en un sistema aislado donde la fuente primaria de generación está muy cerca de la demanda. Utilizar empresas comparadoras con 6% de pérdidas para el cálculo del IMP de proyectos de electrificación rural no aislados es atentar contra los ingresos de las empresas que asuman tal responsabilidad ya que estos niveles de pérdidas técnicas no se alcanzan ni tan siquiera en zonas urbanas mucho más concentradas. Solicitamos a la ASEP, que verifique este punto y haga las correcciones necesarias para que las empresas comparadoras para PER no aislados, es decir los que se conecten a las redes existentes de la distribuidoras, solo sean aquellas cuyas pérdidas superen el 12% y no el 6%.
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EDEMET-EDECHI
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Por otra parte, en este documento no incluye las Normas de Calidad que se aplicarán en estas zonas rurales. La Resolución AN N° 1706 de 2008, la ASEP estableció nuevas normas de calidad para proyectos que estaban no más de 2 Kms de las redes de distribución. No obstante, esta metodología aplicará para proyectos que están a más de 2 Kms de las redes actuales, lo que significa que las Normas de Calidad deben ser más flexibles que las establecidas en la AN N° 1706. Por lo tanto, solicitamos se incorporen las Normas de Calidad que aplicarían para estos clientes.
Atentamente,
Cinthya Camargo
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