Resolución Nº 2.356 - Modifica la Resolución Nº 5.851, Metodologia para la aplicacion de los recargos y retribuciones por incumplimientos en los niveles de tension, factores de potencia y curvas P/Q

13.1 Punto de Interconexión del Gran Cliente Cemento Panamá, S.A., tanto para los niveles de tensión como para el factor de potencia, en razón de la interconexión de la planta de generación El Giral a la S/E Cemento Panamá, por lo cual se reubican al Tl de Cemento Panamá;

13.2 Puntos de interconexión de EDECHI en la S/E Progreso para el factor de potencia, los cuales se reubican en los circuitos 34-41 y 34-42; 13,3 Agregar puntos de interconexión para EDEMET en la S/E Llano Sánchez para los niveles de tensión, por la entrada en operación de las líneas 230- 12 y 230-13;

13.4 Agregar puntos de interconexión para ELEKTRA en la S/E Panamá II para los niveles de tensión, por la entrada en operación de las líneas 230- 12 y 230-13; Que la aprobación de los puntos de interconexión anteriormente enunciados, tanto para el cálculo de los Niveles de Tensión y el Factor de Potencia, no implica la <!-- page 3 --> No 26940-A Gaceta Oficial Digital, miércoles 28 de diciembre de 2011 Resolución AN N%215b-Elec de Y de enero de 2009 Página N? 3 necesidad de llevar a cabo un nuevo proceso de consulta ciudadana, toda vez la METODOLOGÍA otorga a la ASEP la potestad de aprobarlos, previa solicitud del CND, por lo que el Administrador General, RESUELVE: PRIMERO: MODIFICAR los numerales 2.2 Niveles de Tensión y 2.3 Factores de Potencia, de la Metodología Especifica para la aplicación de los recargos y retribuciones por incumplimientos en los Niveles de Tensión, Factores de Potencia y Curvas P/Q, aprobada mediante Resolución JD-5851 de 16 de febrero de 2006, modificada por las Resoluciones AN N? 074-Elec de 15 de junio de 2006 y AN N* 2149-Elec de 17 de octubre de 2008, tal como se establece en el Anexo A de la presente Resolución, de la que forma parte integral. SEGUNDO: COMUNICAR que la Autoridad Nacional de los Servicios Públicos emitirá una versión unificada que contenga todos los cambios aprobados a traves de la presente resolución. TERCERO: ADVERTIR que queda vigente e inalterable el resto de la Resolución JD-5851 de 16 de febrero de 2006 y demás modificaciones. CUARTO: Esta Resolución rige a partir de su notificación. FUNDAMENTO DE DERECHO: Ley 26 de 29 de enero de 1996, modificada por el Decreto Ley N* 10 de 22 de febrero de 2006, Ley 6 de 3 de febrero de 1997; Ley N* 6 de 22 de enero de 2002. Resolución JD-5216 de 14 de abril de 2005 y sus modificaciones. NOTIFÍQUESE, PÚBLIQUESE Y CÚMPLASE, Y: [CTOR qeRIA G. Administradof General En Panamá alos. Clas á 16) dias dol mes de ENERO de 20.07 Mt pela TAL Nolifico al Ss IIA Resolución que antscede En Panamá a los del maes de Maa mil Alu Notifico al Sr Resolución que antecade <!-- page 4 --> No 26940-A Gaceta Oficial Digital, miércoles 28 de diciembre de 2011 ANEXO -—A Se modifican los numerales 2.2 Niveles de Tensión y 2.3 Factores de Potencia, de la Resolución JD-5851 de 16 de febrero de 2006, modificada por la Resolución AN N? 074- Elec de 15 de junio de 2006 y modificada por la Resolución AN N* 2149 de 17 de octubre de 2008, los cuales quedaran de la siguiente manera:

2.2 Niveles de Tensión De acuerdo al Artículo 93 del Reglamento de Transmisión, las mediciones de los niveles de tensión deberán registrarse en los puntos del Sistema Principal de Transmisión en donde se interconecten Empresas de Distribución y Grandes Clientes. Para la determinación de los puntos del Sistema Principal de Transmisión en donde se evaluarán los niveles de tensión, se utiliza la clasificación de los activos de la Empresa de Transmisión Eléctrica, S. A. que forman parte del Sistema Principal de Transmisión y que fue establecida por el Ente Regulador de los Servicios Públicos en el Anexo C de la Resolución No. JD-5216 de 14 de abril de 2005. Para el caso de la tensión se calculará el valor de la tensión a evaluar para cada una de las líneas que se detallan más adelante de la siguiente manera: kV = (KVAN + kVBN + kVCN)/ 3 en donde: KV: es el voltaje nominal de la línea KVAN: es el voltaje de la fase A neutro KVBN: es el voltaje de la fase B neutro KVCN: es el voltaje de la fase C neutro Observando la anterior clasificación de activos del Sistema Principal de Transmisión y la formulación del cálculo de voltajes, tenemos lo siguiente: Empresa de Distribución Eléctrica Chiriquí S.A. (EDECHI) Punto de Interconexión al Sistema Principal de Transmisión en S/E Caldera: serán los registros medidos en el patio de 115 KV (equipamiento del Sistema Principal de Transmisión), por ende serán las mediciones del medidor SCADA de la línea 115-19, Punto de Interconexión al Sistema Principal de Transmisión en S/E Mata de Nance: serán los registros medidos en el patio de 230 KV (cquipamiento del Sistema Principal de Transmisión), para este caso será el promedio de los registros de las mediciones de los medidores SCADA de las líneas 230-7, 230-8, 230-5B, 230-6B y 230-9, <!-- page 5 --> No 26940-A Gaceta Oficial Digital, miércoles 28 de diciembre de 2011 registros en el patio de 230 KV (equipamiento del Sistema Principal de Transmisión), para este caso será el promedio de los registros de las mediciones de los medidores SCADA de las líneas 230-9 y 230-10, Empresa de Distribución Eléctrica Metro — Oeste S.A. (EDEMET) Punto de Interconexión al Sistema Principal en S/E Llano Sánchez: serán los registros en el patio de 230 KV (equipamiento del Sistema Principal de Transmisión), para este caso será el promedio de los registros de las mediciones de los medidores SCADA de las líneas 230- 3B, 230-4B, 230-5A, 230-6A, 230-12, 230-13, 230-14 y 230-15, Punto de Interconexión al Sistema Principal de Transmisión en S/E Chorrera: serán los registros en el patio de 230 KV (equipamiento del Sistema Principal de Transmisión), para este caso será el promedio de los registros de las mediciones de los medidores SCADA de las líneas 230-3A, 230-4A, 230-3B, 230-4B y 230-11, Punto de Interconexión al Sistema Principal de Transmisión en S/E Panamá: serán los registros en el patio 115 KV (equipamiento del Sistema Principal de Transmisión). de modo que se considerarán las mediciones del medidor SCADA de la línea 115-22 y 115-38. Punto de Interconexión al Sistema Principal de Transmisión en Cáceres: serán los registros en el patio 115 KV (equipamiento del Sistema Principal de Transmisión), de modo que se considerarán las mediciones del medidor SCADA de las líneas 115-6 y 115-8, Empresa de Distribución Eléctrica ELEKTRA Noreste S.A. (ELEKTRA) Punto de Interconexión al Sistema Principal de Transmisión en S/E Panamá: serán los registros en el patio de 115 KV (equipamiento del Sistema Principal de Transmisión), para esta caso se considerarán los registros de los medidores SCADA de las líneas 115-9, 115- 10 y 115-7. Punto de Interconexión al Sistema Principal de Transmisión en S/E Panamá Il: serán los registros en el patio de 230 KV (equipamiento del Sistema Principal de Transmisión), para este caso será el promedio de los registros de las mediciones de los medidores SCADA de las líneas 230-1B, 230-2A, 230- 1C, 230-2B, 230-12, y 230-13. Punto de Interconexión al Sistema Principal de Transmisión en línea 1 15-3 (S/E Chilibre): registros de las mediciones del medidor SCADA de las líneas 115-3A y 115-5B (equipamiento del Sistema Principal de Transmisión). Gran Cliente Cemento Panamá S.A. (CPSA) Punto de Interconexión de CPSA: registros de las mediciones del medidor SCADA del Tl, Todos los valores a que se hace referencia en esta recopilación, para los niveles de tensión, se refieren exclusivamente a cuando las líneas estén operando normalmente, es decir se <!-- page 6 --> No 26940-A Gaceta Oficial Digital, miércoles 28 de diciembre de 2011 excluirán los registros de cuando las líneas están fuera de operación por mantenimiento o por fallas. Si posteriormente a la aprobación de la presente Metodología Específica se presentan al Sistema Principal de Transmisión, nuevos puntos de interconexión o se eliminan algunos de los indicados, por parte de las Empresas de Distribución y Grandes Clientes, el CND propondrá al ERSP su inclusión o eliminación, según sea el caso, al presente listado. El ERSP deberá informar al CND su decisión al respecto.

2.3 Factores de Potencia Los registros de los factores de potencia se realizará por medio del procesamiento de la información de potencia real y potencia reactiva de cada uno de los puntos de interconexión de las Empresas de Distribución y Grandes Clientes conectados al Sistema Principal de Transmisión con el procedimiento que se explica más adelante en este punto. Para los casos de las empresas de distribución y Grandes Clientes conectados al Sistema Principal de Transmisión, los registros a considerar para la determinación de los factores de potencia serán aquellos en donde se detecte que la energía real o activa (kW) sale del Sistema Principal de Transmisión y entra al sistema de distribución correspondiente o al sistema del Gran Cliente, independientemente de la dirección de la energía reactiva (KVAR). Con esta información se realizará el cálculo del factor de potencia de la siguiente manera: Para estos cálculos, el CND aplicará lo establecido en la Sección VII.2.1, es decir, considerar para cada Empresa de Distribución y Grandes Clientes conectados al Sistema Principal de Transmisión, la sumatoria de la potencia real y potencia reactiva de todos los circuitos que concurren a un mismo punto de interconexión, para asi determinar los factores de potencia, que cumplirá la siguiente expresión: FP = MW / (MW? + MVAR?)'” Dentro de esta sumatoria se tomará en cuenta la dirección de la potencia reactiva con el objetivo de verificar el estatus de este indicador, es decir en atraso (-) o en adelanto (+). Empresa de Distribución Eléctrica Chiriquí, S.A. (EDECHI) Punto de Interconexión de EDECHI en S/E Caldera: se considerarán los registros del medidor SCADA de la línea 115-19. Punto de Interconexión de EDECHI en S/E Mata de Nance: se considerará la sumatoria de la potencia real y potencia reactiva de los registros de los medidores SCADA de las líneas 34-9, 34-10, 34-11 y 34-15, <!-- page 7 --> No 26940-A Gaceta Oficial Digital, miércoles 28 de diciembre de 2011 Punto de Interconexión de EDECHT en S/E Progreso: a) 5e considerará la sumatoria de la potencia real y potencia reactiva de los registros de los medidores SCADA de las líneas 34-41 y 34-42. b) se consideraran los registros del medidor SCADA de la línea 115-25. Empresa de Distribución Eléctrica Metro-Oeste, S.A. (EDEMET) Pu terconexión de EDEMET en S/E Llano Sánchez: Se considerará la sumatoria de la potencia real y potencia reactiva de los registros de los medidores SCADA de las líneas 34-30, 115-13, 115-14 y 115-27. Punto de Interconexión de EDEMET en S/E Chorrera: se considerará la sumatoria de la potencia real y potencia reactiva de los registros de los medidores SCADA del punto Tl y T2. Punto de Interconexión de EDEMET en S/E Panamá y S/E Cáceres: se considerarán los registros de las líneas de los medidores SCADA de las líneas 115-6, 115-8, 115-22, 115-38, y del medidor SCADA ubicado en la S/E Cerro Viento de la línea 115-11; para lo cual se determinarán las direcciones de los flujos de energía activa y reactiva, por separado, para cada período de los registros y para cada línea. Luego se sumarán los registros correspondientes a la cnergía activa, al igual que los correspondientes a la energía reactiva, tomando en consideración la convención de signos que establezca el CND para el caso cuando el flujo sea positivo, al igual que cuando el flujo sea negativo. Empresa de Distribución Eléctrica ELEKTRA Noreste, S.A. (ELEKTRA) Punto de Interconexión de ELEKTRA en S/E Panamá: se considerará la sumatoria de la potencia real y potencia reactiva de los registros de los medidores SCADA de las líneas 115-9, 115-10 y 115-7, “Punto de Interconexión de ELEKTRA en S/E Panamá Il: se considerarán los registros de las líneas de los medidores SCADA de las líneas 115-32, 115-33, 115-28, 115-29, y del medidor SCADA ubicado en la S/E Cerro Viento de la línea 115-11; para lo cual se determinarán las direcciones de los flujos de energía activa y reactiva, por separado, para cada período de los registros y para cada línea. Luego se sumarán los registros correspondientes a la energía activa, al igual que los correspondientes a la energía reactiva, tomando en consideración la convención de signos que establezca el CND para el caso cuando el flujo sea positivo, al igual que cuando el flujo sea negativo. Punto de Interconexión de ELEKTRA en S/E Chilibre: a) Se consideraran los registros de los medidores SCADA de la línea 115-3A en el punto de interconexión con la subestación Chilibre. <!-- page 8 --> No 26940-A Gaceta Oficial Digital, miércoles 28 de diciembre de 2011 b) Se consideraran los registros de los medidores SCADA de la línea 115-3B en el punto de interconexión con la subestación Chilibre. Gran Cliente Cemento Panamá S.A. (CPSA) Punto de Interconexión de CPSA: registros de las mediciones del medidor SCADA del TI. Autoridad del Canal de Panamá (ACP) Punto de Interconexión de la ACP en S/E Cáceres: se consideraran los registros de los medidores SCADA de la línca 115-5, (1) Nota: la línea 115-5, sólo se considerará como un punto de interconexión para la verificación del factor de potencia a la ACP, cuando se detecte que la energía sale del SIN y entra al sistema de la ACP a través de este punto. Si posteriormente a la aprobación de la presente Metodología Específica se dan nuevos puntos de interconexión de Distribuidores y Grandes Clientes al Sistema Principal de Transmisión, el CND propondrá al ERSP su inclusión o eliminación según sea el caso, al presente listado. El ERSP deberá informar a CND su decisión al respecto. De presentarse con posterioridad, mejores alternativas para obtener los registros, tanto en los niveles de tensión como en los factores de potencia, el CND le propondrá al ERSP este nuevo procedimiento para su evaluación y aprobación. Habiéndose aprobado, entonces el CND lo considerará para los cálculos correspondientes. El presente Documento es fiel copia de su Original Según Consta en los archivos centralizados de la Autoridad y Nacional de los Servicios Públicos. Dado a los 24_días del l/s 20! hn FIRMA AUJÓRIZADA l