Resolución Nº 6.957 - Modifica la Resolución Nº 5.216, Reglamento de Transmisión

<!-- page 1 --> No 27444-A Gaceta Oficial Digital, martes 31 de diciembre de 2013 Refriélica de Panamá AUTORIDAD NACIONAL DE LOs SERVICIOS PÚBLIC Resolución AN No. 6757 -Elec Panamá of de ¿4 endo: “Por la cual se modifica el Reglamento de Transmisión, aprobado mediante la Resolución JD-5216 de 14 de abril de 2005 y sus modificaciones.” ba LA ADMINISTRADORA GENERAL en uso de sus facultades legales, CONSIDERANDO: Que mediante el Decreto Ley 10 de 22 de febrero de 2006. se reorganizó la estructura del Ente Regulador de los Servicios Públicos, bajo el nombre de Autoridad Nacional de los Servicios Publicos, como orgarusmo autónomo del Estado, encargado de regular y controlar la prestación de los servicios públicos de abastecimiento de agua potable, alcantarillado sanitario, elecuwicidad. telecomunicaciones, radio y televisión, asi como la transmisión y distribución de gas nañural; Que la Ley 6 de 3 de febrero de 1997, "Por la cual se dicta el Marco Regulatorio e Insutucional para la Prestación del Servicio Público de Electricidad”, y sus modificaciones, establecen el régimen al que se sujetarán las actividades de generación, transmisión, distribución y comercialización de energia eléctnca, destinadas a la prestación del servicio público de electricidad. Que ej numeral 1 del articulo 9 del Texto Único de la Ley 6 de 3 de febrero de 1997, otorga a la Autoridad Nacional de los Servicios Públicos (en adelante la Autoridad) la función de regular el ejercicio de las actividades del sector energia elécuica, para asegurar la disponibilidad de una ofería energética eficiente, capaz de abastecer la demanda bajo criterios sociales. económicos y de viabilidad financiera: asi corno propiciar la competencia en el grado + alcance definidos por dicha Ley; Que mediante Resolución JD-5216 de 14 de abril de 2005 y sus modificaciones. la Autoridad aprobó el Reglamento de Transmisión, el cual contiene las normas relacionadas von el Servicio Público de Transmisión en lo referente a su definición, los derechos y obligaciones, el libre acceso. las normas de calidad de servicio. la plamficación y la expansión, el régimen tarifario, la separación de actividades y el sistema de liquidación y cobrunza, dentro del marca de las leyes, y demás reglas de derecho aplicables; Que el hteral b del artículo 10 del Reglamento de Transmisión señala yuc este podrá ser modificado cuando la experiencia en la aplicación del mismo demuesue que es posible realizar cambios que mejoren significaivamente el logro de los objetivos regulatorios, Que de igual forma, el Reglamento de l ransmisión en su artículo 14, establece que las modificaciones a los títulos del Reglamento de Transmisión podrán realizarse henualmente a partir del informe de Desempeño; y para los casos específicos de los tilulos relacionados al Régimen Tarifario y lus procedimientos tarifarios las modificaciones se realizarán como minimo cada cuatro años; Que mediante Resolución AN No. 6637.Fiec de 27 de sepuembre de 2013 se modifico el Reglamento de Transmisión atendiendo el proceso de Revisión Tanfana de Transmisión pyra el periodo 2013-2017 en el cual se modificó la nueva metodologia para la asignación de los cargos por uso del Sistema Principal de

<!-- page 2 --> No 27444-A Gaceta Oficial Digital, martes 31 de diciembre de 2013 Resolución AN No, 471 ” Elec desyío de pleteitc de 2013 to. IS, Transmisión y las fórmulas para el calculo del Ingreso Máximo Permitido. entre otrus lemas del Régimen TVantario: Que con base en las modificaciones aprobadas en el Keglamento de Transmisión, la Empresa de Transmisión Electrica, S.A. (ETESA) presento el Pliego larifario de Transrusión para el periodo 2013-2017 el cual te sometido a la consulta ciudadana mediante la Consulta Pública No. 13-13 ¿Il Parte: Que la empresa AES Panamá, S.A presento sus comentaros al Pliego Tanfario propuesto por (ETESA) solicitando que la central de generación Bayano ubicada en la zona $ sea incluida en la excepción transitoria aprobada en el articula 197 del Reglamento de Transmisión para los generadores ubicados en las Zonas 6, ? y Y, argumentando que se les está dando un tratamiento diferencia! respecto a has plantas termicas; Que la Autondad ha analizado las observaciones presentadas por AES Punama, S.A y considera que como aún ye está en el proceso de revisión tarifana en su conjunto, es decir la aplicación de las reglas y metodología, el Ingreso Máximo Permitido y la propia tarifa de Transmisión. es aceptable hacer esta modificación al reglamento de Transmisión: Que la Autoridad ha revisado. además. los argumentos presentados por AES Panamá, S.A. sobre la inclusión de la zona $ donde esta ubicada la Central Bayano, ca el periodo de transición establecido en el Reglamento de Fransmisión y ha considerado que la misma es viable. en virtud de que el comportamiento tarifario von las plantas de las Zonas 6, 7 y 9 ha sido similar: Que. no obstante, por ser la Central Bayano una central de Generacion Hidroelécirica con una capacidad instalada mayor hasta en un 50% al resto de las plantas de generación de las zonas 6, 7 y Y. y debido a que la misma tuvo cargos positivos en el periodo anterior. a diferencia de las otras Zonas que mantuvieron resultados negativos, se incorporará 4 esta “acepción pero únicamente en un 50%: - Que lu incorpuración de la zona E en la excepción del pago de los cargos par uso del Sistema Principal de Transmision requiere modificar el articulo 19? del Reglamento de Transmisión, el cual debe realizarse oportunamente, de manera que este vigente para los cálculos tarifarios yue estan en proceso: + Que además la Autaridad ha advertido que ys necesario modificar los articulos 187 y ¿%, para que quede clara su redacción. En el articulo 187 se incluye una aclaración respecto al tratamiento de las instalaciones asignadas a la demanda y en el tueral f del articulo 190, no tiene clara su redacción. al usar la frase “Los creditos v débitos finales resultantes no «wrán ajustados y. “, por lo que sx modificará para que diga “Al linalizar el año tarifario. los créditos y debitos finales que se peneran de la suma de los resultados del lieral 4) yv €L no serán actualizados con el Índice de Precios al Consumidor LL A Que de acuerdo a las anteriores consideraciones y en virtud que cl numeral 26 del articulo 9 de la Ley 6 de 3 de febrero de 1997 atribuye a la Autoridad Nucionai de los Servicios Públicos, la facultad para realizar los actos necesunos para el cumplimiento de las funciones que le asigne la Lew, la Administradora Gieneral: RESUELVE: PRIMERO: APROBAR las modificaciones al Reglamento de Transmision, aprobado mediante la Resolución JI)-S216 de 14 de abril de 2005 y sus modificaciones,

<!-- page 3 --> No 27444-A Gaceta Oficial Digital, martes 31 de diciembre de 2013 Resolución AN No o “lec de de de 2013 Pagina Ma 1 especilicamente el articulo 187. en el literal N del articulo 194 y los pasos Y y 10 del articulo 197, las cuales se transcriben en el ANEXO A de la presente Resolución y, que forma parte integral de la misma. SEGUNDO: Advertir que esta Resolución rige a partir de su notificación. FUNDAMENTO DE DERECHO: Ley 26 de 24 de encra de 1996, modificada por el Decreto Ley 10 de 22 de febrero de 2004. Les 6 de 3 de febrero de 1997; Resolución JD-S216 de 14 de abri] de 2005 y sus modificaciones. PUBLÍQUESE Y CÚMPLASE, A VANA 0d ZELMAR RODRÍGUEZ CRESPO Administradora Genera! El presente Documento es Se; copia de su Original Seas ansta en los archivas centra izan ptr il Nacional de los Servicios Pob. 0 A an yz de 20x 37 Dado a los 30 dias del

<!-- page 4 (rotated 90°) --> No 27444-A Gaceta Oficial Digital, martes 31 de diciembre de 2013 ZN NA g) LE ASEP ES A a ds Mreloral de MN ANS PAD Ss ANEXO A RESOLUCIÓN AN No. 6757 -Elec dez to de roca de 2013 ur MODIFICACIONES AL REGLAMENTO DE TRANSMISIÓN *REGLAMENTO DE TRANSMISIÓN APROBADO MEDIANTE RESOLUCIÓN JD-5216 DE 14 DE ABRIL DE 2005 Y SUS MODIFICACIONES”

<!-- page 5 --> No 27444-A Gaceta Oficial Digital, martes 31 de diciembre de 2013 et Ñ Me MODIFICACIONES AL REGLAMENTO DE TRANSMISIÓN (RT) modifica el Artículo 187 para aclarar algunos términos sobre las instalaciones asignadas a la demanda. Articulo 187: Ingreso anual permitido para cubrir los costos del sistema principal de transmisión. El Ingreso Máximo Permitido a reconocer a la Empresa de Transmisión para cubrir las costos del sistema principal de transmisión (IPSPTIi), en el año calendario (1) se calcularán de acuerdo con las siguientes fórmulas: IPSP Ti = IPSPTGyDi - IPSPTLi Donde: IPSPTGyDi = ADMTSPi + OMTSPi + (ACTSPTi - ACTNE¡) "DEP% - ¡ACTNSPTI + ACTNNEi) "RRT + GAi + CEyCGCi IPSPTLi = ADMTSPLi + OMTSPLi Y ACTSPTLi*DEP% - ACTNSPTLi*RRT - GLi [PSPT:: es el valor del ingreso permitido para cubrir los costos del sistema principal de transmisión en el año calendario (1) del periodo tarifario. IPSPTGyDi: es el valor del ingreso permitido para cubrir los costos del sistema principal de transmisión asignados a la generación y a la demanda. IPSPTLi: es el valor del ingreso permitido para cubrir los costos del sistema pnacipal de transmisión asignados totalmente a la demanda. ADMTSPi: es el valor del ingreso permitido, para cubrir los costos de admimstración en ei año calendario (i) del período tarifario asignado a la generación y a la demanda. ADMTSPi; se obtiene de: Modificaciones ai Reglamento de Transmisión Pagina 2 de 9, Espe ir

<!-- page 6 --> No 27444-A Gaceta Oficial Digital, martes 31 de diciembre de 2013 de ADMTSPi = (ACTSPTefi +» ACTNEEñ) * ADMT9 ** OMTSPi: es el valor de los ingresos permitidos, para cubrir los costos de vperación y mantenimiento del sistema principal de transmisión en el año calendario (i) del periodo tan fario, asignado a la generación y a la demanda. OMTSPi se obtiene de: OMTSPi = (ACTSPTefi- ACTNEefi)* OMT% 54 ACTSPTefi: es el valor bruto de los activos fijos eficientes del sistema principal de transmisión, calculado en cada año calendario (i) como la suma del valor nuevo de reemplazo de cada componente del sistema principal de transmisión asignados a la generación y a la demanda. ACTNEefi: es el valor nuevo de reemplazo de los activos Mu Eléctricos eficientes. asignados a la generación y a la demanda, calculado en cada año calendario (1) como: ACTNEefi = %NE * ACTSPTeñ El porcentaje %W4NE. con un valor tope del 10%, se oblendra de la relación entre el valor bruto de los Activos Mo Eléctricos con respectu al valor bruto de los Activos Eléctricos segun los registros contables. considerando el valor bruto de aquellos activos incorporados mediante el mecanismo de leasing. ACTSPTIi: es el valor bruto de los activos lfijos del sistema principal de transmisión a costo original, calculado como la suma de los valores ACTSPTI correspondientes a cada componente (1) del sistema principal de transmisión. asignados a la generación y a la demanda, en cada año calendano (1). ACTNEIi: es el valor bruto contable de Jos activos Mo Eléctricos a costo original, calculado cumo la suma de los valores ACTNEL correspondientes a cada componente (1) de las activos No Eléctricos en cada año calendario (1). El porcentaje (%NE) obtenido de la relación entre el valor bruto de las Activos No Eléctricos con respecto al valor bruto de los Activos Eléctricos según los registros contables, considerando el valor bruto de aquellos activos incorporados mediante el mecanismo de leasing no deberá superar un Modificaciones al Reglamento de Transmisión Pagina 3 de ; di e [

<!-- page 7 --> No 27444-A Gaceta Oficial Digital, martes 31 de diciembre de 2013 JE; valor tope del 10%. En caso de superarlo se ajustará el valor del ACTNEs tal que el porcentaje resultante sea el 10%. ACTNSPTi es el valor neto contable de los activos fijos del sistema principal de transmisión a costo original, calculado como la suma de los valores ACTNSPTI correspondientes a cada componente (1) del sistema principal de transmisión asignados a la generación y a la demanda en cada año calendario (1). ACTNNEi: es el valor neto contable de los activos No Eléctricos a costo original, calculado como la suma de los valores ACTNNEl correspondientes a cada componente (1) de los activos No Eléctricos en cada año calendario (1). En caso que se haya ajustado el valor del ACTNE¡ por exceder el porcentaje de! 10%. el mismo porcentaje de ajuste se aplicará a ACTNNEL DEP*o: la tasa lineal de depreciación en la vida útil del acuvo. RERT: la tasa de rentabilidad regulada de la Empresa de Transmisión según lo establece el Artículo V6 del Texto Único de la Ley 6. GA¡. los costos de generación obligada u otros costos adicionales del Mercado Mayorista de Elecinicidad relacionados a la aplicacion del criterio de seguridad n-1 adoptado en este Reulamento, correspondientes al año i. requeridos cuando el equipamiento de transmisión eficiente está indisponible y cumple con Jos niveles de confiabilidad establecidos. Estos costos deben cubrir la generación obligada esperada requerida en el Sistema Principal de Transmisión en los despachos programados para el periodo tarifario en la condición de sistema de transmisión completo y en la condición de sistema de transmisión con elementos indisponibles, considerando la probabilidad correspondiente. La Empresa de Transmisión deberá presentar los procedimientos y metodologías empleadas para su estimación a la aprobación de la ASEP. Adicionalmente se incluirán los costos de libranzas asociados, sobrecostos de operación en la construcción de los proyectos definidos y aprobados en el Plan de Expansión hasta un valor máximo y que hayan sido realmente incurridos. Este valor máximo es el que fue considerado por la Empresa de Transmisión como tal, en la evaluación económica de la aliernativa de expansión de transmisión que resultó elegida. En tal sentido dichos costos Modificaciones al Reglamento de Transmision Página 4 de 9 ib

<!-- page 8 --> No 27444-A Gaceta Oficial Digital, martes 31 de diciembre de 2013 berán ser identificados por la Empresa de Transmisión en el Plan de Expansión CEyCGCi: los costos de los estudios que la Empresa de Transmisión debe contratar para desarrollar, cada cuatro años el PEST, según lo establecido en el Artículo 64 de este Reglamento; más los costos que se generen producto de la pestión de compra de suministro de energía y potencia para los agentes del mercado. ADMTSPLi: es el valor del ingreso permitido para cubrir los costos de administración en el año calendario (i) del periodo tarifario, asociados a las instalaciones del sistema principal de transmisión asignadas totalmente a la demanda asi como aquellas incorporadas mediante el mecanismo de leasing. ADMTSPLi se obtiene de: ADMTSPLi = (ACTSPTLefirACTNELeñ) * ADMI% Y" OMTSPLIi: es el valor del ingreso permitido para cubrir los custus de wperación y mantenimiento de las instalaciones del sistema principul de transmisión asignadas totalmente a la demanda asi corno de aquellas incorporadas mediante el mecanismo de leasing, en el año calendario (i) del periodo tarifario. OMTSPLI se obtiene de: OMTSPLi =(ACTSPTLefi-ACTNELefi) * OMT? "+ ACTSPTLefi: es el valor bruto de los activos fijos eficientes correspondiente a las instalaciones del sistema principal de transmisión asignadas totalmente a la demanda asi como de aquellas incorporadas mediante el mecanismo de leas mg. calculado en cada año calendario (i) como la suma del valor nuevo de reemplazo de cada componente del sistema de transmisión asignado totalmente a la demanda. ACTNELeti: es el valor nuevo de remplazo de los activos No Eléctricos eficientes, asignados totalmente a la demanda, calculado en cada año calendario (1) como: ACTNELeñi= %NE”* ACTSPTLefi ACTSPTLi: es el valor bruto de los activos fijos del sistema principal de transmisión a costo origmal, calculado como la suma de los valores ACTSPTLI correspondientes a cada componente (!) del sistema principal de transmisión, asignados totalmente a la demanda, Modificaciones al Reglamento de Transmisión Página 5 de 9. £ du Ca

<!-- page 9 --> No 27444-A Gaceta Oficial Digital, martes 31 de diciembre de 2013 Par E 4, - - sa A E . y Ev sl 1 2,1 cada año tamifano (1) y de los costos indirectos realizados por la Empresa de misión. según los criterios y límites establecidos en el Articulo 184 de este amento, y que corresponden a proyectos que se desarrollen mediante el mecanismo de ing, en cada año calendario (1) y que no han sido incluidos en el contrato de leasing. ACTNSPTLi es el valor neto de los activos fijos del sistema principal de transmisión a costo original. calculado como la suma de los valores ACTNSPTLI correspondientes a cada componente (li del sisterna pnncipal de transmisión, asignado totalmente a la demanda. en cada año tarifario (1) y de los costos indirectos realizados por la Empresa de Transmisión. según lus criterios y límites establecidos en el Articulo 184 de este reglamento. y que corresponden a proyectos qué se desarrollen mediante el mecanismo de leasing. en cada año calendario (1) y que no han sido incluidos en el contrato de leasing. GL. Sumatoria de los costos anuales de los contratos de Leasing vigentes durante el periodo tanfario. El mecanismo de leasing aplicado u la construcción de obras del sistema de transmisión tendra carácter excepcional y deberá contar con la aprobación previa de la ASEP Al concluir el periodo del leasinz este dejara de agregarse. La porcion de los costos indirectos tales como inspeccion. ingenieria, eto., asociados en que incurra ETESA y que no esten incluidos en la cuola de leasing. se recuperará en forma similar a lus otros activos cquir dentes. Los acuvos y considerar en cada año calendario ti) serán los existentes considerando los criterios de eficiencia. más aquellos cuya incorporación está prevista en el Plan de Expansión del sistema de transmisión aprobada por la ASEP a la fecha de calculo del ingreso Maximo Permitido. Para estos propositos se revisarán las fechas indicadas en el Plan de Expansión a efectos de utilizar la fecha prevista más actualizada a la fecha de calculo del IPST. Los activos que ingresen resultantes del Plan de Expansión serán considerados parcialmente, en Función de su fecha de enurada en operación, a los efectos de los cálculos de rentabilidad y costos de Administración y Operacion y Mantenimiento correspondientes al semestre (primero o segundo) del año calendario en que entren en Operacion. Se deberá considerar asimismo que los Activos No Eléctricus que 5 necesitan adicionalmente para prestar el servicio de transmisión, tales como informática, vehiculos. cdiicios. terrenos y que forman parte del Plan de Expansión de la Planta General, serán remunerados de acuerdo al valor eficiente establecido como un porcentaje de los activos eléctuicos. a “-. Modificaciones al Reglamento de Transrmsión Pagina 6 de + J

<!-- page 10 --> No 27444-A Gaceta Oficial Digital, martes 31 de diciembre de 2013 Cuando la Empresa de Transmisión desarrolle proyectos mediante el mecanismo de Leasing. los activos asociados formarán parte del Sistema Principal de Transmisión a partir de la jecha de entrada en operación y estos deberán ser identificados a fin de que sobre ellos se apliquen los cargos previstos para aquellos activos asignados totalmente a la demanda. Cuando el Estado desarrolle proyectos estratégicos cuyos activos son cedidos a la Empresa de Transmisión, cstos formarán parte del Sistema Principal de Transmisión a partir de la lecha de entrada en operación y estos deberán ser identificados a fin de que sobre ellos no se aplique rentabilidad ni depreciación y se consideren tales activos a los efectos de la determinación de los costos eficientes ADMTSPi y OMTSP. IPSPT se calculará como el Valor Presente Neto de los valores anuales IPSPTj correspondientes al año tarifario j, siendo: IPSPTj= La suma de los IPSPTs de cada semestre que corresponde al año tarifario j. 0 en el caso que no se cuente con una subdivisión semestral se calculará asi: IPSPT (IPSPTi- IPSPT¡-1y2 Donde para un año tarifario j, el año i y el año i-1 san los años calendarios abarcados por tal año tarifano, y que van del 1 de julio del año i-1 al 30 de junio del año i. Cuando la ASEP disponga que los costos asociados a ciertas instalaciones deban ser recuperados mediante cargos por uso a abonar solo por la demanda. se deberá dividir el IPSPT)j en dos partes. a saber: . [PSPTGyD: es la parte del IPSPT que corresponde a las instalaciones cuyo costo es compartido entre generación y demanda. A estas instalaciones del SPT se le denominará como Equipamiento Principal Asignado a Generación y Demanda. + IPSPTL: es la parte del IPSPT que corresponde a las instalaciones cuyo custo es absorbido solo por la demanda. A estas instalaciones del SPT se le denominará como Equipamiento Principal Asignado Totalmente a la Demanda. Modificaciones al Reglamento de Transmision Página 7 de 9, AA 10

<!-- page 11 --> No 27444-A Ñ | y Gaceta Oficial Digital, martes 31 de diciembre de 2013 oportunidad de cada revisión tarifaria deberá presentarse el IPSPI; desagregado en PSPTGyD e IPSPTL y también por nivel de tensión. El ingreso permitido a la Empresa de Transmisión asociado a los costos del sistema principal de transmisión se recuperará mediante el cargo por el uso del sistema principal de transmisión aplicando la tarifa correspondiente. Se modifica el Artículo 190, específicamente el literal £. t) Al tinalizar el año tarifario, los créditos o débitos finales que se generan de la suma de los resultados del literal d) y €), no serán actualizados con el Índice de Precios al Consumidor (IPC), y serán descontados o agregados en la facturación del Cargo por Uso inmediatamente siguiente, de acuerdo a] procedimiento de liquidación realizado por la Empresa de Transmisión. Se modifica el Artículo 197, especificamente los pasos 9 y 10. Paso 9: Determinación de los Cargos Adicionales del SPT por unidad de potencia 3) h) ec) d) £) Este Paso será de aplicación exclusiva para el periodo comprendido entre la puesta en vigencia de este Reglamento y la puesta en servicio de la primera instalación definida por la ASEP como “Equipamiento Principal Asignado Totalmente a la Demanda”. Se dufinen como Agentes Excluidos del pago de los cargos por uso del SPT a los generadores de la Zona 6, Zona 7 y Zona 9 y como Agentes Excluidos del pago del 50%o de los cargos pur uso del SPT a los generadores de la Zona 8. Se definen comu Agentes Sujetos al pago del Cargo Adicional a todas las demandas, excluidas las de la Zona 1, Zona 2, Zona 3 y Zona 4. El Cargo Adicional del SPT para el año tarifario “7* (CADICi) se determina de acuerdo a la siguiente expresión: CADIC, = EG CZONP,(G) + CXUSOPE,(G) +» DI“ Y, Cínstagi - 0.5 = (CZONP,g(G) + CXUSOPE,(G) = E¿Cintstza gi) Donde zéxc: Zonas correspondientes a los Agentes Excluidos (Zona 6, Zona 7 y Zona 9) z8. Zona correspondientes a los Agentes Excluidos del pago del 30% de los cargos por uso del SPT (Zona 8) Los Cargos Adicionales del SPT por unidad de potencia. que deben pagar los Agentes Sujetos al pago del Cargo Adicional, resultan de las siguientes expresiones: CADICU,(D)= CADIC/TZ% Pmaza: Modificaciones al Reglamento de Transmisión Pagina 8 de 9. AP 11

<!-- page 12 --> No 27444-A Gaceta Oficial Digital, martes 31 de diciembre de 2013 Donde. CADICU(D): Es el Cargo Adicional del SPT par unidad de porencra. correspondiente a las demandas definidas como Agentes Sujetos al pago del Cargo Adicional. válido para el uño tarifuriv “i" El cargo se expresa por unidad de potencia máxima anual no coincidente de la demanda Eca: Zonas correspondientes a los Agentes Sujetos al pago del Curgo Adicional Paso 10: Componentes del cargo por Zona El Cargo de cada Zona, para generación y demanda, es la suma del Cargo por Energia determinado en base al método del Seguimiento Eléctrico, más el Cargo por Potencia determinado por el método de Estampilla Postal, más el Cargo Adicional que le corresponda a la demanda. En forma transitoria los agentes generadores de la Zona 6. Zona 7 y Zona 9 quedan excluidos del pago de los cargos por uso del SPT y los agentes generadores de la Zona $ quedan excluidos del pago del 50% los cargos por uso del SPT. Modificaciones al Reglamento de Transmisión Página 5 de p 5 12

<!-- page 13 --> No 27444-A Gaceta Oficial Digital, martes 31 de diciembre de 2013 13 El presente Documento es fe copa de su Or.gina: Según Consta en los archivos centraizados de la Autoridad Naciona! de los Servicios P25!,cos. o ad = Dado a los.30 dias usmtu de 29 (*