Resolución Nº 9.642 - Modifica la Resolución Nº 5.863, Título IV del Reglamento de Distribución y Comercialización de Energía Eléctrica: Régimen Tarifario del Servicio Público de Distribución y Comercialización

1. Que mediante el Decreto Ley 1O 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 Públicos, como organismo autónomo del Estado, encargado de regular y controlar la prestación de los servicios públicos de abastecimiento de agua potable, alcantarillado sanitario, electricidad, telecomunicaciones, 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" y sus modificaciones, establecen el régimen jurídico al cual se sujetarán las actividades de generación, transmisión, distribución y comercialización de energía eléctrica, y fue reglamentada mediante el Decreto Ejecutivo 22 de 19 de junio de 1998;

3. Que el numeral 1 del artículo 9 del Texto Único de la Ley 6 de 3 de febrero de 199, otorga a la Autoridad Nacional de los Servicios Públicos, la función de regular el ejercicio de las actividades del sector de energía eléctrica, para asegurar la disponibilidad de una oferta energética eficiente, capaz de abastecer la demanda bajo criterios sociales, económicos y de viabilidad financiera; así como propiciar la competencia en el grado y alcance definidos por dicha Ley;

4. Que mediante Resolución JD-5863 de 17 de febrero de 2006 y sus modificaciones, esta Autoridad Reguladora aprobó el Título IV del Reglamento de Distribución y Comercialización (RDC) denominado Régimen Tarifario del Servicio Público de Distribución y Comercialización de Energía Eléctrica;

5. Que en atención a lo establecido en el acápite a) del artículo 9 del Título I del Reglamento de Distribución y Comercialización, dicho Reglamento podrá ser modificado cuando existan situaciones que afectan el servicio de distribución y comercialización que no fueron previstas en el Reglamento;

6. Que mediante Resolución AN No.9588-Elec de 29 de enero de 2016, se aprobó la celebración de la Audiencia Pública No.001-16 para considerar la propuesta de modificación de los artículos 24, 26, 91, 106, 108, 113 y 128 del Título IV del Reglamento de Distribución y Comercialización de Energía Eléctrica, denominado Régimen Tarifario del Servicio de Distribución y Comercialización;

7. Que del jueves cuatro (4) de febrero de dos mil dieciséis (2016) al jueves dieciocho (18) de febrero de dos mil dieciséis (2016), estuvo disponible el documento contentivo de la referida propuesta de modificación en la Dirección Nacional de Electricidad, Agua Potable y Alcantarillado Sanitario de esta Autoridad Reguladora, así como en la página web de la misma; y la mencionada Audiencia Pública se llevó a cabo el día lunes 22 de febrero de dos mil dieciséis (2016);

8. Que dentro del plazo otorgado para recibir comentarios a la propuesta de modificación al Título IV del Reglamento de Distribución y Comercialización, esta Autoridad Reguladora recibió en tiempo oportuno, los comentarios de la Empresa de Distribución Eléctrica(" q_; /~~ !aJ-" liflA. No. 28009 Gaceta Oficial Digital, miércoles 13 de abril de 2016 2 Resolución AN No. '1fot/2.-Elec de~de~ de 2016 Página 2 de 4 O Metro-Oeste, S.A. (EDEMET), de la Empresa de Distribución Eléctrica Chiriquí, S.A. (EDECHI), y de la empresa de distribución Elektra Noreste, S.A. (ENSA);

9. Que según Nota No. DIR-SJ-037-16 emitida por la Empresa de Distribución Eléctrica Metro-Oeste, S.A. (EDEMET) y según Nota No. DIR-SJ-038-16 emitida por la Empresa de Distribución Eléctrica Chiriquí, S.A. (EDECHI), los comentarios fueron los siguientes: 9.1. Solicitan incorporar en los Costos Extraordinarios de Compra de Energía, los costos resultantes de fallos o sentencias del Órgano Judicial, por actuaciones de las empresas distribuidoras en su carácter de intermediario de los clientes regulados, en los procesos de libre concurrencia de compra de energía o en la ejecución de los contratos de compra de energía y/o potencia dimanantes de procesos de libre concurrencia de compra de energía, cuando las empresas de distribución han cumplido, como buenos padres de familia, con todas las disposiciones legales y regulatorias vigentes de los procesos de contratación. En ese sentido, opinan que si un laudo de la ASEP, que causa un sobrecosto asociado con un contrato o con un proceso de compra de energía, es reconocido como un costo extraordinario de compra, una sentencia de un Tribunal de Justicia, en ejercicio de una competencia otorgada por ley, también debe ser reconocido como un sobrecosto. En virtud de lo manifestado, solicitan se incluya como costo de generac1on extraordinario el numeral 6 en el artículo 106, Cargos Tarifarios de Generación, lo siguiente: "Artículo 106 Cargos tarifarios de generación: El costo de generación extraordinario (BASE CRpCGR-BASE) involucra los siguientes costos:

6. Sobrecostos ocasionados por sentencias judiciales. costas y gastos del proceso, que tengan lugar producto de los procesos de contratación de compras de energía o la gestión de contratos de compra de energía y/o potencia al tenor de lo dispuesto en la Ley 6 de 1997 _así como los sobrecostos dimanantes de la ejecución de decisiones regulatorias que hayan sido sometidas al conocimiento de las autoridades jurisdiccionales competentes." (Lo subrayado fue lo incluido por las empresas EDEMET y EDECHI). Análisis de la ASEP: Lo solicitado por EDEMET y EDECHI sobre la inclusión del reconocimiento de costas y gastos judiciales asociados a las compras de potencia y/o energía, no es parte de esta Consulta Pública. 9.2. Con respecto a la propuesta de modificación del artículo 113, Tasa de Interés a Aplicar, consideran que esta Autoridad Reguladora ha atendido parcialmente su solicitud sobre los excedentes del cargo denominado "Variación por Combustible" (CVC), por lo que solicitan que la aplicación de este Artículo sea retroactivo a enero de 2015. Opinan, que existen otros casos en los que esta Autoridad Reguladora ha aplicado modificaciones al Régimen Tarifario de manera retroactiva, por lo que dado que el reclamo presentado tiene una afectación económica no atribuible a las empresas distribuidoras, señalan que es de justicia reconocerlo desde enero de 2015. Finalmente, manifiestan que lo indicado en el subpunto anterior, lo reiteraron mediante recursos de reconsideración interpuestos en debida forma y tiempo oportuno contra todas las decisiones asociadas con este particular, tales como I~ , {cf-- . J.('¡ No. 28009 Gaceta Oficial Digital, miércoles 13 de abril de 2016 3 Resolución AN No. O¡f.,t/-2 -Elcc de ta. de ~ de2016 Página3 de 4 O- Resolución AN No. 9033-Elec de 31 de Agosto de 2015, la Resolución AN No. 9126-Elec de 30 de Septiembre de 2015, la Resolución AN No. 9422-Elec de 04 de Diciembre de 2015, la Resolución AN No. 9292-Elec de 06 de Noviembre de 2015, y la Resolución ANNo. 9511-Elec de 29 de Diciembre de 2015. Análisis de la ASEP: La ASEP ha revisado los comentarios recibidos de parte de EDEMET y EDECHI referente al artículo 113, respecto a que la aplicación de la tasa de interés que reconozca el Banco Nacional de Panamá aplicar en casos de excedentes que sean redistribuidos más allá de 2 meses, ·sea a partir de enero de 2016, es inviable toda vez que esa cuenta aún no existe. La cuenta en el Banco Nacional de .Panamá deberá abrirse una vez sea aprobada esta modificación en el RDC. Adicionalmente, como se ha indicado en las resoluciones que atendieron los recursos de reconsideración, no se ha dado un perjuicio efectivo a las empresas, toda vez que al hacer un balance entre los intereses recibidos y los pagados, aún es positivo para la empresa. l O. Que la empresa Elek:tra Noreste, S.A. (ENSA) mediante Nota AL-006-16 presentó comentarios sobre la propuesta de modificación de los artículosll3, Tasa de Interés a Aplicar, y del 128, PrinCipios que deben Seguirse en la Actualización Parcial Mensual, indicando que consideran que deben ser aplicados a partir del mes de julio de 2015. Lo anterior, indican que es en virtud de que el impacto de los intereses cargados a favor de los clientes por el excedente ·de fondos retenidos por la empresa distribuidora, fue llamado a la atención de la ASEP mediante las siguientes notas y recursos: • DME-261-15 del 6 de agosto del 2015: ENSA solicitó a la ASEP que el excedente de fondos a favor de los clientes producto del neteo del FACE y CVC, fuese transferido a ETESA como administrador de dichos fondos. La ASEP mediante Nota DSAN-2288- 15 del 25 de agosto del 2015, respondió que la información pertinente fue remitida al Misterio de Economía y Fianzas y una vez recibida la respuesta la ASEP giraría las instrucciones pertinentes. • Nota DME-310-15 del 9 de septiembre del 2015, ENSA solicitó a la ASEP limitar los intereses por la retención del excedente a favor de los clientes del CVC solo a dos meses de acuerdo a la metodología de aplicación. • Manifiestan que recurrieron la Resolución No. AN No.9035-Elec. de 31 de agosto de 2015 y la Resolución No. AN No. 9125-Elec. de 30 de septiembre de 2015 que ordenaron a las empresas distribuidoras la retención de los excedentes de CVC a favor de los clientes y los intereses asociados, solicitando la suspensión en la aplicación de los intereses. • También alegan que hay precedentes en los que esta Autoridad Reguladora ha aceptado que las modificaciones al Régimen Tarifario sean aplicadas a partir de la fecha en que las empresas distribuidoras la hayan solicitado formalmente. Análisis de la ASEP: La ASEP ha revisado los comentarios recibidos de parte de ENSA referente a los artículos 113 y 128, respecto a que la aplicación de la tasa de interés que reconozca el Banco Nacional de Panamá a aplicar en casos de excedentes que sean redistribuidos más allá de 2 meses, sea a partir de julio de 2015 en adelante, observando que es inviable toda vez que esa cuenta aún no existe. La cuenta en el Banco Nacional de Panamá deberá abrirse una vez sea aprobada esta modificación en el RDC. Adicionalmente, como se ha indicado anteriormente, no se ha dado un perjuicio efectivo a las empresas, toda vez que al hacer un balance entre los intereses recibidos y los pagados, aún es positivo para la empresa.

11. Que las empresas no han presentado objeciones a las modificaciones presentadas al Título IV del Reglamento de Distribución y Comercialización de Energía Eléctrica, denominado Régimen Tarifario del Servicio de Distribución y Comercialización, más que la fecha de aplicación de estas modificaciones; aj /( No. 28009 Gaceta Oficial Digital, miércoles 13 de abril de 2016 4 Reoolución AN No.&1Jr..f2. -Elec de ~ de ~ de2016 Página 4 de 4 O-

12. Que en atención a que la actividad de distribución de energía eléctrica es regulada y dado el interés social involucrado en la misma, ya que se trata de la prestación de un servicio público, es deber de la ASEP realizar los actos necesarios para que se cumplan las funciones y objetivos de la Ley de su creación y de las Leyes Sectoriales, por lo que; RESUELVE: PRIMERO: APROBAR las modificaciones de los artículos 24, 26, 91, 106, 108, 113 y 128 del Título IV del Reglamento de Distribución y Comercialización de Energía Eléctrica, denominado Régimen Tarifario del Servicio de Distribución y Comercialización, aprobado mediante la Resolución JD-5863 de 17 de febrero de 2006 y sus modificaciones, las cuales se transcriben en el M""EXO A de la presente Resolución y, que forman parte integral de la misma. SEGUNDO: COMUNICAR que la Autoridad Nacional de los Servicios Públicos emitirá una versión unificada del Título IV del Reglamento de Distribución y Comercialización, que contenga todos los cambios a través de la presente Resolución. TERCERO: ADVERTIR que la presente Resolución regirá a partir de su publicación. FUNDAMENTO DE DERECHO: Ley 26 de 29 de enero de 1996, modificada por el Decreto Ley 1Ode 22 de febrero de 2006; Ley 6 de 3 de febrero de 1997 y sus modificaciones; y, Ley 6 de 22 de enero de 2002, Resolución JD-5863 de 17 de febrero de 2006 y sus modificaciones. PUBLÍQUESE Y CÚMPLASE, ~~~Ez Administrador Generalor:; 1 El presente Docum.ento es fiel .copla d~ su Ori.gi~al Según Consta en los archivos centr0!:wGos ae la Autoridad Nacional de los Ser1icios ·· ~licos. ·~ Dado a los±_días el me d~ de 20~ · ~· No. 28009 Gaceta Oficial Digital, miércoles 13 de abril de 2016 5 ASEP Autoridad nal def\Jae~o ~ºs Ser-vicios Públicos ANEXO A RESOLUCIÓN AN No.tj~J.ll.-Elec de 2. de ~ de 2016 No. 28009 Gaceta Oficial Digital, miércoles 13 de abril de 2016 6 MODIFICACIÓN AL TÍTULO IV DEL REGLAMENTO DE DISTRIBUCIÓN Y COMERCIALIZACIÓN Artículo 24 Ingreso Permitido por los Costos del Sistema de Distribución (IPSD) IPSD es el valor presente de los ingresos anuales IPSD1 pennitidos por los costos del sistema de distribución en cada año tarifario (t) del período tarifario (t =1, ... ,4). El ingreso anual pennitido para recuperar los costos del sistema de distribución se calculará según la siguiente fórmula: IPSD1 = ADMt + OM1 + (BCDt) * (DEP%) + (BCDN1) * (RR), t = 1,... ,4 Donde: ADM1 es el valor eficiente de los costos totales de administración para el año t. OM1 es el valor eficiente de los costos totales de operación y mantenimiento para el año t. BCD1 es el valor bruto de la Base de Capital de Distribución en el año (t). BCND1 es el valor neto de la Base de Capital de Distribución en el año (t). DEP% es la tasa lineal de depreciación de la vida útil de los activos eficientes del sistema de distribución, calculada en base al promedio ponderado de depreciación de los activos a partir de la vida útil de cada uno de los mismos. No se aceptarán valores superiores a la tasa que resulte del último estado financiero auditado. De no disponerse de información se utilizará el 3.3%. RR es la tasa de rentabilidad regulada de la empresa distribuidora, fijada por resolución motivada de la ASEP de acuerdo a lo que establece el artículo 103 de la Ley. a) Cálculo de ADM1 • ADM1 = SUMj (ADMj1), siendo (j) el índice que define las áreas representativas seleccionadas, y (t) el año tarifario. • ADMj 1 son los costos de administración resultantes para el Área Representativa "j" en el año "t", calculados a través de la Ecuación de Eficiencia correspondiente, con las variables explicativas: ~ Cj1: Suma de clientes de los corregimientos agrupados en el Área Representativa G), en el año (t) y/o ~ Dj 1: Demanda total de los corregimientos agrupados en el Area Representativa "j", en el año (t) En el caso de que dos distribuidoras sean concesionadas al mismo grupo empresario y establezcan arreglos para llevar a cabo actividades inherentes a la operación técnica, comercial o administrativa en forma conjunta, la ASEP podrá determinar factores de economía de escala (< 1) a aplicar a los componentes de gastos respectivos en cada revisión tarifaría. Estos factores quedarán a criterio de la ASEP quien deberá tener en cuenta para determinar su valor el grado de integración de las actividades. Su valor extremo será igual a Página 2 de 22 No. 28009 Gaceta Oficial Digital, miércoles 13 de abril de 2016 7 la relación entre el gasto determinado en forma conjunta y la suma de los gastos determinados en forma individual, utilizando las mismas ecuaciones de eficiencia. Factor = ADM1(Empresa l + Empresa2) I ADM1(Empresal) + ADM1(Empresa 2) b) Cálculo de OM1 • OM1 = SUMj (OM_¡1), siendo G) el índice que define las áreas representativas seleccionadas, y (t) el año tarifario. • OMjt son los costos de Operación y Mantenimiento de distribución, calculados a través de la Ecuación de Eficiencia correspondiente, con las variables explicativas: ~ Cj1: Suma de clientes de los corregimientos agrupados en el Área Representativa G), en el año (t) y/o ~ Dj1: Demanda total de los corregimientos agrupados en el Área Representativa "j", en el año (t). e) Cálculo de BCD, BCD1 = BCD,.1 + ID1 con t = 1,2,3,4 BCD1• 1 =Base de Capital de Distribución al inicio del año tarifario "t". Para el primer año (t = 1), BCDo representa la Base de Capital de Distribución al inicio del período tarifario, de acuerdo a lo estipulado en la ley 6 de 1997 (Art. 103 y Art. 97). Esta base debe reconocer, en consonancia con la Ley, sólo los activos eficientes en operación, no totalmente depreciados, a esa fecha. Para tal fin la ASEP evaluará los activos de la distribuidora bajo las siguientes premisas: (i) Que los activos se encuentren en operación al momento de aplicación del presente régimen, estén asentados en los libros de contabilidad del concesionario, de acuerdo con el último estado fmanciero auditado y no hayan sido totalmente depreciados al inicio del nuevo periodo tarifario. (ii) Que se encuentren específicamente asociados a la prestación del servicio de distribución eléctrica. (iii) Que las instalaciones que estén en operación o entren en operación antes del inicio del periodo tarifario, y aún no estén asentadas en libros, se consideren siempre y cuando la terminación de las obras se encuentre debidamente certificada por una firma de auditores externa. Para obras que no estén en proceso de construcción pero que entrarán en operación comercial antes del inicio del periodo tarifario, las empresas distribuidoras presentarán a la ASEP un detalle de dichas obras con la debida sustentación, las cuales serán analizadas y podrán, justificadamente, ser aceptadas o modificadas. La Autoridad se reserva el derecho de verificar posteriormente la entrada efectiva en servicio de las obras. Página 3 de 22 No. 28009 Gaceta Oficial Digital, miércoles 13 de abril de 2016 8 (iv) Que los activos asentados en libros debidamente auditados al 31 de Diciembre del último año completo del periodo (t-2) (Ej. Para el periodo tarifario 2014-2018 sería al 31 de Diciembre del 2013) considerados eficientes para la determinación de BCDt-1 serán los que realmente fueron reconocidos como eficientes en los estudios tarifarios del periodo anterior. Los activos que hayan sido producto de aportes de terceros y donaciones recibidas (incluyendo los activos transferidos por la Autoridad de la Región Interoceánica) hasta la fecha de inicio de la concesión serán considerados como parte de los activos propios de la distribuidora. Los activos en proceso de construcción contratados por el IRHE previo al 31 de octubre de 1998 y que constan en el contrato de concesión de la distribuidora su obligación de construirlos conforme lo contratado, será considerados a su valor en libros. (v) Que los activos asentados en libros e incorporados durante el periodo tarifario anterior respeten el principio de eficiencia técnica y de costos. A tal fin la ASEP auditará los mismos, las justificaciones de su incorporación y sus costos unitarios a partir de una comparación internacional. (vi) Que los activos que resultan de aportes de terceros y donaciones, hechas con posterioridad al 31 de Octubre de 1998, sean identificados a fin de que no se aplique sobre ellos tasa de rentabilidad. Solo para aquellos recibidos en tal carácter hasta el 31 de Diciembre de 2005 se permitirá recuperar depreciación, si le corresponde a la empresa distribuidora reemplazar dichos activos por fin de su vida útil u obsolescencia. Los recibidos con posterioridad al 31 de Diciembre de 2005 esa fecha no integrarán la Base de Capital por ningún concepto, es decir no se aplicará sobre ellos tasa de rentabilidad ni se permitirá recuperar depreciaciones por los mismos. Quedan excluidos los aportes reembolsables y no reembolsables abonados por la Tabla de Costos por Metro Lineal que serán considerados como activos de las empresas distribuidoras. (vii) Que su tratamiento contable esté de acuerdo con .los lineamientos que la ASEP instruyese en el Sistema Regulatorio Uniforme de Cuentas. (viii) Que el tratamiento a seguir para los activos existentes que requieran ser reemplazados y salir de servicio y que aún no han alcanzado su vida útil prevista, como consecuencia de decisiones emanadas por Instituciones Gubernamentales, o por razones técnicas y de mejoramiento urbano cuyo Plan de Reemplazos sea aprobado por la ASEP, será el siguiente: • La empresa distribuidora deberá identificar ~l activo indicando que es reemplazo anticipado por las razones indicadas. • La empresa distribuidora deberá indicar la fecha en la que se capitalizó el activo, el monto de la inversión contabilizada, el total de años, el monto depreciado y la vida útil remanente. No. 28009 Gaceta Oficial Digital, miércoles 13 de abril de 2016 9 • La empresa distribuidora deberá informar en el Sistema Regulatorio de Cuentas el retiro del activo, el monto y fecha de finalización de su vida útil. • La ASEP no aplicará el retiro de ese activo de la Base de Capital Bruta y Neta, sino que se seguirá depreciando hasta que alcance el final de la vida útil declarada. IDt: Inversión Eficiente de Distribución en el año (t) IDt = (ADt-ADt-1) + ISUBTEi. + INVNOCOMPt + IRURALt con t= 1, 2, 3, 4 • AD1 = SUMj (ADjt), siendo G) el índice que define a las áreas representativas seleccionadas, y (t) el año tarifario. • ADjt es el valor de los Activos de Distribución del Área Representativa "j" durante el año "t", determinado a través de la Ecuación de Eficiencia correspondiente, con las variables explicativas: );;> Cj1: Suma de clientes de los corregimientos agrupados en el Área Representativa G), en el año (t) y/o );;> Djt: Demanda total de los corregimientos agrupados en el Área Representativa "j'', en el año (t) Djt se obtendrá a partir de la composición de: • La participación de las distintas categorías de clientes en el consumo del conjunto de corregimientos agrupados en el Área Representativa "j", en el año (t). • Curvas de carga típicas de cada una de esas categorías de clientes, disponibles al momento del cálculo del IMP, y aprobadas por la ASEP. En caso de no disponerse de curvas de carga típicas para cada categoría de clientes con la aprobación técnica de la ASEP, se deberá tener en cuenta para el cálculo de Djt las condiciones de medición de la clase de clientes de la siguiente forma: );;> Para la clase de clientes que dispone de registros de demanda de potencia, la demanda máxima de potencia se calculará a partir del consumo de energía, utilizando el factor de carga que resulte de la base de datos comercial. Se estimará un factor de simultaneidad de las cargas para ajustar la suma lineal de las demandas de potencia a un valor de potencia máxima simultánea. );;> Para los clientes que no disponen de registros de demanda de potencia, la demanda máxima de potencia se calculará utilizando un factor de carga representativo del conjunto, igual para todos los corregimientos. ADt-1 y ADj,t-I, se calculan a partir de las fórmulas anteriores, con los valores de las variables explicativas Cj,t-1 y/o Dj,t-1 previstos para el último año tarifario del período anterior, utilizando la mejor información disponible a la fecha de su estimación. Página 5 de 22 No. 28009 Gaceta Oficial Digital, miércoles 13 de abril de 2016 10 • ISUBTEt son las inversiones anuales en instalaciones subterráneas que se requieran para sustituir instalaciones aéreas existentes por razones técnicas y de mejoramiento urbano, cuyo plan de reemplazos sean aprobados por la ASEP en los corregimientos agrupados por área representativa. • INOCOMPt son aquellas inversiones que la ASEP determine sean requeridas y no se hayan considerado como parte de las inversiones que resultan de las empresas comparadoras. • IRURA.Lt son las inversiones propuestas por la empresa distribuidora en coordinación con la Oficina de Electrificación Rural (OER) para desarrollar en el año t del periodo tarifario en áreas de Electrificación Rural dentro de la zona de concesión. Estas inversiones deberán ser aprobadas por la ASEP. Artículo 26 IPCO es el valor presente de los ingresos anuales IPCOt permitidos por la actividad de comercialización en cada año tarifario (t) del período tarifario, utilizando como tasa de descuento la tasa de rentabilidad regulada (RR). El ingreso anual permitido para recuperar los costos de la actividad de comercialización se calculará según la siguiente fórmula: IPCOt = COMt + (BCCt) * (DEP%) + (BCNCt) * (RR) Donde: COMt es el valor eficiente de los costos de comercialización para el año t (incluye costos de medición, facturación, mercadeo, atención al cliente y otros). BCCt es el valor bruto de la Base de Capital de Comercialización en el año (t). BCNCt es el valor neto de la Base de Capital de Comercialización en el año (t). DEP% es la tasa lineal de depreciación de la vida útil de los activos eficientes de comercialización, calculada en base al promedio ponderado de depreciación de los activos a partir de la vida útil de cada uno de los mismos. No se aceptarán valores superiores a la tasa que resulte del último estado financiero auditado. De no disponerse de información se utilizará el 3.3%. RR es la tasa de rentabilidad regulada de la empresa distribuidora, fijada por resolución motivada de la ASEP, de acuerdo a lo que establece el artículo 103 de la Ley. a) Cálculo de COMt • COMt = SUMj (COMj1), siendo G) el índice que define a las áreas representativas seleccionadas, y (t) el año tarifario. • COMjt es el Costo de Comercialización correspondiente al Área Representativa']" durante el año "t''. Se calcula a través de la Ecuación de Eficiencia correspondiente, con las variables explicativas: Págino 6 do 22 ~ No. 28009 Gaceta Oficial Digital, miércoles 13 de abril de 2016 11 )> Cj1: Suma de clientes de los corregimientos agrupados en el Área Representativa G), en el año (t) y/o )> Djt: Demanda total de los corregimientos agrupados en el Área Representativa "j", en el año (t) En el caso que dos distribuidoras sean concesionadas al mismo grupo empresario y establezcan arreglos para llevar a cabo actividades inherentes a la operación técnica, comercial o administrativa en forma conjunta, la ASEP podrá determinar factores de economía de escala (< 1) a aplicar a los componentes de gastos respectivos en cada revisión tarifaría. Estos factores quedarán a criterio de la ASEP quien deberá tener en cuenta para determinar su valor el grado de integración de las actividades. Su valor extremo será igual a la relación entre el gasto determinado en forma conjunta y la suma de los gastos determinados en forma individual, utilizando las mismas ecuaciones. de eficiencia. Factor= COMt(Empresa 1 + Empresa2) I COMt(Empresal) + COMt(Empresa 2) b) Cálculo de BCCt BCCt = BCCt-1 + ICt, con t = 1,2,3,4 BCCt-l =Base de Capital de Comercialización al inicio del año tarifario "t". Para el primer año (t = 1), BCC0 representa la Base de Capital de Comercialización al inicio del período tarifario, de acuerdo a lo estipulado en la ley 6 de 1997 (Art. 103 y Art. 97). Esta base debe reconocer, en consonancia con la Ley, sólo los activos eficientes en operación, no totalmente depreciados, a esa fecha. Para tal fin la ASEP evaluará los activos de la distribuidora bajo las siguientes premisas: (i) Que los activos se encuentren en operación al momento de aplicación del presente régimen, estén asentados en los libros de contabilidad del concesionario, de acuerdo con el último estado financiero auditado y no hayan sido totalmente depreciados al inicio del nuevo periodo tarifario. (ii) Que se encuentren específicamente asociados a la prestación del servicio de comercialización de energía eléctrica. (iii) Que las instalaciones que estén en operación o entren en operación antes del inicio del periodo tarifario, y aún no estén asentadas en libros, se consideren siempre y cuando la terminación de las obras se encuentre debidamente certificada por una firma de auditores externa. Para obras que no estén en proceso de construcción pero que entrarán en operación comercial antes del inicio del periodo tarifario, las empresas distribuidoras presentarán a la ASEP un detalle de dichas obras con la debida sustentación, las cuales serán analizadas y podrán, justificadamente, ser aceptadas o modificadas. La Autoridad se reserva el derecho de verificar posteriormente la entrada efectiva en servicio de las obras. Págioa 7 do 22 cf' No. 28009 Gaceta Oficial Digital, miércoles 13 de abril de 2016 12 (iv) Que los activos asentados en libros debidamente auditados al 31 de Diciembre del último año completo del periodo (t-2) (Ej. Para el periodo tarifario 2014-2018 sería al 31 de Diciembre del 2013) considerados eficientes para la determinación de BCDt-I serán los que realmente fueron reconocidos como eficientes en los estudios tarifarios del periodo anterior. Los activos que hayan sido producto de aportes de terceros y donaciones recibidas (incluyendo los activos transferidos por la Autoridad de la Región Interoceánica) hasta la fecha de inicio de la concesión serán considerados como parte de los activos propios de la distribuidora. Los activos en proceso de construcción contratados por el IRHE previo al 31 de octubre de 1998 y que constan en el contrato de concesión de la distribuidora su obligación de construirlos conforme lo contratado, será considerados a su valor en libros. (v) Que los activos asentados en libros e incorporados durante el periodo tarifado anterior respeten el principio de eficiencia técnica y de costos. A tal fin la ASEP auditará los mismos, las justificaciones de su incorporación y sus costos unitarios a partir de una comparación internacional. (vi) Que los activos que resultan de aportes de terceros y donaciones, hechas con posterioridad al 31 de Octubre de 1998, sean identificados a fin de que no se aplique sobre ellos tasa de rentabilidad. Solo para aquellos recibidos en tal carácter hasta el 31 de Diciembre de 2005 se permitirá recuperar depreciación, si le corresponde a la empresa distribuidora reemplazar dichos activos por fin de su vida útil u obsolescencia. Los recibidos con posterioridad al 31 de Diciembre de 2005 esa fecha no integrarán la Base de Capital por ningún concepto, es decir no se aplicará sobre ellos tasa de rentabilidad ni se permitirá recuperar depreciaciones por los mismos. Quedan excluidos los aportes reembolsables y no reembolsables abonados por la Tabla de Costos por Metro Lineal que serán considerados como activos de las empresas distribuidoras. (vii) Que su tratamiento contable esté de acuerdo con los lineamientos que la ASEP instruyese en el Sistema Regulatorio Uniforme de Cuentas. IC1: Inversión Eficiente de Comercialización en el año (t) IC1 = AC1 - AC1-b con t = 1,2,3,4 • AC, = SUMj (ACjt), siendo G) el índice que define a las áreas representativas seleccionadas, y (t) el año tarifario . • ACjt corresponde a los Activos de Comercialización del Área Representativa "j" en el año "t". Se calcula a través de la Ecuación de Eficiencia correspondiente, con las variables explicativas: No. 28009 Gaceta Oficial Digital, miércoles 13 de abril de 2016 13 ~ Cjt: Suma de clientes de los corregimientos agrupados en el Área Representativa O), en el año (t) y/o ~ Djt: Demanda total de los corregimientos agrupados en el Área Representativa ')'',en el año (t) Djt se obtendrá a partir de la composición de: • La participación de las distintas categorías de clientes en el consumo del conjunto de corregimientos agrupados en el Área Representativa "j", en el año (t). • Curvas de carga típicas de cada una de esas categorías de clientes, disponibles al momento del cálculo del IMP, y aprobadas por la ASEP. En caso de no disponerse de curvas de carga típicas para cada categoría de clientes con la aprobación técnica de la ASEP, se deberá tener en cuenta para el cálculo del Djt las condiciones de medición de la clase de clientes de la siguiente forma: ~ Para la clase de clientes que dispone de registros de demanda de potencia, la demanda máxima de potencia se calculará a partir del consumo de energía, utilizando el factor de carga que resulte de la base de datos comercial. Se estimará un factor de simultaneidad de las cargas para ajustar la suma lineal de las demandas de potencia a un valor de potencia máxima simultánea. ~ Para los clientes que no disponen de registros de demanda de potencia, la demanda máxima de potencia se calculará utilizando un factor de carga representativo del conjunto, igual para todos los corregimientos. ADt-1 y ADj,t-1, se calculan a partir de las fórmulas anteriores, con los valores de las variables explicativas Cj,t-l y/o Dj,t-l previstos para el último año tarifario del período anterior, utilizando la mejor información disponible a la fecha de su estimación. Artículo 91 Los cargos tarifarios aprobados que resulten de la revisión tarifaría cuatrienal se ajustarán semestralmente. Artículo 106 Cargos tarifarios de generación: a) Cargo por Potencia de Generación Para calcular la actualización del cargo tarifario por potencia de generación se tendrán en cuenta también los dos conceptos mencionados en apartados anteriores. El primero de ellos, con una denominación BASE, siempre corresponde con los costos de generación estimados para el semestre p. El segundo término, con una denominación Correcc, corresponde a la corrección que habría que introducir en el cargo, por las diferencias entre los costos reales y los ingresos reales (producidos por los cargos Base y las ventas reales) en el semestre p-2 y por las diferencias entre los ingresos permitidos (producidos por los cargos Correcc y las ventas estimadas) y los ingresos reales (producidos por los cargos Correcc y las ventas reales) en el semestre p-2. No. 28009 Gaceta Oficial Digital, miércoles 13 de abril de 2016 14 El cargo tarifario por potencia a aplicar durante el semestre p, para cada categoría tarifaria i teniendo en cuenta ambos términos se calculará como: CPOTGEN N . =CPOTGENBA!E N + CPOTGENCorrecc N CPOTGENP ó CPOTGENEP.: Cargo tarifario por potencia de generación para cada p ,I p,t categoría tarifaria i del semestre p, CPOTGENº/(E ó CPOTGENE!,A/E: Cargo Base por potencia de generación para cada categoría tarifaria i del semestre p. Nota. Debe considerarse que el CPOTGEN¡ será un cargo aplicado en kW o en kWh dependiendo de la categoría tarifaria. En el caso que sea energizado parcialmente en la categoría con medición binómica se tienen dos cargos por potencia, uno en kW identificado como CPOTGEN¡ y otro en kWh identificado como CPOTGENE¡. El CPOTGENGC1 correspondiente a los Grandes Clientes a los cuales la empresa distribuidora les compra su potencia corresponderá al cargo máximo por Potencia de Largo Plazo establecido por la ASEP, por lo que se actualizará, cuando la ASEP apruebe un nuevo cargo máximo. Los ingresos producidos por los cargos por potencia de los Grandes Clientes, se utilizarán en el cálculo del factor de ajuste del resto de los componentes de generación, ya que ese ingreso es parte de lo que utiliza la empresa de distribución para el pago a los generadores. CPOTGEN;;rrecc : Corrección para cubrir los apartamientos que se produjeron entre los costos de generación reales y los ingresos reales (producidos por los cargos Base y las ventas reales) y por las diferencias entre los ingresos permitidos (producidos por los cargos Corre ce y las ventas estimadas) y los ingresos reales (producidos por los cargos Corre ce y las ventas reales), ambos en el semestre p-2, para cada categoría tarifaria i y referenciados a los clientes a los cuales la empresa distribuidora le compra su potencia. El primero de los conceptos planteados, se calculará mediante la siguiente expresión: CPOTGEN:'!J.7 ó CPOTGENE:'!J.7: Cargo Base por potencia de generación para cada categoría tarifaria i del semestre p-1. GM;R-BASE: Los costos totales de generación permitidos a trasladar a las tarifas se determinarán cada semestre sumando el costo de generación permitido ( ca;R-BASE) más el costo de generación extraordinario ( CGR;R-BASE ). GMCR-BASE p = CGCR-BASE p + CGRCR-BASE p El costo de generación permitido ( ca;R-BASE) involucra los siguientes costos:

1. Costos de compra de potencia: Página 1Ode 22 No. 28009 Gaceta Oficial Digital, miércoles 13 de abril de 2016 15 (1.1) Costos de compra de potencia de Contratos iniciales: costos correspondientes a la potencia firme contratada por el precio de la potencia establecido en los contratos. (1.2) Costo de compra de potencia firme contratada mediante el mecanismo de concurrencia establecido por la ASEP: costos correspondientes a la potencia firme contratada por el precio de la potencia establecida en los contratos. Se incluyen los costos de compra de potencia finne contratada mediante el mecanismo de concurrencia establecido por la ASEP a Centrales de Generación Eléctrica con capacidad de hasta 5,000 que se instalen por calidad del servicio eléctrico. Parte del costo de la potencia de un contrato podrá ser energizado o incorporado parcialmente a los costos por energía. Lo anterior puede ser realizado a propuesta de la distribuidora o a sugerencia de la ASEP, y en cualquier caso los costos de potencia que resulten a energizar o a incorporar parcialmente en los costos de energía deberán ser aprobados por la ASEP. (1.3) Costos o ingresos por compensaciones de potencia: costos o ingresos por las compensaciones de potencia que se pueden dar diariamente en la hora de máxima generación, donde el precio lo determina el precio de la última oferta aceptada, siempre que sea menor que el precio fijado mediante Resolución de la ASEP. En caso contrario, el precio máximo es el establecido por la Resolución de la ASEP vigente para el semestre. En el caso que la empresa resulte vendiendo y obtenga un ingreso por este concepto deberá restarlo del costo a trasladar a tarifas. (1.4) Costos por reserva de largo plazo: costo~ correspondientes a la potencia firme contratada como reserva de largo plazo por el precio de la potencia establecida por la ASEP. (1.5) La potencia asociada a la generación propia que haya sido comprometida para los clientes regulados de la distribuidora se reconoce al costo promedio de la potencia para ese periodo que resulte de los contratos que provengan de procesos de concurrencia, en los periodos en que aún lo permita la regulación vigente.

2. Costos por compra de energía: (2.1) Costos por compra de energía asociada de contratos iniciales: costo por la energía comprada mediante contratos aplicando la fórmula de distribución de energía asociada a cada contrato y el precio de la energía definido en los respectivos contratos. (2.2) Costos de compra de energía asociada a los contratos celebrados mediante el mecanismo establecido por la ASEP: Costo por la energía comprada al precio de la energía definido en los respectivos Página 11 de 22 No. 28009 Gaceta Oficial Digital, miércoles 13 de abril de 2016 16 contratos. Se incluyen los costos de compra de energía contratada mediante el mecanismo de concurrencia establecido por la ASEP asociada a Centrales de Generación Eléctrica con capacidad de hasta 5,000 que se instalen por calidad del servicio eléctrico (2.3) Costos o ingresos por compras o ventas de energía en el mercado ocasional que hayan sido autorizadas por la ASEP: el costo por la compra de energía en el mercado ocasional se determina aplicando a la energía comprada horariamente en este mercado el costo marginal horario que resulta del despacho económico real. En el caso que la empresa resultara vendiendo en este mercado y obtenga un ingreso por este concepto deberá restarlo del costo a trasladar a tarifas. (2.4) La energía asociada a la generac1on propia que haya sido comprometida para los clientes regulados de la distribuidora se reconoce al costo promedio de la energía para ese periodo que resulte de los contratos que provengan de procesos de concurrencia, en los periodos en que aún lo permita la regulación vigente. (2.5) Costos de compra de potencia energizados: porción de costos correspondientes a potencia firme contratada, que la ASEP haya aprobado energizar. (2.6) Créditos que resultan a favor de los clientes producto de la aplicación del Procedimiento para la Conexión de Centrales Particulares de fuentes nuevas, renovables y limpias de hasta quinientos (500) kilowatts a las redes eléctricas de media y baja tensión de las empresas de distribución eléctrica, aprobado mediante la Resolución AN No.5399-Elec de 27 de junio de 2012.

3. Costos del Mercado: (3.1) Costos por servicios auxiliares: los costos que tenga que pagar la empresa en concepto de servicios auxiliares, según sea establecido por el CND. En el caso que la empresa resulte recibiendo un ingreso por cualquiera de este concepto deberá restarlo del costo a trasladar a tarifas. (3.2) Costos de fianzas pagadas correspondientes a los contratos de energía y potencia. (3.3) Costos de Generación relacionados con el Mercado Regional y a los de operación integrada regional. (3.4) Sobrecostos por generación obligada: los costos que el CND le haya asignado en concepto de generación obligada. Página 12 de 22 No. 28009 Gaceta Oficial Digital, miércoles 13 de abril de 2016 17 El costo de generación permitido ( GM ~R-BASE) se calcula utilizando el precio promedio ponderado monómico del costo de generación para atender a clientes a los cuales la empresa distribuidora le compra su potencia. CGcR-BASE p == Monómico - GPp x VE p VE P : Ventas pronosticadas de energía durante el semestre p. Es la suma de las ventas de energía durante el semestre p a los clientes que no se encuentran abastecidos por otro agente, incluido el consumo pronosticado de Alumbrado Público. El precio promedio ponderado monómico de generación permitido ( Monómico _ GPP ) resulta de la división de los costos de generación pronosticados entre la suma de la energía comprada (kWh) por la distribuidora ingresada a su red en los nodos de compra o entrega y la de generación propia ingresada en el semestre p, consumo referenciado a los clientes que no se encuentran abastecidos por otro agente. Costos_ de_ Compra_ de_ PotenciaP + ,I Costos_ de_ Compra_ de_ EnergíaP + Costo_ del_ MercadoP Monómico _ GPP == - - - - - - - - - - - ' - - - - - - EnergiaCompradaP El costo de generación extraordinario ( CGR~R-BASE) involucra los siguientes costos:

1. Costos de compra de potencia que ASEP determine que están específicamente relacionados con la mitigación del riesgo de racionamiento: costos correspondientes a la potencia firme contratada por el precio de la potencia establecida en los contratos que ASEP determine que están específicamente relacionados con la mitigación del riesgo de racionamiento.

2. Costos de autoabastecimiento: Costos autorizados por la ASEP relacionados a la energía abastecida por las plantas eléctricas de emergencia de propiedad de los clientes en periodos de Alerta por Racionamiento declarados por el CND.

3. Sobrecostos por generación obligada: los costos que el CND le haya asignado en concepto de generación obligada específicamente relacionada con la mitigación del riesgo de racionamiento.

4. Porción del Mercado Ocasional causada por la compra de energía para suplir los contratos cancelados o suspendidos cuya terminación o suspensión haya sido autorizada por la ASEP: los sobre costos calculados con base en cómo habría sido la liquidación si los contratos cancelados o suspendidos siguieran vigentes y su costo según contrato. El costo total del mercado ocasional sumando la porción asignada a Costo de generación extra por restricciones y la porción asignada en Costos por compra de Energía debe sumar el monto establecido por POg;oo 13 de 22 &- No. 28009 Gaceta Oficial Digital, miércoles 13 de abril de 2016 18 compra de energía en el Mercado ocasional, según la liquidación presentada por el CND.

5. Sobrecostos ocasionados por incrementos en los precios de contratos de generación que son resultado de arbitrajes. El costo de generación extraordinario ( CGR~R-BASE) se calcula utilizando el precio promedio ponderado monómico del costo de generación extraordinario para atender a clientes a los cuales la empresa distribuidora le compra su potencia. CGRCR-BASE p = Monómico - GR p x VE p El precio promedio ponderado monómico de generación extraordinario (Monómico - GR p ) resulta de la división del costo de generación extraordinario entre la suma de las ventas pronosticadas (kWh) de la distribuidora durante el semestre p a los clientes que no se encuentran abastecidos por otro agente, incluyendo el Alumbrado Público. Costos_ de_ Compra_ de_ Potencia_ que_ ASEP _ determineP + Costos_ de_ AutoabastecimientoP + ¿sobrecostos _por_ Generación_ ObligadaP + Porción del Mercado Ocasional por contratos cancelados o suspendidos P + Sobrecostos_por _incremento_de _precios_de_contratos_por_arbitrajeP Monómico _ GRP =- - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - ' - - VEP Dado que el semestre p es futuro, todos los valores antes mencionados (Costos de generación, energías compradas, generadas y vendidas) son valores pronosticados puros (BASE) sin corrección alguna por diferencias de semestres pasados. G~~,-BASE : Valor resultante de estimar los ingresos que obtendría la distribuidora de los clientes a los cuales la empresa distribuidora le compra su potencia para cubrir los costos de generación en el semestre p, calculado a partir de las estimaciones de ventas del semestre p y los cargos BASE del semestre p-1. Esta proyección debe reflejar la estructura de mercado por categoría tarifaría que en promedio se haya dado durante los últimos doce (12) meses. En el evento que la distribuidora proyecte algún cambio importante en dicha estructura de mercado deberá presentar la debida sustentación. Este valor se calculará a partir de la expresión siguiente: Pág;o• 14 do 22 d:- No. 28009 Gaceta Oficial Digital, miércoles 13 de abril de 2016 19 SUM.(CPOTGENE'::J xVE,,)+SUM{ CPOTGEN'::J x t.DMAXE,_., )+ GCR-BASE - p-1 - SUM¡(CPOTGENGC:~~; x ± k=I DMAXE<;;,i) + SUMNi=MDHoRARJA (cENEGEN:~1~:sE x vE;,i +CENEGEN;P_1~¡BAsE x vE;~ )+ suM,'<li=MDNonoRARIA (cENEGEN:'!.fJ x VE p,i )+ suM¡ (ccoNAP:-.ff x VE p,i) CPOTGENGC:~~;: Cargo Base por potencia de generación para Grandes Clientes a los cuales la empresa distribuidora le compra su potencia calculado para cada categoría tarifaria i del semestre p-1. 6 L DMAXE~~.i : Demanda máxima pronosticada de los Grandes Clientes a los cuales la k=1 empresa distribuidora le compra su potencia para el semestre p. CENEGEN;~e:sE: Cargo Base por energía en punta (P) para cada categoría tarifaria i que dispongan de medición con registro de consumo discriminado por bloques horarios, calculado en el semestre p-1 con los cargos BASE. VE;,i : Ventas pronosticadas de energía en la punta (P) para cada categoría tarifaria i que disponga de medición con registro de consumo discriminado por bloques horarios durante el semestre p. CENEGEN ~1~~AsE : Cargo Base por energía en las horas Fuera de Punta (FP) para cada categoría tarifaria i que dispongan de medición con registro de consumo discriminado por bloques horarios, calculado para el semestre p-1. VE;~ : Ventas pronosticadas de energía en las horas fuera de punta (FP) para cada categoría tarifaria i que disponga de medición con registro de consumo discriminado por bloques horarios durante el semestre p. CENEGEN:'!J.7: Cargo Base por energía para cada categoría tarifaria i que "no" dispongan de medición con registro de consumo discriminado por bloque horario, calculado en el semestre p-1 con los cargos BASE. CCONAPp-1¡ BAsE: Cargo BASE por consumo de alumbrado público para cada categoría tarifaria i, calculado para el semestre p-1. Al igual que en casos anteriores, el término de corrección resultará de la siguiente expresión: GMCR-Correcc) CPOTGENC~rrecc =CPOTGENBASB X _GCR-BASB _P_ __ p,1 p-1 ,1 ( p-l Página 15 de 22 ~ No. 28009 Gaceta Oficial Digital, miércoles 13 de abril de 2016 20 GM/R-correcc: Valor de los apartamientos actualizado con la tasa de descuento "r". Este valor resultará de la siguiente expresión: GM/R-Correcc = (GRP_Jx (1 + r) + fnlp-2 ±AMm x~) lntp-Z = m::::I Intp-2 son los intereses generados dentro del periodo tarifario p-2 ocasionados por el desfase de dos meses entre el costo estimado y el costo permitido a recuperar en el ajuste mensual (AM) del cargo variable por combustible. En caso de que el desfase sea mayor o menor se calculará el interés causado por el número de meses que transcurran hasta que se incorpore su recuperación. SUM1(CPOTGENE:!J x VRp- 2,;)+ SUM{ CPOTGEN:~ x tDMAX 2,k.i) + p- GRP- 2 = CGR~-z - SUM{ CPOTGENGC:~f~ x t DMAX~.k.1) + SUM {varxComb x VRp-z, )+ 1 1 1 + GPRP_4 SUMl'rfi=MDHORARIA(cENEGEN:~:.1sE XvR:-2.1 + CENEGEN:~~7ASE XVR:-:2.1 )+ suMi'Vi=MDNosoP.ARJA (cENEGEN~;~ x VRp- 2•1)+ suM¡ (ccoNAPP8¿2sE x VRp- 2•1 ) GR p- 2 : Monto necesario para cubrir los apartamientos que se produjeron entre los costos de generación reales y los ingresos reales (producidos por los cargos Base y las ventas reales más los ingresos producidos por los cargos por Variación por Combustible relacionados a los costos del periodo respectivo por la venta donde fue aplicado, ya sea en p-2 y p-1 respectivamente) del semestre p-2, y por las diferencias entre los ingresos permitidos (producidos por los cargos Correcc y las ventas estimadas) y los ingresos reales (producidos por los cargos Correcc y las ventas reales) en el semestre p-2 ambos referenciados a los clientes a los cuales la empresa distribuidora le compra su potencia. CGR~_ 2 : Los costos totales de generación permitidos reales a trasladar a las tarifas se determinarán cada semestre sumando el costo de generación permitido real ( CGRP_ 2 ) más el costo de generación extraordinario real ( CGRRP_ 2 ). CGR~_2 = CGRP_ 2 + CGRRP_ 2 El costo de generación permitido real ( CGR p-2 ) se calcula utilizando el precio promedio ponderado monómico del costo de generación real para atender a clientes a los cuales la empresa distribuidora le compra su potencia. CGRP_ 2 = Monómico _ GRP_2 x VRP_ 2 El precio promedio ponderado monómico de generación real (Monómico _GR p-z) resulta de la división de los costos de generación reales entre la suma de la energía comprada Página 16 de 22 No. 28009 Gaceta Oficial Digital, miércoles 13 de abril de 2016 21 (kWh) por la distribuidora ingresada a su red en los nodos de compra o entrega y la de generación propia ingresada en el semestre p-2, consumo referenciado a los clientes que no se encuentran abastecidos por otro agente. Costos_ de_ Compra_ de_ PotenciaP_2 + L Costos_ de_ Compra_ de_ EnergíaP_ + 2 Costo_ del_ MercadoP_ Monómico _ GRP_ 2 =- - - - - - - - - -2 - - - - - - EnergíaConpradaP_2 El costo de generación extraordinario real ( CGRRP_ 2 ) se calcula utilizando el precio promedio ponderado monómico del costo de generación extraordinario real para atender a clientes a los cuales la empresa distribuidora le compra su potencia. CGRRP_ 2 = Monómico _ GRRP_ 2 x VRP_ 2 El precio promedio ponderado monotnico de generación extraordinario ( Monómico _ GRR p- 2 ) resulta de la división del costo de generación extraordinario real entre la suma de las ventas reales (kWh) de la distribuidora a los clientes que no se encuentran abastecidos por otro agente durante el semestre p-2, incluyendo el alumbrado Público. Costos_ de_ Compra_ de_ Potencia_ que_ ASEP _ determineP_ 2 + Costos_ de_ Autoabastecimientop-2 + ¿sobrecostas _por_ Generación_ ObligadaP_2 + Porción del Mercado Ocasional por contratos cancelados o suspendidos p-i + Sobrecostas_por _incremento_de _precios_de_contratos_por_arbitrajeP_2 Monómico _ GRRP_2 =- - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - VRP_2 CPOTGEN:~~: Cargo Base por potencia de generación para cada categoría tarifaria i para el semestre p-2, teniendo en cuenta solamente los valores BASE de p-2. En el caso en que en la categoría tarifaría i el cargo por potencia se exprese energizado parcialmente, debe utilizarse también CPOTGENE!~i~. CENEGEN;-::,:SE: Cargo .Base por energía en punta (P) para cada categoría tarifaria i que dispongan de medición con registro de consumo discriminado por bloques horarios, calculado para el semestre p-2 según los cargos BASE. VR ;_2,; : Ventas Reales de energía en la punta (P) para cada categoría tarifaria i con medición horaria durante el semestre p-2. CENEGEN;~;,:AsE: Cargo Base por energía en las horas fuera de punta (FP) para cada categoría tarifaría i que dispongan de medición con registro de consumo discriminado por bloques horarios, calculado para el semestre p-2 según los cargos BASE. Página 17 de 22 No. 28009 Gaceta Oficial Digital, miércoles 13 de abril de 2016 22 VR;~2 ,;: Ventas Reales de energía en las horas fuera de punta (FP) para cada categoría tarifaria i con medición horaria durante el semestre p-2. 6 ¿n.MAX~~;,: Demanda máxima leída de los Grandes Clientes a los cuales la empresa k=l distribuidora le compra su potencia para el semestre p-2. CENEGEN:'!!i.5: Cargo Base por energía para cada categoría tarifaria i que "no" dispongan de medición con registro de consumo discriminado por bloque horario, calculado para el semestre p-2 según los cargos tarifarios BASE. VarxComb; : Cargo Variación por Combustible para cada categoría tarifaria i relacionados a los costos del semestre p-2. CCONAP:~; : Cargo BASE por consumo de alumbrado público para cada categoría tarifaria i, calculado para el semestre p-2 GPR p- 4 : Monto necesario para cubrir las diferencias entre los ingresos permitidos (producidos por los cargos Correcc y las ventas estimadas) y los ingresos reales (producidos por los cargos Correcc y las ventas reales) en el semestre p-2, ambos referenciados a los clientes a los cuales la empresa distribuidora le compra su potencia. Este valor se calculará a partir de la siguiente expresión: SUM(CPOTGENJ!j,~;,~c VE X p-2J + suu(cPOTGENJf},:;,~c X :± k=l fJMAXEp-2,k,1) GPRP_ 4 = SUM,(CPOTGENGé}:;,~c x :±n~: ,k,i) + SUM (CCONAP;~~~:c x VEP_ 2.1) - 2 1 k=I SUMMi=MDHORARIA(cENEGEN:1.~mc X vE:-2,i +CENEGEN:;.;,;0 rrec X vE::.2,; )+ SUM,"'1=MDNonoRARIA(CENEGENj,:;,~c x VEp- 2,1) SUM(CPOTGENE~~;,~c VRp-2,i)+ SUM,(CPOTGEN¡~;,:c ±DMAXp-2,k,i)+ X X k=I SUM.(CPOTGENGCcorr~c l p-2,1 x ¿~ DMAXªc 1 p-2,k,1.)+SUM ~CCONAPcºrrec p-2,1 x VR p-2,l.) 1 k=I SUMi'li=MDHORARIA (cENEGEN:1.~rrec X vR:-2,i +CENEGEN:~;,¡0rrec X vR:~2,i )+ SUM,"''=MDNOHORARIA (CENEGEN~:;,~c x VRP_ 2•1) CPOTGEN=~~rrec ó CPOTGENE:~f.~rrec : Cargo Corree por potencia de generación calculado para cada categoría tarifaria i del semestre p-2. CPOTGENGc;~i,~"ec : Cargo Corree por potencia de generación para Grandes Clientes a los cuales la empresa distribuidora le compra su potencia calculado para cada categoría tarifaria i del semestre p-2. Página 18 de 22 No. 28009 Gaceta Oficial Digital, miércoles 13 de abril de 2016 23 CENEGEN;-:i,~rrec: Cargo Corree por energía en punta para cada categoría tarifaria i que dispongan de medición con registro de consumo discriminado por bloques horarios, calculado en el semestre p-2. CENEGEN;~;fºrrec: Cargo Corree por energía en horas fuera de punta para cada categoría tarifaria i que dispongan de medición con registro de consumo discriminado por bloques horarios, calculado en el semestre p-2. CENEGEN~~;}c: Cargo Corree por energía para cada categoría tarifaría i que "no" dispongan de medición con registro de consumo discriminado por bloque horario, calculado para el semestre p-2. CCONAP;~;:c: Cargo Corree por consumo de alumbrado público para cada categoría tarifaria i para el semestre p-2 h) Cargo por Energía de Generación en Punta y Fuera de Punta De igual manera que para calcular la actualización del cargo tarifario por potencia de generación se tendrá en cuenta para la actualización de los cargos por energía, los conceptos mencionados, es decir, el denominado Base, que siempre corresponde a los costos estimados para el semestre p y sus actualizaciones y el denominado Correcc, que corresponde a la corrección que habría que introducir en el cargo por las diferencias entre los costos de generación reales y los ingresos reales (producidos por los cargos base y las ventas reales) en el semestre p-2 y por las diferencias entre los ingresos permitidos (producidos por los cargos Correee y las ventas estimadas) y los ingresos reales (producidos por los cargos Correec y las ventas reales) en el semestre p-2. Seguidamente se detallarán las expresiones que serán utilizadas para las categorías de clientes que poseen medición con discriminación horaria y las correspondientes a las categorías sin esta medición. (i) Para las categorías que posean medición con discriminación horaria (i.1) Cargo por energía en horas de Punta El cargo tarifario por generación de energía en horas de punta (P), para cada categoría tarifaria i, se calculará corno: CENEGENPp,1· = CENEGENP-:BASE p,1 + CENEGENP-:Correcc p ,1 CENEGENP: p,I Cargo tarifario por energía en horas de punta (P) para cada categoría tarifaría i que dispongan de medición con registro de consumo discriminado por bloques horarios, calculado para el semestre p. CENEGEN;,7sAsE: Cargo Base por energía en horas de punta (P) para cada categoría tarifaria i que dispongan de medición con registro de consumo discriminado por bloques horarios, calculado para el semestre p. Página 19 de 22 No. 28009 Gaceta Oficial Digital, miércoles 13 de abril de 2016 24 CENEGEN;.~correcc: Corrección para cubrir los apartamientos que se produjeron en horas de Punta entre los costos de generación reales y los ingresos reales (producidos por los cargos Base y las ventas reales) y por las diferencias entre los ingresos pennitidos (producidos por los cargos Correcc y las ventas estimadas) y los ingresos reales (producidos por los cargos Correcc y las ventas reales), ambos en el semestre p-2 para cada categoría tarifaría i. El primero de los conceptos planteados, se calculará mediante la siguiente expresión: GMCR-BASE ) CENEGENP~BASE = CENEGENP-BASE X ----'P_ _ GCR-BASE p,1 p-1,t ( p-l Adicionalmente, al realizar los cálculos para cada semestre p, se calculará el ténnino de corrección, que resultará de la expresión siguiente: GMCR-Correcc) CENEGENP~Correcc =CENEGENP-BASE X ----'p~-- GCR-BASE p,r p-1,r ( p-1 Las variables utilizadas en esta expresión han sido también definidas anterionnente. (i.2) Cargo por energía en horas Fuera de Punta El cálculo del cargo tarifario por generación de energía en horas Fuera de Punta, para cada categoría i, se efectúa de manera similar al detallado en el apartado anterior, de la suma de los cargos BASE y su corrección, así: CENEGENFP p,1 =CENEGENFP-BASE p,1 + CENEGENFP-Correcc p,t CENEGEN;,~ : Cargo tarifario por energía en las horas Fuera de Punta para cada categoría tarifaría i que dispongan de medición con registro de consumo discriminado por bloques horarios, calculado para el semestre p. CENEGEN;~-BASE: Cargo Base por energía en las horas Fuera de Punta para cada categoría tarifaría i que dispongan de medición con registro de consumo discriminado por bloques horarios, calculado para el semestre p. CENEGEN ;~-correcc : Corrección para cubrir los apartamientos que se produjeron en horas Fuera de Punta entre los costos de generación reales y los ingresos reales (producidos por los cargos Base y las ventas reales) y por las diferencias entre los ingresos pennitidos (producidos por los cargos Corre ce y las ventas estimadas) y los ingresos reales (producidos por los cargos Correcc y las ventas reales), ambos en el semestre p-2 para cada categoría tarifaría i. El primero de los conceptos planteados, se calculará mediante la siguiente expresión: CENEGENFP-BASE = CENEGENFP-BASE x (-ª-M~~R---eA_s_E) p,1 p-1 ,r GCR-BASE p-l Página 20 de 22 No. 28009 Gaceta Oficial Digital, miércoles 13 de abril de 2016 25 El término de corrección en el cargo tarifario por energía, resultará de la siguiente expresión: GMCR-Correcc) CENEGENFP-Correcc = CENEGENFP-BASE X _ __,P_ __ p,r p-1,r [ GCR-BASE p-1 (ii) Para las categorías que no posean medición con discriminación horaria Siguiendo la misma secuencia de cálculos que los efectuados anteriormente para los cargos por energía, donde se determinaron los valores base y las correcciones correspondientes, en este caso se utilizan las siguientes expresiones: CENEGEN p,1· = CENEGENBASE p,1 + CENEGENCorrecc p,1 CENEGEN .: Cargo tarifaría por energía para cada categoría tarifaría i que "no" p ,1 dispongan de medición con registro de consumo discriminado por bloque horario, calculado para el semestre p. CENEGEN:~sE: Cargo Base por energía para cada categoría tarifaría i que "no" dispongan de medición con registro de consumo discriminado por bloque horario, calculado para el semestre p. CENEGEN~~rrecc: Corrección para cubrir los apartamientos que se produjeron entre los costos de generación reales y los ingresos reales (producidos por los cargos Base y las ventas reales) y por las diferencias entre los ingresos permitidos (producidos por los cargos Correcc y las ventas estimadas) y los ingresos reales (producidos por los cargos Correcc y las ventas reales), ambos en el semestre p-2 para cada categoría tarifaría i que "no" dispongan de medición con registro de consumo discriminado por bloque horario. GMCR-BASE CENEGENCorrecc =CENEGENBASE X ----'--P _ _ J p,r p-1,t ( GCR-BASE p-1 e) Cargo por Potencia de Generación para Grandes Clientes El cargo tarifario por potencia de generación para Grandes Clientes a los cuales la empresa distribuidora les compra su potencia corresponderá al cargo máximo por Potencia de Largo Plazo establecido por la ASEP, por lo que se actualizará, cuando la ASEP apruebe un nuevo cargo máximo. Los ingresos producidos por los cargos por potencia de los Grandes Clientes, se utilizarán en el cálculo del factor de ajuste del resto de los componentes de generación, ya que ese ingreso es parte de lo que utiliza la empresa de distribución para el pago a los generadores. Página 21 de 22 No. 28009 Gaceta Oficial Digital, miércoles 13 de abril de 2016 26 Artículo 108 A partir del 1 de julio de 2014, las distribuidoras deberán aplicar para el cálculo de los correspondientes cargos, el nuevo régimen tarifario. Artículo 113 Tasa de interés a aplicar: En las fórmulas correspondientes se aplicará las tasas de interés (r) cuando deba aplicar las mismas en caso de excedentes o déficit de acuerdo a las fórmulas de ajuste tarifario: a) Tanto en el caso de déficit como de excedentes las tasas a utilizar serán el promedio de las tasas de Interés anual para préstamos bancarios comerciales a un año. b) Las empresas deberán utilizar la información oficial producida por la Superintendencia de Bancos de Panamá que corresponde a la tasa de interés promedio del mercado bancario o de referencia del país. Las empresas deberán solicitar esta información a la Superintendencia de Bancos de Panamá. e) El promedio corresponderá al promedio de los seis (6) meses anteriores (que corresponde al semestre p-2) a la fecha de actualización tarifaría. En caso de existir excedentes que sean redistribuidos en función a lo dispuesto en el artículo 128 de este Régimen Tarifario, la tasa a aplicar será la que reconozca el Banco Nacional de Panamá. Artículo 128 La actualización parcial mensual seguirá los siguientes principios: a) La Tarifa original actualizada para los semestres de julio a diciembre y enero a junio de cada año, se mantiene. b) La ASEP podrá disponer mediante Resolución una redistribución distinta de los meses a recuperar el cargo variable por combustible (CVC) cuando por situaciones de incrementos o decrementos de costos significativos así lo amerite. En caso de existir excedentes que sean redistribuidos en función a lo dispuesto en este artículo, las empresas de distribución deberán depositarlos en una cuenta de ahorros en el Banco Nacional de Panamá. Página 22 de 22