Resolución Nº 5.216 - Reglamento de Transmisión

Art.1 El objeto general del Reglamento de Transmisión es regular el servicio de transmisión en lo referente a su definición, los derechos y obligaciones de los participantes, el libre acceso, las normas de calidad de servicio, la planificación y la expansión, el régimen tarifario, la separación de actividades y el sistema de liquidación y cobranza. Todo ello en el marco de las leyes, y demás reglas de derecho aplicables.

Art.2 Los objetivos específicos del presente Reglamento son: a) Establecer las instalaciones que conforman la Red de Transmisión y el Sistema de Transmisión, así como definir los criterios para clasificar las instalaciones del sistema de transmisión como parte del Sistema Principal de Transmisión o de Conexión y su ciasificación para efecto del cálculo de los cargos por uso como Equipamiento inicial o Refuerzo del Sistema. b) Establecer los derechos y obligaciones del CND, del Transportista o el propietario de instalaciones de la Red de Transmisión y de un agente que sea usuario directo o indirecto del Sistema de Transmisión, clarificando los límites de responsabilidades entre el CND y el Transportista o los propietanos de las instalaciones de la Red de ? Transmisión, y entre el Transportista y los usuarios de su red. c) Establecer los procedimientos y requerimientos a cumplir por un agente (o un nuevo agente) para conectar nuevo equipamiento a la red, asi como los procedimientos y . criterios para garantizar el libre acceso. d) Establecer los parámetros técnicos para cumplir con las normas de calidad de servicio, incluyendo las obligaciones de los usuarios, las compensaciones y recargos por desviaciones en la calidad de servicio y el suministro de información técnica de cada uno de los agentes. e) Establecer los procedimientos para la expansión del Sistema Interconectado Nacional, para la ejecución del Plan de Expansión del Sistema de Transmisión y para el cálculo tarifario, así como también establecer los mecanismos de aprobación de las expansiones ' y las responsabilidades de las instituciones y su relación con la planificación regional, modalidades de la expansión de las obras y el tratamiento de las expansiones construidas por los usuarios y de puesta en servicio comercial. f) Establecer los criterios y fórmulas para.el cálculo de las tarifas de Transmisión a ser aplicado por la Empresa de Transmisión o las Empresas propietarias de instalaciones que forman parte de la Red de Transmisión, las que permitirán determinar el ingreso dperm id de las empresas y las tarifas que deberán pagar los usuarios de la red <!-- page 67 --> 66 Gaceta Oficial, miércoles 20 de abril de 2005 - N* 25,282 h) Establecer los criterios y premisas para la separación de las diferentes actividades de la “Empresa de Transmisión. i) Establecer los mecanismos para el funcionamiento del sistema de liquidación y cobranza - de las distintas transacciones asociadas al servicio de transmisión.- CAPITULO 1.2: ALCANCE

Art.3 El presente Reglamento será de aplicación para el Servicio de Transmisión prestado en Panamá. Asimismo, regula el servicio de Transmisión y a las actividades conexas de las siguientes partes: a) Ente Regulador de los Servicios Públicos (ERSP). b) Centro Nacional de Despacho (CND). €) Empresa de Transmisión Eléctrica, S.A. (ETESA). d) Generadores conectados o que desean conectarse a la Red de Transmisión. e) Distribuidores, conectados o que desean conectarse al Sistema de Transmisión. f) Grandes Clientes conectados o que desean conectarse al Sistema de Transmisión.

Art4 Los Distribuidores representan a todos los clientes finales conectados a su red, con independencia de su participación en el Mercado Mayorista, en lo que respecta a Sus derechos y obligaciones del Servicio de Transmisión. Los Cargos de Transmisión de los Distribuidores serán determinados con la demanda total retirada por el distribuidor en los puntos de interconexión, incluida la de los Grandes Clientes conectados a su red de distribución, estableciéndose en las normas de distribución la metodología que deberán emplear los distribuidores para la transferencia de esos cargos a los Grandes Clientes. En consecuencia respecto a los Cargos por el Servicio de Transmisión estos usuarios no son discriminados respecto de los correspondientes al distribuidor. CAPITULO13 : JERARQUÍA DEL REGLAMENTO

Art.5 La interpretación de este reglamento estará sujeta a las siguientes normas de orden superior: febrero de 1997, por la cual se dicta el Marco Regulatorio € la prestación del servicio público de electricidad, en adelante Ley 26 de febrero de 1998, por el cual se modifican algunos artículos e febrero de 1997. Yo N* 22 de 19 de junio de 1998, por el cual se reglamenta la Ley N” 6 de 3 de febrero de 1997, en adelante Reglamento de la Ley. as al Servicio de Transmisión este Reglamento tendrá | rma aprobada por el ERSP respecto a otro objeto. Para todas aquellas actividades asociad prioridad con respecto a cualquier otra No <!-- page 68 --> N” 25,282 3 Gaceta Oficial, miércoles 20 de abril de 2005 67 CAPITULO 14: ABREVIATURAS Y DEFINICIONES Art.ó Adicionalmente a las definiciones que establece el marco legal del sector eléctrico, a los efectos del presente reglamento se entenderá por: Acceso libre: Régimen bajo el cual la empresa responsable de la operación de la red nacional de transmisión o de distribución, permite el acceso, conexión y uso no discriminatorio de la red de transmisión o de la de distribución, a los agentes del mercado que así lo soliciten, previo cumplimiento, únicamente, de las normas de operación que rijan tal servicio y el pago de las retribuciones económicas que correspondan. Adecuación: Capacidad de un sistema eléctrico para satisfacer en todo tiempo y lugar la demanda eléctrica de los consumidores respetando los límites técnicos de los componentes y teniendo en cuenta salidas esperadas de servicio, programadas y no programadas, de componentes del sistema. Agentes del mercado: Empresas generadoras, cogeneradoras, autogeneradoras, transportistas, distribuidoras, los grandes clientes y las interconexiones internacionales. Ampliaciones: Todo equipamiento o instalación que se adiciona al Sistema de Transmisión. Armónicas: Son componentes de frecuencia que son múltiplos enteros de la frecuencia fundamental de la onda sinusoidal ideal de 60Hz. Calidad de servicio: Atributo de un sistema eléctrico determinado conjuntamente por: e la calidad del producto eléctrico entregado a los usuarios del sistema y que está referido a la magnitud de la tensión y la frecuencia y la contaminación de la tensión instantánea de suministro; e la calidad del suministro eléctrico entregado a los usuarios del sistema y que está referido a la frecuencia, la profundidad y la duración de las interrupciones de suministro; e la calidad de servicio comercial entregado a los usuarios del sistema en su relación comercial; te el equipamiento de un usuario: Es la capacidad del equipamiento que e] despacho diario del sistema interconectado para satisfacer los s la capacidad de la unidad generadora. La capacidad instalada es la ima que el conjunto (máquina motriz/generador) está en capacidad de Continua bajo condiciones normales, y por lo tanto, tiene que respetar las ualquiera de estos componentes impone de otro. Para autogeneradores y cogeneradores se considerará la máxima potencia que pueden inyectar en la Red de Transmisión. Cargo por conexión: Reflejan los costos de los activos de conexión asignados a un usuario: cuando estos no son propiedad del usuario. Cargo por uso del sistema principal de transmisión: Reflejan los costos que se le asignan a cada usuario por el uso del sistema principal de transmisión. <!-- page 69 --> 68 | Gaceta Oficial, miércoles 20 de abril de 2005 o N*25,282 Cargos por uso de redes: Reflejan los costos que se le asignan a cada usuario por el uso de redes que son propiedad de otro usuario y que formen parte de la red de transmisión. Cargos de Transmisión: son los cargos que corresponden por el servicio de transmisión prestado empleando el Sistema de Transmisión, que incluye el Cargo por conexión, el Cargo por Uso del Sistema Principal de Transmisión y el Cargo por el Servicio de Operación Integrada. Centro Nacional de Despacho: Dependencia de-ETESA encargada dela prestación del servicio público de operación integrada. - Condición extrer1a: Se refiere a una condición del Sistema Interconectado Nacional que esta fuera de las condiciones de estado estable de operación (definidas en el Reglamento de Operación). Es usualmente el resultado de una contingencia, sobrecarga O disturbio. "Conexión: Entre el sistema de transmisión y sus usuarios: €s el conjunto de líneas, equipos y aparatos de transformación, maniobra, protección, comunicaciones y auxiliares, que son necesarios para materializar la vinculación eléctrica del usuario en uno O varios puntos determinados del Sistema Principal de Transmisión. Confiabilidad: Capacidad de un sistema para suministrar en todo instante y lugar la demanda eléctrica que los consumidores requieren con adecuados niveles de calidad respecto de las interrupciones del servicio. La confiabilidad se evalúa a través de dos aspectos de los sistemas eléctricos: adecuación y seguridad. Contingencia Simple: Pérdida abrupta no programada de un elemento del Sistema Principal de Transmisión o una unidad de generación o la proporción de una demanda que pueda perderse . abruptamente. : Contrato de Acceso: El contrato que se establecerá entre la Empresa que presta el Servicio de Transmisión y el Usuario que accede al Sistema de Transmisión donde se establecen los derechos y obligaciones de las partes en un todo de acuerdo a lo indicado en la Ley y normas complementarias. riteríos de.confiabilidad: Conjunto de principios a tener en cuenta para el planeamiento, LÍO! tuarión de la confiabilidad actual o futura de un sistema eléctrico. a SSETOD:y EV 7 dba a E '» e d úal) no coincidente: Demanda máxima diaria (potencia activa) en los S hronosticada para el año siguiente de acuerdo con lo establecido en el S Efecto de-Parpideó (FLICKER): Es una variación rápida y cíclica de la tensión, que causa una fluctuación correspondiente en la luminosidad de las lámparas a una frecuencia detectable por el . ojo humano. Equipamiento Inicial: Es el equipamiento de la Empresa de Transmisión Eléctrica y que estará sujeto a un tratamiento específico en el esquema tarifario. Este equipamiento será definido por el - ERSP mediante Resolución. Equipamiento de Conexión: Es el conjunto de líneas, equipos y aparatos que forman parte de la Conexión. Empresa de Transmisión: Empresa de Transmisión Eléctrica, S.A. en lo que hace a su función de transmisión. <!-- page 70 --> N* 25,282 Gaceta Oficial, miércoles 20 de abril de 2005 69 Ente Regulador: Es el Ente Regulador de los Servicios Públicos, entidad creada por la Ley 26 de -1996, Fórmulas tarifarias: Son las fórmulas resultantes de asignar a cada una de las variables * ¡definidas en los procedimientos tarifarios un valor resultante de una evaluación de costos calculadas bajo el supuesto de eficiencia económica en el desarrollo del plan de expansión y en la gestión de la Empresa de Transmisión. Ley: Ley N? 6 del 3 de febrero de 1997. Operación normal: Condición en la que se cumple la continuidad y calidad de servicio establecida. Participante: Toda empresa que opera comercialmente en el Mercado Mayorista, y entrega o toma energía eléctrica del sistema. l Plan de Expansión: Plan de expansión. de generación y transmisión en el sistema interconectado nacional, cuya factibilidad técnica, económica, financiera y ambiental, prevé la continuidad, calidad y confiabilidad en el suministro del servicio de electricidad. Prestador de Servicios Públicos de Electricidad: La persona natural o jurídica, pública o privada, de capital nacional o extranjero, que preste el servicio público de electricidad. Procedimientos tarifarios: Son los procedimientos de cálculo de tarifas definidos en el Régimen Tarifario del presente Reglamento de Transmisión s el punto en el que un Generador, un Distribuidor o un Gran Cliente A Pynto de intere 53 cipal de Transmisión. CCT RU de FARMA sión: La fed de transmisión eléctrica en el Sistema Interconectado Nacional, está as de transmisión de alta tensión, subestaciones, transformadores y otros. elem para transportar energía eléctrica, desde el punto de entrega de dicha energía. porel ge hasta el punto de recepción por el Distribuidor o Gran Cliente. Incluye las interconextoes fternacionales, las de transmisión (sean estas propiedad de la Empresa de Transmisión o de otros agentes del mercado) y las redes de distribución utilizadas por Generadores y otros Distribuidores que participan en el mercado mayorista. De acuerdo a lo establecido en el Artículo 77 de la Ley N? 6 de 3 de febrero de 1997. Régimen Tarifario: Conjunto de reglas relativas a la determinación de las tarifas que se cobran por la prestación del servicio público de electricidad en aquellas actividades sujetas a regulación. Seguridad: Capacidad del sistema eléctrico para soportar perturbaciones repentinas, como cortocircuitos y salidas de servicio no programadas de componentes del sistema, manteniendo la integridad del mismo. Servicio Público de Transmisión o Servicio de Transmisión: Es la actividad de transmitir energía eléctrica por medio del sistema de transmisión o a través del equipamiento de la red de transmisión perteneciente a un usuario. - Sistema de Transmisión: Es el conjunto de líneas de transmisión de alta tensión, subestaciones, transformadores y otros elementos necesarios para transportar energía eléctrica del Sistema Interconectado Nacional sean de conexión o del sistema principal de transmisión, pertenecientes a los Prestadores del Servicio Público de Transmisión que tienen concesiones de transmisión. : <!-- page 71 --> 70 Gaceta Oficial, miércoles 20 de abril de 2005 N” 25,282 Sistema de Conexión de Transmisión: Es la parte del Sistema de Transmisión que no forma parte del Sistema Principal de Transmisión. Sistema Interconectado Nacional: Es el conjunto de centrales de generación, líneas y redes de transmisión y distribución de electricidad y sus instalaciones complementarias que se encuentran interconectadas, en un solo sistema a nivel nacional, sin distinción de las personas públicas y privadas a quienes pertenezcan. Sistema Principal de Transmisión o Sistema Principal: Es el equipamiento inicial, más el conjunto de líneas de transmisión de alta tensión, equipamiento de subestaciones, transformadores y otros elementos necesarios para transportar energía eléctrica perteneciente al Sistema de Transmisión, que son utilizadas en operación normal por dos o más agentes del mercado. Para efectos de esta clasificación de activos se excluyen los Usuarios Indirectos. Sobredimensionamiento: condición que se produce cuando el tamaño del equipamiento instalado es superior al tamaño óptimo posible a seleccionar, tomando en consideración las características y restricciones de diseño, técnicas y económicas para atender los requerimientos de demanda o de generación. Solici pe realizar laCong2 Tra smisión: NS transfórmación He Kensión y hasta el,punto derecepción Usuario del sistema .de” transmisión o usuario: Son usuarios del Servicio Público de Transmisión de electricidad los generadores conectados a la red de transmisión, los distribuidores (considerados en éstos últimos la generación de sus plantas con una capacidad de más de 5 MW, sea ésta propia o de generadores, autogeneradores y cogeneradores que le vendan su producción), y aquellos grandes clientes conectados al Sistema Principal de Transmisión, autogeneradores y cogeneradores que participan en el Mercado Mayorista. d escrita presentada por el interesado donde expresa su deseo de toda la información requerida por las normas vigentes. e por objeto el transporte de energía eléctrica en alta tensión y la ada, desde el punto de entrega de dicha energía por el generador, ¡yla distribuidora o gran cliente. £ Usuarios Directos: Son los usuarios que se encuentren fisicamente vinculados a las instalaciones de la Empresa de Transmisión Eléctrica. Usuarios Indirectos: Son los usuarios que se encuentren eléctricamente vinculados con la Empresa de Transmisión Eléctrica a través de las instalaciones de otros usuarios. No se considerarán usuarios indirectos para efecto del pago de los cargos de transmisión a aquellos agentes productores que tengan una potencia de su planta menor O igual a 5 MW. Uso esporádico: Es el uso del sistema de transmisión, que realiza un agente que por realizar una. transacción cón agentes de otro pais o por ser un agente productor o consumidor cuya producción o consumo no puede ser simulado en los modelos de programación de largo plazo, su uso no puede ser previsto en la programación de largo plazo realizada para la evaluación del pliego tarifario correspondiente. Valor esperado de Energía No Servida: Esperanza matemática de la energía que no se podrá suministrar por déficit en la capacidad de suministro disponible. Es expresando en [MWh/año] y se calcula usando técnicas probabilísticas. Valor Nuevo de Reemplazo (VNR) de las instalaciones de transmisión: Es el costo de las instalaciones destinadas al servicio de transmisión, como si previamente no hubiese ninguna <!-- page 72 --> N” 25,282 Gaceta Oficial, miércoles 20 de abril de 2005 T instalación existente, incluyendo los intereses durante la construcción, los derechos, los gastos y las indemnizaciones que se deben pagar para el establecimiento de las servidumbres determinado a partir de la mejor información suministrada por la Empresa de Transmisión Eléctrica y de los valores considerados en el plan de expansión del sistema de transmisión, ambos aprobados por el ERSP.

Art.7 Las siguientes abreviaturas tendrán el significado indicado: . + CND: Centro Nacional de Despacho de la Empresa de Transmisión. e COPE: Comisión de Política Energética. . RT: Reglamento de Transmisión.

Art.9 El presente Reglamento se deberá adaptar a los cambios que surjan en el servicio de Transmisión, a los requerimientos del Mercado Eléctrico Regional, a las modificaciones en la calidad de servicio requerida, a nuevas alternativas para facilitar la expansión del sistema o para obtener mayor eficiencia en su ejecución y a los cambios tecnológicos que se produzcan.

Art.10 El presente Reglamento podrá ser modificado sobre la base de propuestas justificadas debidamente en uno o más de los siguientes motivos: a) Existen situaciones que afectan al Servicio de Transmisión y que no fueron previstas en el Reglamento de Transmisión vigente. b) La experiencia en la aplicación del Reglamento de Transmisión demuestra que es posible realizar cambios que mejoren significativamente el logro de los objetivos regulatorios o es necesario eliminar distorsiones o resultados contrarios a los objetivos de la Ley o de inconsistencias entre Reglamentos. c) En la aplicación e implementación del Reglamento de Transmisión surgen conflictos por diferencias de interpretación y es necesario dar mayor claridad o detalle para establecer la interpretación válida, por una condición imprevista o porque ha surgido como : resultado del Informe de Desempeño.

Art.11 Bianualmente, a partir de la fecha de aprobación del presente Reglamento o cuando de manera extraordinaria algún hecho lo justifica el ERSP deberá realizar un Informe de Desempeño. Para tal fin, el ERSP requerirá los siguientes informes con análisis de la aplicación del presente Reglamento los cuales deben incluir las propuestas de modificación al mismo: <!-- page 73 --> 72 Gaceta Oficial, miércoles 20 de abril de 2005 N* 25,282 a) Informe de ETESA. b) Informe del CND. c) Informes de Agentes que brindan el Servicio de Transmisión. d) Propuestas de los Usuarios del Sistema de Transmisión.

Art.12 El Informe de Desempeño deberá realizarse en un término no mayor de noventa días a partir de la recepción de los informes que se indican en el artículo anterior. Dicho Informe incluirá como mínimo lo siguiente: e de cada interpretación realizada en el periodo. . cionamiento del Reglamento de Transmisión, referido al objetivo encia operativa, la expansión eficiente y la seguridad del SIN. El E erá presentar de ser necesario, las propuestas de modificación al Reglamento de Transmisión, las cuales surgirán como resultado de la evaluación por parte del ERSP del funcionamiento del Reglamento de Transmisión y de los informes presentados, incluyendo: 0D (1) La evaluación de si existen motivos y circunstancias que justifiquen el o los ajustes propuestos O si los mismos son posibles por no afectar los derechos asignados en un contrato de concesión. (Gi) El análisis sobre la necesidad de ajuste y, de justificarse, su opinión sobre la(s) propuesta(s) de modificaciones. l

Art.13 El ERSP someterá a la participación ciudadana las propuestas de modificación al Reglamento de Transmisión para recibir comentarios y observaciones. Para los casos específicos del Régimen Tarifario, los Procedimientos Tarifarios y las Normas de Calidad se requiere de una Audiencia Pública.

Art.1 4 Las - modificaciones” “atos” titulos” der Reglamento de “Transmisión “podrán realizarse bianualmente a partir del Informe de Desempeño. Para los casos específicos de los títulos relacionados al Régimen Tarifario y los procedimientos tarifarios las modificaciones se realizarán como mínimo cada 4 años. Las fórmulas tarifarias se revisarán cada 4 años conforme a lo establecido en la Ley No. 6 de 3 de febrero de 1997. Cuando algún hecho lo justifica podrán realizarse modificaciones extraordinarias a cualquiera de los títulos del presente Reglamento y a las fórmulas tarifarias. TITULO Il: GENERALIDADES

Art.15 De existir instalaciones que sean aprobadas por el Sistema de Planeamiento Regional, el propietario de las instalaciones correspondientes deberá cumplir con los requerimientos de conexión establecidos en el presente Reglamento y en el Reglamento de Operación.

Art.16 Cuando se apruebe el Reglamento de Transmisión Regional se deberán aprobar las modificaciones necesarias para requerirse. - la armonización entre ambos reglamentos de transmisión, de <!-- page 74 --> N”* 25,282 Gaceta Oficial, miércoles 20 de abril de 2005 : 73

Art.17 La remuneración y compensaciones que se establezcan en el Mercado Eléctrico Regional para las instalaciones de la Red de Transmisión no afectarán los ingresos que se le asignan a ETESA o a los propietarios de instalaciones pertenecientes a la Red de Transmisión. asignan en el Mercado Eléctrico Regional a los agentes por el Servicio 3egitnallp por interconexiones con otros países serán pagados de acuerdo a las ON AR eS ,

Art.20 Tu; stablezca específicamente deberá considerarse que: a) La expresión días se refiere a días calendarios. b) Año tarifario abarca el período que va del 1 de julio de un año dado al 30 de junio del - año siguiente. c) Año calendario es el período de 12 meses que va del 1 de enero al 31 de diciembre de un año dado. TITULO II: DERECHOS Y OBLIGACIONES DE LAS EMPRESAS QUE PRESTAN EL SERVICIO PÚBLICO DE TRANSMISIÓN Y DE LOS USUARIOS DE LA RED DE TRANSMISIÓN -

Art.21 Una 'empresa que presta el Servicio de Transmisión y los Usuarios de la Red de * Transmisión -tendrán-los-derechos-y-obligaciones-establesidos-en-la presente -regulación-que-son supletorios o-aclaratorios de lo establecido en la Ley de Electricidad. CAPITULO M.1: DERECHOS Y OBLIGACIONES DE LAS EMPRESAS QUE PRESTAN EL SERVICIO DE TRANSMISIÓN

Art.22 Una “empresa que presta el Servicio de Transmisión por medio de instalaciones del Sistema de Transmisión tendrá los siguientes derechos: . a) Recibir una remuneración por el uso de sus instalaciones, establecida*de acuerdo al marco legal del sector eléctrico y al presente Reglamento. b) Solicitar al CND la desconexión de todo equipamiento, o no permitir la conexión, de sus usuarios directos o indirectos que afecte el funcionamiento y la calidad de su Servicio de Transmisión, por no cumplir los estándares técnicos de diseño u operación y afectar los compromisos que resultan de las Normas de Calidad de Servicio establecidas en el presente Reglamento. c) Participar de las reuniones de coordinación de mantenimiento, con derecho a presentar observaciones al plan de mantenimiento que coordine el CND, y a recibir explicaciones satisfactorias sobre la modificación a sus requerimientos, de acuerdo con lo establecido en el Reglamento de Operación. d) Presentar observaciones a los programas de operación o maniobras ordenadas por el CND y recibir una respuesta satisfactoria del CND. La presentación de observaciones no <!-- page 75 --> 74 Gaceta Oficial, miércoles 20 de abril de 2005 N” 25,282 por el CND de acuerdo con los criterios y procedimientos que se establecen en el presente Reglamento y el Reglamento de Operación. f) Definir conjuntamente con los usuarios los Contratos de Acceso al Sistema de Transmisión.

Art.23 Una empresa que presta el Servicio de Transmisión por medio de instalaciones del Sistema de Transmisión tendrá las siguientes obligaciones y responsabilidades: a) Realizar las acciones necesarias para evitar el peligro a la seguridad de su equipo o personal. b) Prestar el Servicio de Transmisión, permitiendo el acceso abierto y no discriminatorio de e usuarios a sus instalaciones a cambio de los Cargos de Transmisión que de ello surjan, en los términos. del Marco Legal vigente para el Sector Eléctrico y el presente Reglamento. c) Disponer de los equipos de control y protección necesarios para aislar los efectos, sobre sus respectivas instalaciones, de fallas producidas en equipamientos pertenecientes a otros usuarios, d) Permitir el acceso a sus instalaciones a los representantes o a los auditores técnicos independientes que a tales efectos designe el CND y el ERSP. e) Presentar al CND sus necesidades de mantenimiento, participar de las reuniones de coordinación de mantenimiento que este organismo convoque, y cumplir los programas de mantenimientos que el CND establezca. f) Mantener condiciones adecuadas de seguridad en todas sus instalaciones de acuerdo a lo establecido en el presente Reglamento o en el Reglamento.de Operación. g) Determinar las instalaciones de los usuarios que no reúnen los requisitos técnicos necesarios para su conexión a la Red de Transmisión y notificar al CND cuando sus instalaciones están en condiciones de ser operadas. h) Pagar a quién corresponda en cada caso las compensaciones que establece el presente Reglamento por incumplimientos de las Normas de Calidad de Servicio. ¡i) Cumplir en la operación y en el diseño con todas las normas ambientales y técnicas . vigentes. . “Y n tiempo y forma, al CND la información requerida para el control de las conexiones al Sistema de Transmisión, la planificación de la operación, po real y toda otra información que fuere necesaria para llevar a cabo peración y administración, de acuerdo con lo establecido en el <!-- page 76 --> N? 25,282 Gaceta Oficial, miércoles 20 de abril de 2005 o o 75

Art.24 Un Distrib der ue presta el Servicio de Transmisión tendrá los siguientes derechos: a) - Recibir_uría remuneración por el uso de sus instalaciones, establecida de acuerdo al marco legal del sector eléctrico y al presente Reglamento. 7 b) Establecer y presentar al CND para su aprobación la capacidad de cada instalación de su propiedad, junto con los estudios correspondientes. e) Definir conjuntamente con los usuarios los Contratos de Acceso a la Red de Transmisión.

Art.25 Un Distribuidor que prestá.el Servicio de Transmisión tendrá las siguientes obligaciones y responsabilidades: o a) Prestar el Servicio de Transmisión, permitiendo el acceso abierto y no discriminatorio de usuarios a sus instalaciones a cambio de los Cargos por Uso de Redes que de ello surjan, en los términos del Marco Legal vigente para el Sector Eléctrico y el presente : Reglamento. b) Disponer de los equipos de control y protección necesarios para aislar los efectos, sobre sus respectivas instalaciones, de fallas producidas en equipamientos pertenecientes a otros usuarios. c) Permitir el acceso a sus instalaciones a los representantes o a los auditores técnicos independientes que a tales efectos designe el ERSP. d) Mantener condiciones adecuadas de seguridad en todas sus instalaciones, de acuerdo a lo establecido en el presente Reglamento o en el Reglamento de Operación. e) Cumiplir en la operación y en el diseño con todas las normas ambientales y técnicas vigentes. : -Í) Suministrar, en tiempo y forma, al CND la información requerida para el control de las ampliaciones y conexiones al sistema de Transmisión, la planificación de la operación, su gestión en tiempo real y toda otra información que fuere necesaria para llevar a cabo su función de operación y administración, de acuerdo con lo establecido en el Reglamento de Operación. alaciones del Sistema de Transmisión en uno o más puntos as normas, procedimientos y las disposiciones que establecen este glamento de Operación pagando por este servicio los Cargos de ES -b) Permanecer conectado, en la medida que cumpla con las obligaciones técnicas y comerciales que surjan del presente Reglamento. <!-- page 77 --> 76 Gaceta Oficial, miércoles 20 de abril de 2005 - N” 25,282 c) Definir conjuntamente con el prestador del Servicio de Transmisión Contratos de Acceso al Sistema de Transmisión. d) Ser informados de los programas de mantenimiento del Sistema de Transmisión que utilizan, y presentar observaciones requiriendo modificaciones cuando dichos mantenimientos afecten la seguridad de abastecimiento. e) Requerir las ampliaciones del Sistema de Transmisión que permiten su conexión, cumplir con las Normas de Calidad de Servicio establecido en el presente Reglamento, y -1a ejecución entiempo y forma del-Plan-de Expansión: Ñ :

Art.27 Los Usuarios del Sistema de Transmisión tendrán las siguientes obligaciones en su relación con las empresas que prestan el Servicio de Transmisión 'por medio de instalaciones del Sistema de Transmisión: a) Mantener condiciones adecuadas de seguridad en sus instalaciones y las condiciones técnicas que habilitan su conexión, siguiendo lo establecido en el presente Reglamento y el Reglamento de Operación. b) Pagar en tiempo y forma los cargos que resulten por el Servicio de Transmisión, de acuerdo con lo establecido en el Marco Legal vigente para el Sector Eléctrico, su Sistema Tarifario y en el presente Reglamento. c) Cumplir en la operación y en el diseño de equipamiento y conexión en tiempo y forma con todas las normas ambientales y técnicas vigentes. d) Informar a ETESA de sus requerimientos de Ampliaciones con la debida anticipación de acuerdo con los plazos establecidos en el Título sobre la Expansión del Sistema de Transmisión. e) Establecer Contratos de Acceso al sistema de transmisión con el prestador del Servicio de Transmisión. mu Cogenerador y Autogenerador que esté conectado a la Red de Transmisión es de un Distribuidor tendrá los siguientes derechos en su relación con necte que le brinda el servicio de transmisión: stalaciones de la Red de Distribución en uno o más puntos respetando rmas, procedimientos y las disposiciones que establecen este ¡E o PS N os ando por este servicio los Cargos por Uso de Redes. by Pemañé conectado, en la medida que cumpla con las obligaciones técnicas y comerciales que surjan del presente Reglamento. c) Definir Contratos de Acceso a la red de transmisión con el distribuidor al cual se conecte. ampliaciones de la Red de Distribución que permiten su conexión y cumplir d) Requerir las de Calidad de Servicio establecido de acuerdo a las Normas aplicables a con las Normas Distribución. or y Autogenerador que esté conectado a la Red de Transmisión

Art.29 Un Generador, Cogenerad ala! a través de las instalaciones de un Distribuidor tendrá las siguientes obligaciones en Su relación ¡o de transmisión: - con el distribuidor al cual se conecte que le brinda el servic <!-- page 78 --> N” 25,282 Gaceta Oficial, miércoles 20 de abril de 2005 a) Mantener condiciones adecuadas de seguridad en sus instalaciones y las condiciones técnicas que tabilicarsu conexión, sigoterdo to establecido errel presente Reglamento y las Normas de Distribución. b) Pagar en tiempo y forma los Cargos por Uso de Redes, de acuerdo con lo establecido en el Marco Legal vigente para el Sector Eléctrico, su Sistema Tarifario y en el presente Reglamento. c) Cumplir en la operación y en el diseño de equipamiento y conexión en tiempo y forma con todas las normas ambientales y técnicas vigentes. -d) Informar al distribuidor de sus requerimientos de Ampliaciones con la debida anticipación en los términos del artículo 41 y 46 del Reglamento de la Ley. e) Establecer Contratos de Acceso a la red de transmisión con el distribuidor al cual se conecte. l TITULO IV: ACCESO A LA CAPACIDAD DE TRANSMISIÓN CAPITULO IV.1: CRITERIOS GENERALES DE ACCESO

Art.30 Las instalaciones de transmisión y distribución se regirán por un régimen de Acceso Libre no discriminado a la capacidad de transmisión previo el cumplimiento de las normas que rijan el servicio y el pago de las retribuciones que correspondan, según lo establecido en el Artículo 81 y 91 de la Ley. transmisión y se podrá conectar si existe capacidad remanente. El usuario tendrá los mismos derechos que el propietario de las instalaciones en lo que respecta a transmisión una vez aprobado su acceso.

Art.34 Los Distribuidores y Grandes Clientes tienen entre sí la misma prioridad de acceso al Sistema de Transmisión mientras no superen su máxima demanda proyectada informada a la Empresa de Transmisión. Cuando requieran una demanda que excede esa máxima demanda, tendrán acceso a la capacidad remanente del Sistema de Transmisión con la misma prioridad que los otros que se encuentran en la misma condición.

Art.35 La conexión de un nuevo consumo deberá ser autorizada si cumple con el presente Reglamento, y cuenta con capacidad remanente en el Sistema de Transmisión. De no contar con . capacidad remanente, requerirá previamente la correspondiente ampliación, realizada de acuerdo “con lo indicado en Expansiones del Sistema de Transmisión del presente Reglamento quedando su conexión e ingreso postergado a la fecha en que la ampliación entre en servicio, <!-- page 79 --> 78 ; Gaceta Oficial, miércoles 20 de abril de 2005 N? 25,282

Art.36 En el caso del uso de las Redes de las Empresas de Distribución, la responsabilidad de las ampliaciones se regirá por lo establecido en las Normas Vigentes. CAPITULO IV.2 : EL PROCEDIMIENTO DE ACCESO AL SISTEMA DE TRANSMISIÓN SECCIÓN 1V.2.1 : SOLICITUD DE ACCESO

Art.37 Para hacer uso del derecho de Acceso Libre, que establece la Ley en su Artículo 81 y 91 y el Artículo 39 del Reglamento de la Ley, el interesado deberá tramitar ante la Empresa de Transmisión una Solicitud de Acceso al Sistema de Transmisión, en adelante denominada la Solicitud de Acceso. La aprobación de esta Solicitud es requisito indispensable para la suscripción del Contrato de Acceso y la efectiva Conexión.

Art.38 Para aprobar cualquier Solicitud de Acceso (conexión de nueva generación o consumo) se * debe cumplir lo establecido en el Reglamento de Operación: Normas para Interconexión al Sistema. deberá presentar la solicitud de acceso acompañada de los estudios lamento de Operación, demostrando el cumplimiento de las normas de NArequisitos que 5 $80] ífud de acceso deberá ser acompañada de estudios técnicos y ambientales, requeridos en el Reglamento de Operación, demostrando el cumplimiento de las normas ambientales, y lo establecido en este Reglamento de Transmisión. SECCIÓN 1V.2.2: EVALUACIÓN DE LA SOLICITUD

Art.41 ETESA deberá analizar la Solicitud de. Acceso y verificar lo siguiente: a) El cumplimiento de lo requerido en el Artículo 39 y 40 del Reglamento de la Ley. b) Una evaluación que permita acreditar la necesidad de tal ampliación por el solicitante. c) El diseño y especificaciones generales de las instalaciones cumplen con las Normas de Diseño del Sistema de Transmisión y Calidad de Servicio del presente Reglamento. d) Se-ha-demostrado-a través de los- estudios del Sistema-de Transmisión-que-las-nuevas instalaciones cumplen con los requisitos establecidos en el presente Reglamento y el Reglamento de Operación. El resultado de los estudios deberá demostrar: (1) No se afectará de manera adversa al sistema de transmisión actual; no representando un riesgo para la operación del sistema ni de las personas, dentro de los márgenes de seguridad definidos. (1) El Sistema de Transmisión operará dentro de las Normas de Calidad de Servicio establecidas en el presente Reglamento.

Art.42 ETESA verificará la consistencia de la información contenida en la solicitud y podrá requerir del solicitante la presentación de información faltante o adicional. <!-- page 80 --> N* 25,282 Gaceta Oficial, miércoles 20 de abril de 2005 79

Art.43 Dentro de los cinco días hábiles de recibida la solicitud, ETESA procederá a remitir la solicitud al CND y a la Empresa donde se conecta de no ser la Empresa de Transmisión, a los efectos de contar con sus opiniones. .

Art.44 La empresa donde se conecta el usuario de no ser la Empresa de Transmisión, y el CND deberán informar a la Empresa de Transmisión, dentro de cinco días hábiles de recibida la solicitud, las observaciones y requerimientos generales para autorizar la conexión. De no recibir ETESA los comentarios en el plazo indicado, se considerará que no tiene observaciones. ¡AFC 14 Ermpresa de Transmisión y deberá notificar por escrito al interesado, a la Rh pap se donerta el usuario y al CND su aprobación o rechazo, acompañada de la =P URREA susteriatión y evaluación técnica. De no recibir la notificación dentro de dicho plazo, sóte0Ñ8 ETESA ha aprobado la Solicitud de Acceso. o

Art.46 En el caso guíe ETESA rechace una solicitud y que la misma se fundamente en aspectos incorrectos, o no contemplados en los estudios; discrepancias de resultados entre los estudios y los ensayos del sistema de potencia; y/o fallas de diseño o especificaciones inaceptables, el interesado podrá realizar una presentación complementaria. Dicha presentación deberá estar acompañada de los estudios que justifiquen sus conclusiones y/o los pasos necesarios para corregir los desvíos observados. La presentación complementaria estará sujeta a idénticos criterios para su aprobación que los requeridos para la Solicitud. La presentación complementaria podrá ser efectuada dentro de un plazo no mayor a los 90 días de recibida la notificación de rechazo de la Solicitud. Transcurrido tal plazo sin que sea' recibida la presentación complementaria, ETESA declarará la caducidad del trámite.

Art.47 Ante una ampliación rechazada y de considerarlo procedente, el Solicitante podrá recurrir ante el ERSP la reformulación de la propuesta. El Solicitante, contará con un plazo determinado por el ESRP de acuerdo a la magnitud de los cambios a introducir, para presentar la nueve .-propuesta..La. nueva presentación deberá seguir el mismo procedimiento_que el de la presentación original.

Art.48 El incumplimiento de cualquiera de los requisitos establecidos en el presente Reglamento, dará lugar al rechazo de la Solicitud. SECCIÓN 1V.2.3: AUTORIZACIÓN PARA LA PUESTA EN SERVICIO DE LA CONEXIÓN O AMPLIACIÓN

Art.49 La puesta en servicio de una conexión o ampliación será autorizada por ETESA cuando el - Solicitante ha cumplido con lo siguiente: a) Autorización de Acceso a la Capacidad de Transmisión y Ampliaciones: En esta etapa ETESA autoriza el acceso a la capacidad de Transmisión existente o su ampliación. Incluye la definición básica de las instalaciones y de los equipamientos de control requeridos y los Estudios Ambientales. Una vez obtenida la autorización de acceso, el resto de las etapas no podrán ser empleadas para restringir el acceso excepto que el Solicitante no cumpla con los requerimientos del presente Reglamento y el Reglamento de Operación. <!-- page 81 --> 80 Gaceta Oficial, miércoles 20 de abril de 2005 -— N* 25,282 b) Aprobación del diseño técnico de detalle: En esta etapa se deberán realizar los estudios necesarios para definir en detalle las caracteristicas del equipamiento a instalar. Además, se deberán realizar los estudios técnicos y eléctricos de impacto en el Sistema de Transmisión. Si de los estudios resulta que la nueva instalación produciría alteraciones a la seguridad o calidad de servicio del sistema de Transmisión que pueden ser resueltas es o agregados al proyecto, o al resto del sistema de transmisión se odificaciones o agregados a cumplir para que la ampliación sea licltante podrá efectuar correcciones al proyecto presentado hasta lograr mismo y solicitar las ampliaciones del sistema de transmisión dios técnicos y eléctricos deberán ser aprobados por ETESA y el erá introducir las modificaciones necesarias al Plan de Expansión. c) Aprobación” por parte del CND del diseño y optimización de los sistemas de control y protecciones. En esta etapa, previa a la puesta en servicio, se realizarán los estudios necesarios para ajustar y optimizar los equipamientos de control como son: sistemas de estabilización, características de excitación, curvas de capacidad, sistemas de compensación, control de perturbaciones producidas por la demanda, etc., para asegurar el cumplimiento de los criterios de desempeño mínimo. d) Firma del Contrato de Acceso con ETESA y con los proveedores del Servicio de Transmisión. , e) Ensayos de campo para verificar el adecuado funcionamiento del equipamiento de acuerdo a lo que se establezca en los Reglamentos de Transmisión, Operación, Comercial y metodologías de detalle, sujetas a la aprobación de ETESA. f) Autorización para el funcionamiento operativo de la conexión por parte del CND.

Art.50 Una vez aprobados los ensayos y entregados la totalidad de Ta documentación requerida, el CND certificará y notificará a los involucrados mediante una nota la fecha de entrada en operación comercial y simultáneamente entrará en vigencia el Contrato de Acceso. SECCIÓN 1V.2.4 : CONTRATOS DE ACCESO

Art.51 Para que un Usuario del Sistema de Transmisión pueda conectarse al mismo, deberá contar en cada Conexión con un Contrato de Acceso con ETESA y con los propietarios de las instalaciones donde se conecta. Dichos Contratos incorporarán los aspectos legales, técnicos y económicos que, como derechos y obligaciones, deben ser observados por las partes dentro del marco legal del sector eléctrico, y del presente Reglamento. Los Contratos de Acceso deberán informarse al ERSP y al CND.

Art.52 Los Contratos de Acceso entre la Empresa de Transmisión y el usuario y entre el propietario de las instalaciones a las que se conecta el usuario y el usuario deberán contener los siguientes requisitos generales, como mínimo: a) . Datos de inscripción o generales de las partes contratantes. b) Ubicación de las instalaciones y puntos de interconexión cuando aplique. c) Normas de calidad que regirán el servicio, las cuales deberán ser como minimas las aprobadas por el ERSP. <!-- page 82 --> N? 25,282 | Gaceta Oficial, miércoles 20 de abril de 2005 . 81 h) Los cargos por el uso del sistema, los cargos de conexión y el cargo por servicio de operación integrada, los cuales deberán fijarse de acuerdo a la tarifa aprobada por el Ente Regulador y de conformidad con lo establecido en el Artículo 82 de la Ley N? 6 de 1997, así como el cargo por uso de redes cuando aplique. 1) La responsabilidad por el mantenimiento de las instalaciones de conexión y los acuerdos para la implementación del mismo. j) Laresponsabilidad por los daños en las instalaciones de conexión. -k) Plazo de duración del contrato. Il) Garantías de pago de los cargos mensuales, en donde el participante integrará un depósito de garantía por 'un monto igual a un mes de los cargos asociados para cubrir ' «incumplimientos de-pago. m) Para las instalaciones de conexión que se construyan posteriores a la aprobación de este Reglamento, las partes de un acuerdo de acceso podrán exigir entre sí garantías de cumplimiento de conexión o garantia contractual que aseguren el cumplimiento de sus obligaciones en tiempo y forma. La garantía a exigir por la Empresa de Transmisión al Participante debe estar referida entre otros a garantizar los pagos por la instalación de conexión. La garantía a exigir por el participante a la Empresa de Transmisión debe estar referida entre otros a la construcción oportuna de las instalaciones de conexión. n) Casos de incumplimiento contractual y situaciones de fuerza mayor y caso fortuito, conforme a la Ley N? 6 de 3 de febrero de 1997 y el reglamento de la Ley. o) Mecanismos de solución de diferencias e indicación de que es atribución privativa del ERSP el actuar como dirimente en caso de que en el plazo que se indique en el contrato las partes contratantes no lleguen a un acuerdo. p) Normas legales aplicables al contrato y la prelación de las mismas para el caso de que sea necesario interpretar las cláusulas contractuales o para la solución de diferencias. y y ] eds ETESA sólo podrá permitir la-energización de una Conexión luego de que estén firmados $ tes Contratos de Ácceso. De cualquier modo, no se habilitará a un Usuario a ¿anto cuente con los Contratos de Acceso necesarios. Cualquier aspecto cermiente a la Conexión que requiera ser acordado en el Contrato de ón de las partes siempre que no contradiga lo establecido en el presente Art.S4 En caso-d6 vencerse o ser rescindido un Contrato de Acceso, las Partes tendrán un plazo de 60 días para acordar un nuevo Contrato. Durante dicho plazo, a efectos de dar continuidad a la <!-- page 83 --> -82 Gaceta Oficial, miércoles 20 de abril de 2605 N* 25,282 operación, seguirá vigente lo establecido en el Contrato vencido o rescindido. Vencido el plazo establecido, el ERSP establecerá las condiciones de conexión y uso que deberán ser establecidas en el nuevo Contrato de Acceso.

Art.55 En caso que un Usuario no logre acordar los términos del Contrato de Acceso con ETESA, una o ambas partes podrán recurrir al ERSP, entregando toda la documentación respectiva en su poder que dispongan y la identificación de las razones de la falta de acuerdo con ETESA. El ERSP establecerá las condiciones de conexión y uso que deberán formar parte del contrato de acceso. CAPITULO IV.3: DESCONEXIÓN DEL USUARIO.

Art.56 Si alguna instalación produjere o pudiere producir un efecto adverso sobre el Sistema de Transmisión, o-sobre-alguna instalación-de-otro-Usuario, ETESA-deberá-notificárselo-al ERSP.en los términos del artículo 45 del Decreto Ejecutivo N* 22 del 19 de junio de 1998.

Art.57 Si la irregularidad pusiera en serio riesgo la seguridad de personal y/o los equipos del' SIN, ETESA podrá proceder a desconectar al Usuario, y notificar la decisión de inmediato al CND y al ERSP. Si la irregularidad pusiera en riesgo la continuidad de servicio el CND podrá proceder a dar la orden de desconexión al Usuario, y notificar la decisión de inmediato al ERSP.

Art.58 Cuando ETESA o el CND haya desconectado a un Usuario, y este reclama el ERSP deberá analizar la gravedad de lá irregularidad para verificar si la desconexión fue justificada. En caso de decidir que no fue justificado, el ERSP podrá aplicar las compensaciones a que diera lugar.

Art.59 La fecha de cese de uso de una Conexión deberá ser comunicada por el Usuario a ETESA con un mínimo de doce (12) meses de anticipación. El cese de uso antes de cumplido dicho plazo mínimo, dará derecho a ETESA a cobrar los cargos de transmisión por los meses que resten hasta cumplir los 12 meses contados a partir de la notificación, salvo acuerdo diferente entre las partes. V: LA EXPANSIÓN DEL SISTEMA DE TRANSMISION TERIOS GENERALES e tansmisión elaborará el Plan de Expansión, de acuerdo con la Definición $ hara la Expansión del Sistema Interconectado Nacional aprobado por la ] n cia con los planes de desarrollo del sector energético adoptados por el Estados... Los ES a

Art.61 El Plan de Expansión deberá presentar en detalle todos los datos, las metodologías, los criterios, debidamente descritos y fundamentados, y los resultados de modo tal que cualquier inversionista o analista pueda obtener los mismos resultados con la información suministrada en él y se pueda auditar. Los resultados deberán acompañarse con figuras, tablas y gráficas en forma clara y en cantidad suficiente para facilitar el análisis de los mismos, los cuales deberán ser convenientemente referenciados y explicados, <!-- page 84 --> N* 25,282 Gaceta Oficial, miércoles 20 de abril de 2005 83

Art.62 Las empresas de generación, cogeneración y autogeneración y distribución deben suministrar a ETESA, la información necesaria requerida para la elaboración de los planes de expansión del sistema de transmisión de acuerdo a lo establecido en la normativa vigente y . especificamente en el Reglamento de Operación.

Art.63 El Plan de Expansión que ETESA elevará para su aprobación al ERSP deberá ser desarrollado.con Jos siguientes. criterios: ; .a) Pronóstico de la Demanda: (0) Deberá incluir, los datos utilizados, los detalles metodológicos y los resultados intermedios y finales respecto del pronóstico de energía — potencia a nivel del Sistema Principal de Transmisión y de su desagregación al nivel de barras del mismo, en un todo de acuerdo con los requerimientos de los distintos estudios del Plan de Expansión. Los resultados incluyen la totalidad de los años del plan de expansión del Sistema Principal de Transmisión y comprenden: demanda máxima y mínima y factor de potencia por-barra del Sistema Principal de Transmisión, curvas típicas y simultaneidad de la demanda. (ii) El pronóstico de demanda de energía y potencia a nivel del Sistema Principal de Transmisión deberán basarse en modelos apropiados, sobre la base de la información suministrada por las Empresas Distribuidoras debidamente ajustada en forma centralizada. (ini) La desagregación de la demanda pronosticada de energía y potencia, al nivel de áreas de concesión y de barra del Sistema Principal de Transmisión, deberá realizarse utilizando datos estadísticos de registros de potencia, energía y de curvas típicas por barra del Sistema Principal de Transmisión. b) Escenarios de Suministro y Criterios de Planificación: (1) Los escenarios de suministro. (generación nacional e intercambios internacionales) a utilizar en los estudios del plan de expansión, elaborados ¿ee y consi cfando las pautas y criterios fijados por la COPE, deberán detallarse y / Y usdamentarse presentando todos los aspectos metodológicos, criterios y datos Fados! 85 Jos escenarios o criterios propuestos no son los de mínimo costo set/fundamentados respecto de los instrumentos legales que los avalen y <Sxplícitamente y debiéndose demostrar que no incrementarán los cargos Sistema Principal, ni el de conexión de los usuarios que no lo hayan c) Planes Indicativos de Generación: (MD Deberá considerar el Sistema Principal de Transmisión actual, las obras aprobadas por el ERSP y las obras adicionales que resulten necesarias asociadas con la nueva generación al menos en forma simplificada. (ii) Deberán realizarse estudios eléctricos y de confiabilidad mínimos del Sistema de Transmisión para obtener un dimensionamiento aproximado del sistema de transmisión tales como flujos de potencia en situaciones medias y extremas, estudios de estabilidad transitoria cuando de los flujos de potencia se encuentran situaciones críticas y evaluaciones de confiabilidad con programas que evalúen la salida estocástica de los diferentes componentes del sistema. <!-- page 85 --> g4 | Gaceta Oficial, miércoles 20 de abril de 2005 N*25,282 (iii) Deberá determinar un conjunto mínimo de planes indicativos de acuerdo a los - escenarios de generación definidos. ... o (iv) Deberá verificar la rentabilidad individual de cada inversionista de la generación nueva, considerando el riesgo «asociado. Asimismo deberá verificar si alguna generación existente puede ser desconectada por razones de rentabilidad. d) Plan de Expansión del Sistema de Transmisión: con los siguientes criterios: (1 Estándares Tecnológicos y Costos de Componentes de la Transmisión: (1. Las tecnologías y los costos de las instalaciones típicas utilizadas en el Plan de expansión deberán revisarse periódicamente. (i.2) Las tecnologías adoptadas deberán fundamentarse y revisarse al menos una vez el año anterior al que se aplica una Revisión Tarifaria de la Transmisión sobre la base de la compatibilidad con el Sistema Principal de Transmisión, los costos asociados, la confiabilidad y el estado del arte. (i.3) Los costos que deben ser considerados para el PEST deben ser aquellos que aseguran que las obras y su operación se realizan de manera eficiente. El costo de una expansión del Sistema de Transmisión, será la suma de los costos de adquisición e instalación de sus componentes, de acuerdo con valores o precios de mercado. Los componentes de instalaciones se valorizarán conforme su costo puesto y habilitado en terreno, de acuerdo a su costo de adquisición y a los costos de las tareas propias del proyecto de habilitación de la expansión. Conforme su naturaleza, los componentes M de un tramo se clasificarán en componentes importados y nacionales, debiendo especificarse en cada caso, y según proceda la siguiente ivisión: precio de adquisición (FOB o nacional), costo de transporte, seguros, costos de internación (cuando corresponda), flete y costo de «pedega, flete a obra, costos de ingeniería, mano de obra asociada a la stalación o construcción, otros materiales, gastos generales, bienes 3 S intangibles, intereses durante la construcción, otros gastos asociados a la o ES habilitación y/o reposición de componentes, capital de explotación. Para O ciioss S la determinación de los precios de componentes de instalaciones, ETESA — deberá basarse en antecedentes de los últimos años de costos reales de obras, licitaciones y deberá efectuar un estudio de mercado, debiendo optar por los precios más económicos sin degradar el estándar de calidad de componentes normalmente usados en el país, y teniendo presente las condiciones de calidad de servicio y seguridad a que se refiere el presente Reglamento. ETESA deberá justificar los valores utilizados. Los costos deberán considerar las indicaciones de eficiencia que apruebe el ESRP en o cada revisión tarifaria. (ii) Diagnóstico de las condiciones de funcionamiento del Sistema de Transmisión de corto plazo: (1.1) Deberá desarrollarse un diagnóstico de las condiciones de funcionamiento eléctrico y del desempeño del Sistema de Transmisión actual y para los 3 próximos años determinándose: los niveles de tensión en barras, nivel de carga de los componentes, situaciones de congestión y nivel de” confiabilidad-en barras-del Sistema Principal de Transmisión- <!-- page 86 --> N”* 25,282 Gaceta Oficial, miércoles 20 de abril de 2005 85 (ii.2) El Sistema de Transmisión a considerar debe ser el actual, las obras aprobadas por el ERSP, las obras de generación cuyo ingreso sea firme y la demanda pronosticada. (11.3) Identificará las ampliaciones menores que se deberían realizar para mejorar la eficiencia y la calidad de servicio del Sistema de Transmisión. (111) Plan de Expansión del Sistema de Transmisión que constará de: (111.1) Plan de Corto Plazo: con un horizonte de cuatro años. (iii.2) Plan de Expansión del sistema de Transmisión de largo plazo: con un horizonte de diez años. (111.3) Plan de Reposición de Largo Plazo de los Activos Existentes. (iii.4) Plan de Reposición de Corto Plazo de los Activos Existentes. (111.5) Plan de Expansión de la Planta General y del Sistema de Comunicaciones.

Art.64 EL ERSP deberá analizar, evaluar y calificar el Plan de Expansión bajo los siguientes criterios: a) Desaprobado: cuando no cumple con los requerimientos establecidos en la presente reglamentación y otras regulaciones vigentes. -b) Con observaciones que deberán ser subsanadas para su aprobación por el ERSP. i CR: Aptobado: -chando no existan observaciones y cumple con los requerimientos Qe ¿liblecidos én la presente reglamentación y otras regulaciones vigentes.

Art 65 Para la aprobación del Plan de Expansión, el ERSP verificará el cumplimiento de lo establecido en el presente reglamento, debiendo ETESA asumir todas las responsabilidades que le puedan corresponder por su elaboración y los resultados que de él se extraigan. -Art.66 La expansión del Sistema de Transmisión será el resultado de las Ampliaciones de Transmisión de ETESA y de las Ampliaciones solicitadas por los usuarios mediante el procedimiento establecido en el presente Reglamento. CAPITULO YV.2 : PLAN DE EXPANSIÓN DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN SECCIÓN V.2.1: ALCANCE Y ESTRUCTURA

Art.67 El Plan de Expansión del Sistema de Transmisión tiene el siguiente objetivo: a) Analizar el impacto de nuevas instalaciones previstas tales como nueva generación, requerimientos adicionales de los distribuidores, conexión de grandes demandas, líneas de Transmisión o subestaciones y contratos de exportación e importación. b) Planificar la expansión y reposición del Sistema de Transmisión que satisfaga la demanda proyectada y la conexión 1 de las muevas instalaciones previstas. * c) Identificar los refuerzos necesarios en el Sistema de Transmisión con anticipación - suficiente, de forma de asegurar el cumplimiento de las Normas de Calidad de Servicio establecidas en el presente Reglamento y los nuevos requerimientos de los Distribuidores. <!-- page 87 --> 86 Gaceta Oficial, miércoles 20 de abril de 2005 N” 25,282 d) Identificar restricciones en el sistema de transmisión que podrían deteriorar la seguridad o confiabilidad del servicio, o incrementar el costo de satisfacer la demanda.

Art.68 El Plan de Expansión del Sistema de Transmisión definirá, y justificará las ampliaciones para asegurar el suministro a la demanda cumpliendo con las Normas de Calidad de Servicio y de acuerdo al despacho de la generación existente y futura debidamente justificada. :

Art.69 Las instalaciones de Transmisión para conectar generación o efectuar una interconexión intemacional deberán ser requeridas directamente por los Agentes como Ampliaciones de Conexión.

Art.70 El Plan de Expansión del Sistema de Transmisión podrá proponer Ampliaciones de Transmisión cuando los estudios técnicos y económicos justifican que la expansión minimiza el costo total asociado a suplir la demanda, incluyendo costos de capital, operación y mantenimiento, y energía no servida. Cuando así no fuere, estas ampliaciones deberán disponer de instrumentos legales que las avalen y financien explícitamente, debiéndose demostrar que en ese caso no se incrementarán los cargos por uso del Sistema Principal, ni el de conexión de los usuarios que no lo hayan requerido. ón deberá analizar el beneficio de continuar con las obras en desarrollo ión del Sistema de Transmisión deberá estructurarse en secciones o con referencias especificas a otras secciones.

Art.73. Eb Plan de Expansión de la Transmisión deberá contener como mínimo los siguientes puntos: a) Resumen Ejecutivo. b) Introducción: Descripción del contenido, sus objetivos, su estructura, con una breve descripción del sistema de transmisión y los criterios generales aplicados para su confección. c) Descripción del Sistema de Transmisión: Deberá incluir la descripción general y particular del sistema de transmisión que la Empresa de Transmisión tiene a su cargo. Debe incluir, como mínimo, la siguiente información: () Capacidad de transmisión existente y remanente detallada por tramo. (ii) Límites asociados al control de la frecuencia, tensión y/o estabilidad del -Sistema ante pequeñas o grandes perturbaciones. (iii) Esquemas de control de emergencia que muumizan las restricciones a la transmisión. (iv) Normas operativas del Mercado Mayorista que establecen límites a la transmisión. (v) Cargas de los transformadores de las subestaciones. (vi) Flujos de potencia pronosticados para el pico anual y para las horas de minima del sistema a lo largo de los años de estudio considerados en el mediano plazo. <!-- page 88 --> - N* 25,282 -—— Gaceta Oficial, miércoles 20 de abril de 2005 87 (vii) Nivel de cortocircuito trifásico y monofásico pronosticado en el pico anual a lo largo de los años de estudio considerados en el mediano plazo. (viii) Esquemas geográficos y diagramas unifilares del sistema existente y del futuro previsto, destacando longitudes de líneas, potencias de generadores, transformadores y equipos de compensación de reactivo, así como los límites físicos de las instalaciones de la Empresa de Transmisión. (ix) Base de datos completa y organizada sobre las características de todos los componentes del Sistema Interconectado Nacional. d) Criterios de Planificación. Deberá incluir: los criterios adoptados y la sustentación de los escenarios elegidos. e) Estándares Tecnológicos y Costos de Componentes de la Transmisión: - (0) Las tecnologías aplicadas. dicpdores de precios eficientes a partir de comparaciones a as acionales. a 2) Diagnóstico de las condiciones de funcionamiento del Sistema de Transmisión de corto plazo: servicio adicional por parte de los Agentes. (1) Diagnóstico de las condiciones de funcionamiento eléctrico y del desempeño del Sistema Principal de Transmisión. (ii) Ampliaciones menores recomendadas. h) Plan de expansión del Sistema Principal de Transmisión de largo plazo: Las obras de expansión indicadas serán aquellas cuya ejecución en un horizonte de 10 años se inicia en una fecha posterior a las consideradas en el corto plazo, i) Niveles de confiabilidad previstos en los distintos nodos del Sistema Principal de Transmisión y los niveles estándares de calidad de servicio de los equipamientos y líneas de transmisión del sistema de transmisión. 3). Plan de Expansión del Sistema de Transmisión de corto plazo: son.las programadas en . un horizonte de 4 años. Por cada ampliación de Transmisión a ejecutar se deben elaborar los siguientes informes: : (1) Un estudio que justifique la ampliación de transmisión con la indicación de la fecha de inicio de construcción proyectada y la fecha de entrada en operación. (1) Los criterios y rangos bajo los cuales se mantienen válidos los supuestos del estudio. (111) Los costos estimados y su justificación mediante una comparación con costos de mercado (benchmarking)-adecuado. . (iv) Los beneficios sociales netos obtenidos evaluados en distintos escenarios hidrológicos, de precios de combustible; etc. <!-- page 89 --> $8 Gaceta Oficial, miércoles 20 de abril de 2005 N?* 25,282 (y) Los beneficios de cada uno de los agentes. (vi) La evolución de los cargos de transmisión por proyecto y total. k) Plan de reposición de Largo Plazo de los activos existentes: que deberá contar con. los siguientes informes: (1) Justificación de que la misma no se debe a falta de mantenimiento. (11) Necesidad de la reposición. 1) Plan de Reposición de instalaciones de corto plazo que deberá contar con los siguientes informes: de que la misma no se debe a falta de mantenimiento. la reposición. e los costos de mantenimiento de no procederse a la reposición y ómica de su conveniencia. ón de la vida útil del equipamiento (de ser una reposición parcial). -m) Plan de ampliaciones de conexión cuya solicitud de acceso ha sido aprobada, el cual sólo tiene carácter informativo. n) Plan de Expansión de la Planta General que califiquen como ampliaciones mayores y del Sistema de Comunicaciones debidamente sustentados. * o) Anexo: Base de Datos del sistema empleada para los estudios: Se deberá detallar completamente los datos utilizados en relación con los estudios, debidamente organizados y explicitados. Entre los datos requeridos se mencionan: (1) Datos de demanda, consumos y curvas típicas. (ii) Ampliaciones previstas de generación. (iii) Características técnicas de los equipamientos del Sistema de Transmisión. (iv) Características técnicas de los equipamientos de generadores, distribuidores y grandes usuarios que afectan el comportamiento del sistema de transmisión. | Anexo: Calidad de servicio del Sistema de Transmisión: Presentación de los datos históricos que se detallan a continuación para líneas, transformadores, conexiones y equipos de compensación de reactivo, indicando la empresa responsable. Para esta presentación se considera recomendable tener en cuenta la información disponible de los últimos cinco años, como mínimo: p) ( Estadísticas de desempeño del sistema de transmisión referidas a la calidad de servicio. (ii) Indisponibilidad por fallas o por salidas programadas. (iii) Coeficientes de disponibilidad por tramo de línea y global de todas las líneas. (iv) Coeficientes de disponibilidad de transformadores y de equipos de compensación serie y shunt. o (v) Cantidad de interrupciones del servicio y sus causas. (vi) Estadísticas de perturbaciones en la forma de onda de la tensión fuera de sus límites en puntos críticos del sistema. <!-- page 90 --> N" 25,282 Gaceta Oficial, miércoles 20 de abril de 2005 | 89 (vii) Nodos con niveles de tensión y factor de potencia fuera de los valores permitidos, valores límites alcanzados y su duración. as a aplicar deben ser adecuadas para el desarrollo de sistemas de mercados competitivos de generación. nsiderar los esc arios determinados en el Plan de Expansión de la n utilizando metodologías basadas en conceptos técnicos, económicos y de análisis de riesgo, especialmente en aquellas obras donde exista incertidumbre de concreción. c) La justificación técnica y económica del Plan de Transmisión de Corto Plazo no podrá ser dependiente sensiblemente de una nueva generación cuya ejecución no haya comenzado, excepto cuando la misma asuma por contrato con la Empresa de Transmisión los cargos de transmisión que les correspondería mientras dure el incumplimiento de las fechas comprometidas. d) Cada plan indicativo de generación seleccionado deberá dar origen al menos a una alternativa del plan de expansión del Sistema Principal de Transmisión el que deberá desarrollarse y evaluarse técnicamente desde el punto de vista de la calidad de servicio. .£). Se deberá obtener un conjunto de planes de expansión del Sistema Principal. de Transmisión con sus correspondientes evaluaciones económicas y riesgo relativo asociado. f) La alternativa más conveniente para el PEST será el resultado de un orden de mérito de las principales alternativas analizadas, el cual se basará en una evaluación económica financiera privada y de riesgo relativo asociado. g) Deberá existir un análisis de riesgo adecuadamente fundamentado. El análisis de riesgo relativo deberá ser considerado como un elemento de juicio adicional en relación con el mediano y largo plazo para la selección final de la alternativa más conveniente del plan de expansión. Este análisis de riego relativo debe ser aplicado tanto a las alternativas del plan indicativo de generación como a las alternativas del PEST: h) La función objetivo utilizada para la evaluación económica deberá contemplar los costos de inversión, costos de operación y mantenimiento y el costo de la energía no servida. i) Las alternativas estudiadas deberán someterse a una evaluación económica social de tal manera de verificar su impacto sobre la sociedad y de brindar elementos de juicio en el ámbito gubernamental con relación a la aplicación de la política energética y de regulación. j) Las obras propuestas, deberán verificarse en forma individual respecto de sus beneficios evaluándose económicamente desde el punto de vista de las mejoras que producen al Sistema de Transmisión respecto de la situación sin proyecto. Los indicadores a utilizar <!-- page 91 --> 90 Gaceta Oficial, miércoles 20 de abril de 2005 N" 25,282 principalmente” en los beneficios por confiabilidad (adecuación y ión de pérdidas y reducción del costo de la energía en el mercado para ls resultantes deberán evaluarse desde el punto de vista del impacto tarifario. e del mercado y deberá efectuarse una estimación de la afectación a los

Art.75 El Plan de Expansión, que tendrá como fecha objetivo de aprobación el 30 de octubre del año previo a su vigencia, será presentado para su aprobación mediante el siguiente procedimiento: a) Se establece como fecha de inicio del desarrollo del Plan de Expansión del año de vigencia el 1 de diciembre del año anterior. b) ETESA deberá realizar todas las actividades necesarias y en los plazos requeridos. c) Cada uno de los capítulos o secciones se desarrollará en las siguientes etapas: () ETESA deberá presentar a los Generadores y Distribuidores y al ERSP el Ar capítulo respectivo antes de cuatro semanas de la. fecha de terminación correspondiente. (ii) Los Generadores y Distribuidores y el ERSP tendrán un periodo de dos 1 semanas para hacer sus observaciones y presentarlas a ETESA. (iii) ETESA tendrá un periodo de dos semanas antes de la fecha de terminación para que realice los ajustes si corresponden y dar respuesta fundamentada a las observaciones recibidas. d) El desarrollo de los siguientes capítulos o secciones deberá ser realizado en las fechas previstas: (i) Estudios Básicos para el Plan de Expansión: 31 de Enero es su fecha de terminación. Consistirá de: G.D Pronóstico de la Demanda. (1.2) Escenarios de Suministro y Criterios de Planificación. (1.3) Estándares Tecnológicos y Costos de Componentes de la Transmisión (i.4) Diagnóstico de las condiciones de funcionamiento del Sistema de Transmisión de corto plazo. (1.5) Niveles de confiabilidad previstos en los distintos nodos del Sistema Principal de Transmisión. (i.6) Análisis dinámico del funcionamiento del Sistema Interconectado Nacional, que asegure el cumplimiento del criterio de seguridad n-1. VE P ) Indicativo(s) de Generación: 30 de Abril es su fecha de terminación. de Expansión del Sistema de Transmisión en general: 30 de junio es su inación. Consistirá de: IP Q Sy El <!-- page 92 --> NN? 25,282 Gaceta Oficial, miércoles 20 de abril de 2005 91 g) h) xt e . A 7 an fle Expansión de Corto Plazo. o A Alay/de Expansión de largo plazo. a. MESS de Reposición de largo plazo de los Activos Existentes. ela 09900 Plan de Reposición de corto plazo de los Activos Existentes. (11.5) Plan de Expansión de la Planta General que califiquen como ampliaciones mayores y del Sistema de Comunicaciones. ETESA presentará el Plan de Expansión para la aprobación del ERSP a más tardar el 30 de junio de cada año, consolidando todos los requisitos y capítulos incorporando los ajustes realizados por las observaciones en las etapas previas y de acuerdo a lo indicado en este Reglamento. Antes de la fecha de inicio: (1) El CND, los Distribuidores, los Generadores y Grandes Clientes conectados al sistema principal de transmisión suministrarán a ETESA la información requerida para modelar la evolución del sistema. . (ii)- - Los usuarios del Sistema de- Transmisión informarán a-ETESA y al CND-sus- requerimientos de ampliación del Sistema de Transmisión. El Plan de Expansión deberá ser evaluado por un Consultor o Empresa Consultora especializada independiente, contratada por el ERSP, que deberá auditar el cumplimiento de las obligaciones reglamentarias y la calidad del estudio cuyo informe deberá ser suministrado al ERSP antes del 31 de julio. El ERSP realizará después del 30 de junio y antes del 30 de octubre de cada año una consulta pública para evaluar el Plan de Expansión en general y las modificaciones tarifarias previstas resultantes de las Ampliaciones de Transmisión a ejecutar incorporadas en el Plan de Expansión de Corto Plazo, el Plan de Reposición de corto plazo de los Activos Existentes, el Plan de Expansión del Sistema de Comunicaciones y de las ampliaciones del Plan de Expansión de la Planta General que califiquen como ampliaciones mayores. Sobre la base del resultado de la consulta pública, el informe de la consultora independiente y su propio análisis el ERSP tiene la responsabilidad de analizar el plan propuesto por ETESA, y las observaciones de los usuarios, solicitar ajustes a ETESA de justificarlo como necesario, previo a su aprobación. La aprobación por el ERSP de las Ampliaciones de Transmisión a ejecutar incorporadas en el Plan de Expansión de Transmisión de Corto Plazo y la Reposición de instalaciones a ejecutar incluirá el monto presupuestado que no deberá ser superado por la Empresa de Transmisión, sin previa autorización del ERSP, y el plazo de ejecución a partir del cual la obra se considerará en ierklo la Empresa de Transmisión todas las consecuencias derivadas de su rm um X=, o AP ZPANSIONES DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN. E, a A SECCIÓN H3d ¡> MODALIDADES DE EXPANSIÓN 7 o rn

Art.76 Las ampliaciones de la capacidad de transmisión se dividirán en: <!-- page 93 --> 92 Gaceta Oficial, miércoles 20 de abril de 2005 N* 25,282 a) Ampliaciones de uso común: Aquellas ampliaciones del Sistema Principal de Transmisión que están fundamentadas en el Plan de Expansión de acuerdo a lo establecido en el presente Reglamento. b) Ampliaciones de Conexión: las requeridas por un agente del mercado para conectarse al Sistema Principal de Transmisión.

Art.77 Los agentes del mercado podrán encargarse de la construcción, operación y mantenimiento de su Conexión a través de líneas de transmisión y subestaciones, o podrán . acordar su ejecución por la Empresa de Transmisión, de acuerdo con lo establecido en la Ley N 6 de 3 de febrero de 1997 y el Decreto Ejecutivo N? 22 de 19 de junio de 1998. ”

Art.78 El proceso de expansión del Sistema de Transmisión requiere las siguientes etapas: | a) Autorización de la ampliación: Es la etapa requerida para obtener tal autorización de ETESA. Incluye la definición básica de las instalaciones y de los equipamientos de control requeridos y los estudios ambientales. Una vez obtenida la autorización de ampliación, el resto de las etapas no podrán ser empleadas para restringir el acceso excepto que el Solicitante no cumpla con los requerimientos del presente Reglamento. b) El resto de los pasos indicados en la sección Autorización para la Puesta en Servicio de la Conexión o Ampliación del Título IV de este Reglamento. En las ampliaciones de Conexión, con la aprobación del diseño técnico de detalle se asignará la autorización: para su construcción.

Art.79 El Usuario responsable de ejecución de la ampliación de Conexión deberá obtener las autorizaciones requeridas en la normativa ambiental aplicable en la República de Panamá y realizar los estudios técnicos y eléctricos de impacto en el Sistema de Transmisión, y cumplir con los demás requisitos establecidos en la sección Autorización para la Puesta en Servicio de la Conexión o Ampliación del Titulo IV de este Reglamento. MPLIACIONES DEL SISTEMA PRINCIPAL DE TRANSMISIÓN ransmisión tiene la obligación de realizar las obras que se encuentren Plan] de [Expansión aprobado por el Ente Regulador, necesarias para atender el da de acuerdo a lo establecido en el Reglamento de la Ley, Artículo 46 liaciones. La construcción de tales obras se deberán realizar a través de o de libre concurrencia, que cumpla con los parámetros y procedimientos esente Reglamento y demás normativas vigentes.

Art.81 Las ampliaciones del sistema principal de transmisión se dividirán según el monto de la inversión en: a) Ampliaciones Menores: son aquellas de un monto inferior O igual al establecido por el ERSP. El monto inicialmente establecido será de doscientos mil Balboas. Ñ b) Ampliaciones Mayores: son aquellas que superan el monto establecido por el ERSP para ampliaciones menores.

Art.82 ETESA deberá realizar la compra del equipamiento correspondiente a las Ampliaciones Menores mediante un proceso competitivo de libre concurrencia y desarrollar el proyecto, la instalación y montaje por si mismo al costo regulado o incluirla dentro del proceso competitivo. <!-- page 94 --> N' 25,282 Gaceta Oficial, miércoles 20 de abril de 2005 93

Art.83 En las ampliaciones del sistema principal de transmisión mayores ETESA deberá realizar la. compra de-la-ampliación desde su proyecto-hasta -la- puesta-en -servicio mediante-un proceso competitivo de libre concurrencia, TITULO VI: NORMAS DE DISEÑO DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN

Art.84 El Sistema Principal de Transmisión, deberá estar diseñado para operar, y a su vez hacerlo operar efectivamente, dentro de un rango determinado de parámetros, de tal forma que los grandes clientes conectados al Sistema Principal de Transmisión y las empresas de distribución eléctrica, que reciben el servicio tengan un nivel adecuado de calidad de servicio, y que los equipos del Sistema de Transmisión operen de manera satisfactoria, cumpliendo para ello con los criterios de: a) Seguridad. b) Control de Tensión y Reactivo. c) Confiabilidad referidos a la adecuación del sistema. d 8 nivel dá calidad apropiado de manera tal que la calidad de servicio a nivel del fiste pal de Transmisión no se vea afectada por sus indisponibilidades programadas o El zadiRERA NÓ SsUAri $ drán definir el nivel de calidad de servicio requerido en los contratos de umplimiento del requerimiento antes mencionado. Ningún distribuidor y esgétand SECCIÓN VI.1.1: - CRITERIO DE SEGURIDAD

Art.86 El criterio de seguridad del sistema principal de transmisión es el criterio n-1. El Sistema Principal de Transmisión deberá estar diseñado de tal forma de soportar cualquier contingencia simple de alguno de sus componentes manteniendo su integridad, es decir que nunca el sistema puede entrar en colapso o desmembramiento incontrolado ante una falla simple. Para ese logro podrá aplicarse desconexión de demanda y generación por medios automáticos, siempre que las inversiones que debieran hacerse para no proceder a su desconexión no se justifiquen económicamente, considerando la calidad de servicio cuantificada a través del índice Valor Esperado de Energía No Servida. El porcentaje de los cortes de carga que se establezcan en cada nodo no podrán superar el máximo porcentual de corte de carga actualmente implementado para todo el Sistema de Transmisión, con excepción de una aprobación expresa del ERSP ante estudios que lo justifiquen.

Art.87"En Operación normal "lá potencia” trárspoftada por cúalquiér equipamiento “deberá permanecer por debajo del límite térmico del equipamiento correspondiente. Durante una contingencia la potencia transportada por cualquier equipamiento deberá permanecer por debajo del límite de sobrecarga térmico del equipamiento correspondiente, para la duración máxima estimada del evento. <!-- page 95 --> 94 Gaceta Oficial, miércoles 20 de abril de 2005 N” 25,282 SECCIÓN VI.1.2: * CRITERIOS DE CONTROL DE TENSIÓN Y REACTIVO

Art.88 Los que prestan el Servicio Público de Transmisión, deberán contar con el equipamiento necesario que permita el control de tensión y el suministro de potencia reactiva, con el objeto de minimizar el transporte de potencia reactiva por sus instalaciones y mantener el nivel de calidad de servicio en las tensiones exigido en el presente Reglamento, considerando que todos los usuarios cumplen con su obligación

Art.89 En Operación normal la generación de energía reactiva de los generadores deberá mantenerse dentro del diagrama de capacidad de la unidad generadora. Las unidades deberán suministrar la curva P-Q nominal certificada. El CND podrá solicitar a los Generadores que varien su generación dentro de los límites de la curva P-Q mencionada.

Art.90 En condiciones de estado estable de operación, los prestadores del Servicio Público de Transmisión, deberán asegurar las siguientes variaciones porcentuales de tensión respecto al valor nominal, en cada punto de interconexión del Sistema Principal de Transmisión para las empresas distribuidoras y grandes clientes conectados al Sistema Principal de Transmisión: Período 5 e . 7 el 2003 hasta el 31 de A partir del 1 de mayo de 2005 [e +50% +5.0% +3.0% +5.0%

Art.91 Con posterioridad a la ocurrencia de una contingencia simple en el Sistema Principal de Transmisión y una vez que el sistema alcanzó su operación en estado estacionario, los que prestan el Servicio de Transmisión deberán asegurar las siguientes variaciones porcentuales de tensión respecto al valor nominal, en cada punto de interconexión del Sistema Principal de Transmisión para las empresas distribuidoras y grandes clientes conectados al Sistema Principal de Transmisión: Nivel de | Vigencia de la norma: Tensión Período 4 Ml o o Período 5 ] A partir del 1 de julio del 2003 hasta el 31 de A partir del 1 de mayo de 2005 diciembre de 2004 AA = 115 kV +70% 27.0% 230 kV 45.0% +7.0% <!-- page 96 --> N* 25,282 Gaceta Oficial, miércoles 20 de abril de 2005 95

Art.92 Con posterioridad a la ocurrencia de cualquier contingencia en el Sistema Principal de Transmisión, los que prestan el Servicio Público de Transmisión, deberán asegurar en cada punto de interconexión del Sistema Principal de Transmisión de las empresas distribuidoras y grandes clientes conectados al Sistema Principal de Transmisión, que los niveles de tensión no superarán * el 20 % de la tensión nominal, ni serán inferiores al 85 % de la misma. Estos niveles no podrán tener una duración mayor que un minuto contado a partir de la contingencia.

Art.93 Mediciones: Las mediciones de los niveles de tensión deberán ser realizadas en las subestaciones del Sistema Principal de Transmisión, y en todos los puntos de interconexión con agentes del mercado (generadores, distribuidores y grandes clientes). Los medios para realizar las mediciones de tensión, deberán estar diseñados para este propósito, y donde sea técnicamente factible, deberá estar ar Integrado en el sistema SCADA. Servida' (EENS) : a nivá de barra y a nivel del Sistema Interconectado Nacional, considerando la influencia tanto” del sistema de generación como del Sistema Principal de Transmisión en los mismos. Los índices se determinarán con el siguiente procedimiento: ml L a) Índices de barra: El impacto de las obras de expansión sobre el nivel de adecuación de cada barra será calculado para cada una de las barras que integran el Sistema Principal de Transmisión. La fórmula matemática para el cálculo de dicho índice es la siguiente: EENS, = Y Ly Dy F, [MWh!año] je Donde: j: Índice de escenario considerado. Xx: conjunto de escenarios simulados que presentan déficit de energía. k: índice de barra. L, : valor de potencia interrumpida en la barra k para el escenario j [MW]. D, : duración del déficit de energía en la barra k para el escenario j [h]. F, : frecuencia de ocurrencia del escenario de falla ¡ [1/año)]. | Los escenarios simulados a tener en cuenta en los cálculos deberán considerar tanto el comportamiento estocástico de los componentes que forman parte del sistema, como los diferentes estados de carga en los cuales el sistema pueda hallarse. b) Índices de sistema: El impacto de las obras de expansión sobre el nivel global de adecuación del Sistema Principal de Transmisión será determinado. La fórmula matemática para el cálculo de dicho índice es la siguiente: EENS, = Y Y Ly Dy F, [MWh/año] keK jex <!-- page 97 --> Gaceta Oficial, miércoles 20 de abril de 2005 | N* 25,282 Donde: j: índice de escenario considerado. X : conjunto de escenarios simulados que presentan déficit de energía. k : índice de barra. pida en la barra k para el escenario ¡ [MW]. ergía en la barra k para el escenario j [h]. /a del escenario de falla ¡ [1/año]. ficar económicamente las propuestas de diseño y expansión del Sistema Principal de Transmisión a través del costo del valor esperado de energía no servida (CEENS) multiplicando el índice de valor esperado de energía no servida (EENS) por el costo de la energía no servida (CENS) del siguiente modo: CEENS = ) EENS,CENS, [B1./año] keK Donde: k : índice de barra. K : conjunto de barras de demanda del sistema para el año de corte considerado. - EENS,: valor esperado de energía no servida para la barra k y para el año de corte analizado considerando la alternativa de expansión respectiva [Mwaño]. CENS, : costo de la energía no servida por unidad energética para la barra k [B/./MWh].

Art.96 El valor del Costo de la Energía No Servida (CENS) a los efectos de la determinación del costo del valor esperado de la energía no servida será de CENS = 592 B/./MWh. El ERSP podrá modificar mediante Resolución este valor cuando las condiciones del Sistema Interconectado Nacional así lo indiquen.

Art.97 Los límites admisibles de los indicadores de confiabilidad de las Normas de Calidad de Servicio de Transmisión establecidos en el presente Reglamento, serán tomados como referencia para la elaboración del Plan de Expansión, y ajustados en la medida que se justifique económicamente considerando el costo de la reserva de transmisión y el costo de la energía no servida determinada por medio de los índices de energía no servida. En los casos en que se requiera ajustar los límites admisibles de los indicadores de confiabilidad, ETESA deberá presentar el requerimiento de ajuste a aprobación del ERSP. <!-- page 98 --> N” 25,282 Gaceta Oficial, miércoles 20 de abril de 2005- O ' DE CALIDAD DE SERVICIO PARA EL SISTEMA DE TRANSMISION IETROS TÉCNICOS £CIubiyá responsabilidad de los que prestan el Servicio de Transmisión wel de calidad de servicio satisfactorio acorde con los parámetros de diseño establecidos en el y presente Reglamento.

Art.99 Las exigencias referentes a la calidad de servicio, establecidas en el presente Reglamento, serán de aplicación para los que prestan el Servicio Público de Transmisión, como también, para tcdos los usuarios del Sistema de Transmisión tanto para la etapa de diseño como para la operación.

Art.100 Los incumplimientos operativos de los parámetros establecidos, se traducirán en un recargo para los agentes del mercado responsables, retribuciones para los agentes del mercado que contribuyan a la solución de los problemas ocasionados por los incumplimientos de otros agentes del mercado y reducciones tarifarias a los clientes finales de las Empresas Distribuidoras y Grandes clientes conectados al Sistema Principal de Transmisión. La reducción tarifaria se fundamenta en que lo abonado por las distribuidoras y grandes clientes en concepto del servicio prestado, está asociado a una determinada calidad de servicio de dicha prestación. SECCIÓN VIT.1.1: CONFIABILIDAD DEL SISTEMA PRINCIPAL DE TRANSMISIÓN

Art.101 La confiabilidad del Sistema Principal de Transmisión se evaluará a través del criterio de * adecuación del mismo utilizando la frecuencia de las interrupciones, la potencia interrumpida en cada una de ellas y el tiempo total que se encontró fuera de servicio la instalación afectada. Se considerará instalación afectada a toda aquella cuya salida de servicio produzca la interrupción del flujo de potencia a través de ella. Árt.102 Las desconexiones que afecten a las empresas distribuidoras y a grandes clientes conectados al Sistema Principal de Transmisión, debidas a problemas de servicio en el Sistema Principal de Transmisión, deberán ser medidas por los siguientes índices: FMIK = Frecuencia media de interrupción, en el punto de interconexión por kVA conectado o instalado; SN EVAfa, FMIK = = kVAmax TTIK = Tiempo total de la interrupción, en el punto de interconexión por kKVA conectado o instalado; <!-- page 99 --> Gaceta Oficial, miércoles 20 de abril de 2005 N” 25,282 Le EVA: XT[3 — KVAmax ala errumpido en el punto de interconexión. En los casos en que no exista equipamiento de transformación, se computará la potencia que estaba siendo transportada antes de la interrupción a través de la instalación afectada. De no resultar posible su determinación se la considerará igual a la potencia máxima transportada por la instalación afectada en el período controlado. : kVAmax = kVA máximo instalado en el punto de interconexión. En los casos en que no exista equipamiento de transformación se considerará la potencia máxima transportada por la instalación afectada en el período controlado. Tfs; = Duración de cada interrupción. n= número de interrupciones en el período.

Art.103 Los límites de referencia de estos indicadores, para las empresas distribuidoras y grandes clientes conectados al Sistema Principal de Transmisión, son los siguientes: Vigencia de la norma: Perfodo 4 A partir del 1 de enero de 2004 hasta el 31 de diciembre || A partir del 1 de enero de 2006 : | de 2005 : : 2 /áño A 1.5/año E hr lao 6 hr./año

Art.104 Los prestadores del Servicio Público de Transmisión deberán informar al ERSP los indicadores de confiabilidad para cada Conexión entre el Sistema de Transmisión y sus usuarios, siguiendo los mismos criterios de información y términos que se establezcan en la Base Metodológica para el Control de la Calidad para el Servicio Técnico de las Redes de Transmisión. <!-- page 100 --> N” 25,282 Gaceta Oficial, miércoles 20 de abril de 2005 - 99 . Disjugjores del Servicio Público de Transmisión deberán curiplir operativamente Misskabveles de tensión de diseño promedio en intervalos de 15 minutos para el res” de. n1v tensión para cada Conexión entre el sistema de transmisión y sus usuarios; siguiendo Tyssfñismos criterios de información y términos que se establezcan en la Base - Metodológica para el Control de la Calidad para el Servicio Técnico de las Redes Transmisión.

Art.107 Valor Unitario de Compensación de Potencia Reactiva (Vr): El cálculo de los recargos debidos a niveles de tensión y control de reactivo que deben hacer frente los prestadores del Sarvicio Público de Transmisión, los Distribuidores, Grandes Clientes conectados al Sistema Principal de Transmisión y Generadores, se efectuará teniendo en cuenta el valor unitario de compensación de potencia reactiva, el cual se establece en 3.74 B/./MVArh. Cuando las condiciones así lo requieran el ERSP podrá modificar mediante Resolución este valor unitario de compensación sobre la base de los requerimientos de potencia reactiva necesarios para mantener el correcto funcionamiento del sistema con una reserva adecuada. SECCIÓN VIT.1.3: PERTURBACIONES ELÉCTRICAS

Art.108 Los que prestan el Servicio Público de Transmisión, deberán. velar que ninguno de-los agentes del mercado, inyecte ningún tipo de disturbios al Sistema Principal de Transmisión, en especial los disturbios de Armónicas o Efecto de Parpadeo, sin limitarse a estos. En caso de detectar una desviación respecto de estos valores por parte de algún agente del mercado conectado a la red de transmisión, los que prestan el Servicio Público de Transmisión, deberán informarlo al ERSP, y podrán aplicar previa autorización del ERSP un recargo en la tarifa a modo de penalización. SECCIÓN VIL.1.4: INFORMACIÓN REQUERIDA DE LOS QUE PRESTAN EL SERVICIO PÚBLICO DE TRANSMISIÓN Y LOS AGENTES

Art.109 Los que prestan el Servicio Público de Transmisión deberán informar y poner a disposición del Centro Nacional de Despacho todo el equipamiento para el control de tensión y suministro de potencia reactiva que tengan disponible, incluyendo compensadores sincrónicos y estáticos, y la reserva necesaria.

Art.110 Trimestralmente y en los primeros 10 días hábiles del primer mes del trimestre requerido, los que prestan el Servicio Público de Transmisión deberán entregar al Centro Nacional de Despacho, la siguiente información: _a) Las características de su equipamiento disponible para el control de tensión y suministro de potencia reactiva para el próximo trimestre. ¡GA BE M4 b) AS arras del Sistema donde no se pueden cumplir con los niveles de / <ipfisión...reque klos,A discriminado en horas de valle y restO, y el motivo de dicho ABRE to, Para el próximo trimestre. <!-- page 101 --> : 100 Gaceta Oficial, miércoles 20 de abril de 2005 2 N* 25,282 4 prestan el Servicio Público de Transmisión deberán entregar los a los agentes que lo soliciten para sus puntos de interconexión, As hábiles del mes siguiente al finalizado. El CND podrá requerir yén cualquier momento, cuando lo considere pertinente.

Art.112 Trimestralmente y en los primeros 10 días hábiles del primer mes del trimestre requerido, los Distribuidores y Grandes Clientes conectados al Sistema Principal de Transmisión deberán entregar al Centro Nacional de Despacho, la siguiente información: a) Factor de potencia pronosticado en horas de valle y resto en todos los puntos de interconexión con el Sistema Principal de Transmisión, para el próximo, trimestre. -b) Características del equipamiento para el control de tensión y suministro de potencia reactiva disponible que puedan afectar sensiblemente el control de tensión en el Sistema Principal de Transmisión, para el próximo trimestre.

Art.113 Los Generadores deberán enviar al Centro Nacional de Despacho una copia de la Curva de Capacidad P-Q nominal certificada de cada una de sus unidades generadoras. En caso de no hacerlo, el Centro Nacional de Despacho la deberá fijar de acuerdo a curvas de capacidad estándar y tomará como disponible el reactivo indicado por esa curva. CAPITULO VIL2 : OBLIGACIONES DE LOS USUARIOS DEL SERVICIO DE TRANSMISIÓN EN RELACIÓN A LA CALIDAD DE SERVICIO. SECCIÓN VI.2.1: CONTROL DE REACTIVO

Art.114 Las empresas de distribución eléctrica y los grandes clientes conectados al Sistema Principal de Transmisión, deberán mantener en Sus puntos de interconexión con el Sistema Principal de Transmisión y el lado de 34.5 kV de los transformadores en los casos que correspondiere, con el fin de minimizar el transporte de potencia reactiva por el' Sistema de Transmisión, los siguientes “valores tolerados” del factor de potencia promedio en intervalos de 15 minutos, en los estados estables de operación normal y de contingencia simple: HORARIO Vigencia de la norma: Periodo 2 Perfodo 3 | Perfodo 4 A partir del 1 de enero A partir del 1 de mayo de A partir del 1 de enero de de 2003 hasta el 30 de | 2985 hasta el 31 de 2007 abril de 2085 diciembre de 2006 Horas de Valle Noctarno - Dentro del rango de | Dentro del rango de en 0.90(-) de: 10:00 p.m. a 5:00 a.m. 0.90(-) a 0.97(-) 0.90(-) a 0.98(-) JIAN Dentro de! rango de 097) a 0.90(+) 0.97(-) a 1,00(-) 0.97(-) a 1,00(-) Dentro del rango de | Dentro del rango de ME! <!-- page 102 --> N* 25,282 Gaceta Oficial, miércoles 20 de abril de 2005 101. tor de potencia atrasado (inductivo). 0.Y Y (+) md ¿din Hctor de potencia adelantado (capacitivo).

Art.115 Para el cálculo del factor de potencia de las empresas distribuidoras y grandes clientes conectados al Sistema Principal de Transmisión en cada uno de sus puntos de interconexión se debe considerar lo siguiente: a) En el caso que -los circuitos aguas abajo asociados a los vínculos de un agente del mercado que concurren a un mismo punto de interconexión sean operados normalmente en forma mallada por dicho agente, se deberá determinar el valor del factor de potencia correspondiente a dichos vínculos considerando la suma total de la potencia activa y reactiva de todos los puntos considerados. b) En el caso que los circuitos aguas abajo asociados a los vinculos de un agente del mercado que concurren a un mismo punto de interconexión sean operados normalmente en forma radial por dicho agente, cada vínculo tendrá asociado un factor de potencia que será el resultado de la medición del. factor de potencia para ese vínculo.

Art.116 Las empresas generadoras deberán operar sus centrales dentro de los límites fijados por sus curvas de capacidad, a los efectos de suministrar o absorber la potencia reactiva que resulte de una correcta y óptima operación del sistema eléctrico. Las empresas generadoras están obligadas a cumplir con los siguientes requerimientos: a) Entregar en forma permanente, hasta el noventa por ciento (90%) del límite de potencia reactiva inductiva o capacitiva, en cualquier punto de operación que esté dentro de las características técnicas de la máquina dadas por la Curva de Capacidad para la máxima presión de refrigeración. b) Entregar en forma transitoria, el cien por ciento (100%) durante veinte (20) minutos continuos, con intervalos de cuarenta (40) minutos. l c) Manténer la tensión en barras que le solicite el Centro Nacional de Despacho, dentro de su zona de influencia de acuerdo a la normativa vigente. d) El no cumplimiento de estas prestaciones significará la aplicación de un recargo de acuerdo a la metodología descrita en el presente Reglamento. NIF 0 Wa , .Z: PERTURBACIONES ELECTRICAS to dle las empresas de distribución eléctrica y de los grandes clientes ingipal de Transmisión, deberán tener un adecuado comportamiento ante de onda de tensión en condiciones de estado estable de operación, la presente norma. Arbií8. (e adeo: El efecto de parpadeo en el Sistema Principal de Transmisión, deberá ser_medido-por el índice de Severidad del Efecto de Parpadeo de Corto Plazo (Pst). El indicador a controlar para el efecto de parpadeo, es el Índice de Severidad de Efecto de parpadeo de Corto Plazo (Pst), tal como se define en la norma IEC 868. La siguiente tabla establece los límites de Pst para diferentes tamaños de cargas conectadas a distintos niveles de tensión. Este nivel de referencia no deberá ser superado más del 5% del período de la medición. <!-- page 103 --> 102 Gaceta Oficial, miércoles 20 de abril de 2005 | N” 25,282 Razón (S./Scc) Nivel de Media y Alta Tensión Pst SL /Scc < 0.005 1kV<U<230kV «0,37 0.005 < S. /Sec < 0.02 . 1kKV<U<230kV 0.58 0.02 < Si /Soc < 0.04 1kV<Us230kV 0.74 Si ¿Sec > 0.04 1kV<U<230kV 0.80 Donde: Sec = Capacidad de cortocircuito del sistema en kVA en el punto de medición del Efecto de S, = Potencia contratada por el cliente expresada en kVA para los niveles de Media y Alta Tensión.

Art.119 La medición del efecto de parpadeo deberá ser hecha usando un medidor de efecto de parpadeo adecuado, y según los procedimientos que se especifican en la norma IEC 868, para intervalos de 10 minutos.

Art.120 Los que prestan el Servicio Público de Transmisión, podrán exigir a las empresas de distribución eléctrica y a los grandes clientes conectados al Sistema Principal de Transmisión, que efectúen mediciones en su punto de interconexión, por un périodo de dos semanas, para llevar un control de la posible inyección y presencia del efecto de parpadeo en el Sistema Principal de Transmisión.

Art.121 Armónicas: El límite admisible de distorsión armónica en el Sistema Principal de Transmisión, se indica en la tabla de tasa de Distorsión Armónica del presente Reglamento. Estos niveles de referencia se aplican para las armónicas en Alta Tensión, y no deben ser superados durante más del 5 % del período de medición. <!-- page 104 --> -N* 25,282 Gaceta Oficial, miércoles 20 de abril de 2005 103 Andá Já medición e rmónicas, deberá ser realizada en intervalos de 10 minutos, siguiendo limitdtos esprcifigados en la norma IEC 1000-4-7 $1 |Servicio Público de Transmisión, podrán exigir a las empresas de ados grandes clientes conectados al Sistema Principal de Transmisión, su punto de interconexión, por un periodo de dos semanas, para sible inyección y presencia de armónicas en el Sistema Principal de distorsión individual máxima para cada armónica es la siguiente: Tabla de Tasa de Distorsión Armónica Orden de la Armónica (n) | Tasa de Distorsión Individual - Voar (%) Impares no múltiplos de 3 5 ! 2.0 7. 2.0 11 1.5 13 1.5 17 1.0 23 0.7 25 ; 0.7 >25 * 0.1 + 0.6 x 25/n Impares múltiplos de 3 3 | 2.0 9 l 1.0 15 0.3 21 0.2 > 21 02 Pares 2 20 4 1.0 6 0.5 <!-- page 105 --> 104 Gaceta Oficial, miércoles 20 de abril de 2005 N” 25,282 so A 10 0.4 ] S | 12 0.2 1] Z ->12 Y 2 1 0.2 7 dd Tide Distorsión Total - 3 Sn Voar Tasa de Distorsión Armónica Total (Vpar) = V, = Valor de Tensión de la armónica de orden 1: V, = Valor de Tensión de la fundamental CAPITULO VI.3: PENALIZACIONES, RECARGOS - Y RETRIBUCIONES POR DESVIACIONES EN LA CALIDAD DEL SERVICIO SECCIÓN VIL3.1 : PENALIZACIONES A LOS PRESTADORES DEL SERVICIO DE TRANSMISIÓN POR DESVIACIONES EN LA CONFIABILIDAD *% Art.124-Los indicadores de confiabilidad del Sistema Principal de Transmisión que se: controlarán a los Distribuidores y Grandes Clientes conectados al Sistema Principal de Transmisión son la Frecuencia promedio de interrupción por kVA (FMIK) y la duración Total de - Interrupciones por kVA (TTIK).

Art.125 Los prestadores del Servicio de Transmisión serán penalizados de existir niveles de confiabilidad anuales fuera de los límites admisibles en los suministros a los distribuidores y Grandes Clientes conectados al Sistema Principal de Transmisión. El monto de la penalidad se asignará como un crédito en los cargos por uso del Sistema de las empresas de distribución eléctrica y Grandes Clientes conectados al Sistema Principal de Transmisión, en los que se verificó el incumplimiento a los límites establecidos en la calidad de servicio. Para esto deberán calcular y preparar un informe, de acuerdo al procedimiento que establecerá el ERSP, denominado Base Metodológica para el Control de la Calidad de Servicio Técnico de las Redes de Transmisión, con las cantidades que resultaron de la valorización de la reducción tarifaría del año anterior por confiabilidad, indicando para cada una de las empresas de distribución eléctrica y grandes clientes, la retribución que le corresponde, y hacerla efectiva en el transcurso del mes de febrero del año en curso. Este informe anual deberá ser acompañado de una declaración jurada ntante legal de la empresa, donde éste certifica la veracidad de la información por el represe: suministrada. <!-- page 106 --> N?* 25,282 Gaceta Oficial, miércoles 20 de abril de 2005 105 penal deda Empre a que presta el Servicio de Transmisión, y será calculado de acuerdo con SL: to: un ES e z va G J . [E a)si EMIK > LimEMIK Y TTIK<LimITTIK.

Art. 126 Bix ¿rédito a será igual a la Reducción Tarifaría anual en Balboas, equivalente a la o el si tocedi => ReducciónT arifaria=(FMIK - LimFMIK) * PUR, ETE *CENS FMIK 8.760 . St FMIK< LimFMIK Y TTIK > LimTTIK ET. — > ReducciónTarifaria = (TTIK - LimTTIK ES *CENS - (03 cSt FEMIK >LimFMIK Y TITIX > LimTTIK Si TTIK < LimTTIK FMIE —LimFMIK => ReducciónTarifaria=(FMIK- LimFMIKy* THE y ETF xCENS : - FMIK $.760 Si TTIE > LimITIK FMIK — LimFMIK ETF => ReducciónT arifaria= (77/K -— LimTTIK y* $760 xCENS yn Donde: El valor del Costo de la Energía No Servida a efectos de la determinación de las reducciones tarifarias será de CENS = 0.592 B/./KWh. Cuando las condiciones así lo requieran el ERSP podrá modificar mediante Resolución el CENS. ETF : Valor de la energía anual entregada en el Punto de interconexión bajo análisis (MWh). ¡RGOS Y RE TRIBUCIONES POR DESVIACIONES EN LOS NIVELES 8) Servicio Público de Transmisión deben asegurase de mantener los cidos en las Normas de Diseño del presente Reglamento, a las * eléctrica y grandes clientes conectados al Sistema Principal de Transmisión, ex en sus diférentes puntos de interconexión. <!-- page 107 --> 106 | Gaceta Oficial, miércoles 20 de abril de 2005 N* 25,282

Art.128 Lo siguiente servirá como base para la evaluación del desempeño que deberá realizar el CND de los que prestan el Servicio Público de Transmisión, en mantener los niveles de tensión adecuados: a. Las reclamaciones o quejas que reciba el ERSP, por parte de las empresas de distribución eléctrica y grandes clientes conectados al Sistema Principal de Transmisión. b. Los registros de medición.

Art.129 El cálculo de los recargos que deben hacer frente los que prestan el Servicio Público de Transmisión cuando se detecten violaciones en los niveles de tensión de diseño, se determinará mediante la siguiente expresión: RecargoT, = Vr x CompDesc, x HsDesc, Donde: RecargoT[B/.]: Recargo a los que prestan el Servicio Público de Transmisión por compensador desconectado en la barra “k” perteneciente a la zona con problemas de tensión. Vr [B/. /MVAr h]: — Valor Unitario de Compensación de Potencia Reactiva ComDesc; [MVAr]: Magnitud en MVAr de la compensación requerida para evitar la violación en la barra “k”. HsDesc; [h]: Cantidad de horas donde existe la violación en la barra “k”.

Art.130 Si adicionalmente fuese necesario incorporar a la operación alguna unidad generadora en forma obligada por reactivo en la zona con problemas de tensión, para lograr mantener el nivel de calidad de servicio exigido, los prestadores del Servicio Público de Transmisión deben hacerse cargo del respectivo costo adicional de esta generación obligada por reactivo como se establece en las Reglas Comerciales y del costo por consumo de potencia activa comprada en el mercado ocasional en que incurra el generador seleccionado para operar como compensador sincrónico.

Art.131 Cuando el prestador del Servicio Público de Transmisión incumpla los límites establecidos para los niveles de tensión, lo recaudado como consecuencias de los recargos y que no son utilizados para retribuir a otro agente del mercado, deberá utilizarse para la reducción de las tarifas de los clientes finales de las empresas distribuidoras y grandes clientes conectados al Sistema Principal de Transmisión en proporción a la demanda afectada 132 EP ES? il rá dispoher el despacho de todos los equipamientos de reactivo disponibles enlepsiN enataglier cirguasfancia e e. a Ñ yy (7 a 5) SECCIÓN PH33: 1 RECARGOS Y RETRIB UCIONES POR DESVIACIONES EN EL FACTOR DE POTENCIA ae h

Art.133 Los recargos por factor de potencia serán adicionales a los costos que sea necesario asumir por la Generación Obligada necesaria para mantener los niveles de tensión en el Sistema de Transmisión tal como esta indicado en las Reglas Comerciales, y al costo por consumo de potencia activa comprada en el mercado ocasional en que incurra el generador seleccionado para operar como compensador sincrónico. <!-- page 108 --> N”* 25,282 Gaceta Oficial, miércoles 20 de abril de 2005 107

Art.134 Las mediciones del factor de potencia en los puntos de suministro se obtienen, al igual que en el caso de las tensiones, mediante la utilización de los sistemas SCADA.

Art.135 El incumplimiento de los agentes generadores, distribuidores o grandes clientes conectados al Sistema Principal de Transmisión no deberá producir la desconexión de equipamiento del Sistema de Transmisión para adaptar el nivel de tensión, excepto en situaciones que sean excepcionales o cuando se ponga en riesgo la calidad de servicio, pero nunca en situaciones normales. En este último caso se deberá proceder a la instalación del equipamiento de reactivo con cargo al usuario que incumple como un adicional al equipamiento del Conexión del mismo. A Incumplimiento de los distribuidores y grandes clientes conectados al Sistema Principal de Transmisión

Art.136 Los Distribuidores y grandes clientes conectados al Sistema Principal de Transmisión, deberán mantener en sus puntos de conexión con el Sistema Principal de Transmisión, incluyendo el lado de 34,5 kV de los transformadores en los casos que correspondiere, los rangos límites en el factor de potencia establecidos en el presente Reglamento con la finalidad de minimizar el transporte de potencia reactiva y mantener la calidad de servicio adoptada para el sistema.

Art.137 Cuando se detecten violaciones en distribuidores o grandes clientes conectados al Sistema Principal de Transmisión en el rango del factor de potencia definido para cada hora se sancionará el reactivo faltante para alcanzar el correspondiente límite del rango teniendo en cuenta el valor unitario de compensación de potencia reactiva y la cantidad de horas en que se mantuvo esta violación. El procedimiento a aplicar es el siguiente: a) Se identifica el tipo de hora del registro en el caso particular que una barra cualquiera “k” para un registro “j” viole uno.de los límites del factor de potencia b) Se calcula cuál es la potencia reactiva correspondiente a la demanda activa existente en la barra, que satisface el límite del factor de potencia violado mediante: MVArhLim;s = MWh, x TAN (ARCCOS(FPLim)) ncia del límite violado correspondiente al registro “j”. En este caso e duración horaria. <!-- page 109 --> A A Gaceta Oficial, miércoles 20 de abril de 2005. N? 25,282 108 c) Se determina la desviación existente en la potencia reactiva para alcanzar el límite del factor de potencia mediante la siguiente expresión: DeltaMVArh;; = ABS (MVArh;x - MVArhLimj) Donde: MVArh;y: Valor medio de la demanda reactiva de la barra “k” en el registro “j”. DeltakVArh; y: Desviación existente entre la demanda de potencia reactiva de la barra “k” en el registro “j” y la potencia reactiva límite de la misma barra y registro. d) Se determina el recargo correspondiente a los distribuidores y grandes clientes - conectados al Sistema Principal de Transmisión en la barra “k” en_el registro “j”, se puede calcular como: RecargoDGC; = Vr [B/ /MVArh] x DeltaMVArh;x e) Se determina el recargo total para todos los registros horarios “j” con violaciones en el límite considerado del factor de potencia, se puede expresar como: HsFPlim; RecargoDGC, = ) (Vr x DeltaMVArh),,) Jal Donde: RecargoDGC;[BI.]: Recargo de distribuidores y grandes clientes conectados al Sistema Principal de Transmisión con factores de potencia fuera del rango tolerado. Vr [Bl / MVArh]: Valor Unitario de Compensación de Potencia Reactiva. HsFPlims [h]: Cantidad de registros horarios que se detectó la violación del límite del factor de potencia en la barra “k”. ARI 38 Pones fuese necesario incorporar a la operación en tiempo real alguna unidad gen idora ei fórma obligada por reactivo en la zona con problemas de reactivo debido a violáciones- en Jos gángos del factor de potencia, el responsable de la violación, ya sean los grandes clientes ¿oméctados al Sistema Principal de Transmisión y/o las empresas distribuidoras, deben hacerse cargo del respectivo costo de la Generación Obligada necesaria para resolver el problema de reactivo de acuerdo a lo establecido en las Reglas Comerciales y del costo por consumo de potencia activa comprada en el mercado ocasional en que incurra el generador seleccionado para operar como compensador sincrónico. La definición de las necesidades y el monto de la generación obligada por incumplimiento de las obligaciones de un agente deberá tener una justificación técnica adecuada. <!-- page 110 --> N” 25,282 Gaceta Oficial, miércoles 20 de abril de 2005 109 B Incumplimiento de los Generadores

Art.139 Si la disponibilidad de reactivo de un Generador resultase inferior a lo comprometido, y fuese detectada por el Centro Nacional de Despacho mediante algún control, deberá abonar una sanción calculada teniendo en cuenta el valor unitario de compensación de potencia reactiva y el valor del reactivo indisponible durante todas las horas en servicio, además de los eventuales costos de la auditoría requerida. El recargo total por indisponibilidad en el generador, se calcula como: o : 'HsSer, RecargoG, = ) (Vr x MVArInd,,) ja Donde: RecargoG;[BI.]: | Recargo total por indisponibilidad de suministro de potencia reactiva del 4t735 generador “1”. Vr [BL / MVArh]: — Valor Unitario de Compensación de Potencia Reactiva. MVArlnd;; [MVArh]: Magnitud en MVAr de la indisponibilidad del generador “i” durante el registro “j”. En este caso el registro “j” se considera de duración horaria. HsSer, [h]: Cantidad de registros horarios que permanece indisponible el suministro de potencia reactiva del generador “1”.

Art.140 Si adicionalmente fuese necesario incorporar a la operación alguna unidad generadora en forma obligada por reactivo en la zona con problemas de reactivo debido al incumplimiento en el rango del factor de potencia de un generador, el responsable de la violación debe hacerse cargo del respectivo costo de la Generación Obligada por reactivo de acuerdo a lo establecido en las Reglas Comerciales, y del costo por consumo de potencia activa comprada en el mercado ocasional en que incurra el generador seleccionado para operar como compensador sincrónico. c Recargo y retribuciones por incumplimiento del Factor de Potencia con los lí Ñ $ on utilizadas para retribuir a otro agente del mercado, deberán utiliz, tarifas de los clientes regulados de las empresas distribuidoras en pro FeJO a la dem EN violacion A En los niveles ensión. De existir tal violación, esos montos deberán utilizarse para la reducción de los clientes finales de las empresas distribuidoras y grandes clientes conectados al Sistema Principal de Transmisión en proporción de la demanda afectada.

Art.142 Los distribuidores no podrán traspasar a sus clientes finales ni los recargos, ni la Generación Obligada, ni el costo por consumo de potencia activa en que incurra un generador cuando opere como compensador sincrónico, cuando la causa de las mismas sea debida a un incumplimiento en su rango de factor de potencia.

Art.143 Cuando un distribuidor, gran cliente o generador en el caso de operar como compensador sincrónico, suministra el reactivo faltante de otro agente, se hará acreedor de una retribución de acuerdo a lo siguiente: <!-- page 111 --> 10 Gaceta Oficial, miércoles 20 de abril de 2005 N? 25,282 a) Los generadores que operen como compensadores sincrónicos recibirán como ” retribución por el reactivo el monto proporcional calculado sobre la base del valor unitario de compensación de potencia reactiva. Adicionalmente, recibirán el costo del consumo de potencia activa en que incurran por operar como compensador sincrónico b) Los “Distribuidores y los Grandes “Clientes Conectados al Sistema Principal de Transmisión recibirán como retribución por los reactores y capacitores que hayan puesto a disposición un monto proporcional calculado sobre la base del valor unitario de compensación de potencia reactiva. En el caso de los distribuidores esta retribución deberá utilizarse para reducciones tarifarias de sus clientes finales. SECCIÓN VIT.3.4 : APLICACIÓN DE LOS RECARGOS Y RETRIBUCIONES POR NIVELES DE TENSIÓN Y FACTORES DE POTENCIA A LOS AGENTES DEL MERCADO

Art 144 El CND deberá desarrollar una metodología específica para la aplicación de los recargos y retribuciones. Además, deberá calcular y preparar un informe mensual de recargos y retribuciones para cada agente del mercado por incumplimiento del Factor de Potencia y los niveles de tensión del mes, que deberá entregar a los agentes antes del 15 de del mes siguiente al analizado.

Art.145 Los reclamos que surjan de la aplicación de los recargos por uno O más agentes deberán ser enviados al Centro Nacional de Despacho a más tardar 7 días después de presentada el informe por parte del CND. Una vez recibido el reclamo por el CND el mismo tendrá hasta 7 días calendario para remitir el Informe Final al ERSP.

Art.146 El ERSP una vez recibido el Informe tendrá hasta 15 días hábiles para decidir sobre el mismo. El CND deberá emitir un documento con los créditos y débitos correspondientes, a partir de la fecha de aprobación del ERSP. % 3 > JONES ELÉCTRICAS ue prestan el Servicio Público de Transmisión, verifiquen que admisibles sea motivado por alguna de las empresas de ( ca nte conectado al Sistema Principal de Transmisión, estos podrán . aplicar a modo de. peni un recargo en su facturación. La metodología que establezca el monto de la penalidad Y su forma de aplicación deberá ser aprobado previamente por el ERSP y formará parte del presente Reglamento.

Art.148 La penalización, podrá ser aplicada a las empresas de distribución eléctrica ya los grandes clientes conectados al Sistema Principal de Transmisión, dependiendo de quien sea responsable por el disturbio. En ambos casos la penalización se aplicará en forma de un recargo tarifario en la facturación por el servicio prestado.

Art.149 En el caso en que la perturbación provenga de una empresa de distribución eléctrica, esta deberá localizar al cliente que produce el disturbio en su sistema, y aplicarle lo indicado por la Norma de Calidad de Servicio.

Art.150 De tratarse de un gran cliente conectado al Sistema Principal de T ransmisión, existirá la desconexión del servicio si el problema no es rectificado en tres (3) meses, desde el momento en que se le hace notificación formal de su responsabilidad en la inyección de la perturbación. <!-- page 112 --> N" 25,282 | Gaceta Oficial, miércoles 20 de abril de 2005 o 111 CAPITULO VIL4: SUMINISTRO DE INFORMACIÓN SECCIÓN VII.4.1: SUMINISTRO DE INFORMACIÓN AL ENTE REGULADOR

Art.151 Los que prestan el Servicio Público de Transmisión, deberán informar por escrito al ERSP, el desempeño del Sistema Principal de Transmisión de su red de transmisión, en términos de los índices de confiabilidad, comportamiento de los niveles de tensión, presencia del efecto de parpadeo, y niveles de armónicas existentes; indicando los incumplimientos de los parámetros establecidos por esta norma.

Art.152 Los que prestan el Servicio Público de Transmisión, deberán mantener los registros detallados de las mediciones, y suministrar dicha información de acuerdo al procedimiento a establecer por el ERSP denominado Base Metodológica para el Control de la Calidad de Servicio Técnico de las Redes de Transmisión. Estos informes se presentarán según el calendario de puesta en vigencia contenido en el contrato de concesión y lo estipulado en este Reglamento. El ERSP hará público el contenido de los resultados de estos informes.

Art.153 Lo relativo al suministro de información sólo aplica a los prestadores del Servicio Público de Transmisión cuyas instalaciones forman parte del sistema de transmisión. 'ACIÓN DE LOS ÍNDICES DE CALIDAD DE SERVICIO Art.ES4 Lo dl y P ervicio Público de Transmisión elaborarán un Informe Diario que > ¡ del servicio ocurridas en las últimas 24 horas y que deberá ser reportará 1 entregado al e deberá incluir los siguientes puntos: a) b) MVA interrumpidos. c) Equipos afectados. d) Agentes del mercado afectados. e) Localización de la interrupción. f) Causa de la interrupción. Este informe en su versión Preliminar deberá ser enviado por vía FAX o correo electrónico al ERSP a las 7:30 de la mañana. El Informe definitivo deberá ser enviado dentro del mismo día.

Art.155 Los que prestan el Servicio Público de Transmisión elaborarán un Informe de acuerdo al procedimiento que se indique en la Base Metodológica para el Control de la Calidad de Servicio Técnico de las Redes de Transmisión, que deberá ser acompañado de una declaración jurada por el representante legal de la empresa, donde éste certifica la veracidad de la información suministrada. El informe deberá incluir para cada punto de interconexión lo siguiente: a) Número total de interrupciones. b) MVA totales interrumpidos. <!-- page 113 --> 12 o Gaceta Oficial, miércoles 20 de abril de 2005 | N* 25,282 c) Duración total acumulada de las interrupciones. d) Índices de confiabilidad FMIK y TTIK, a la fecha. e) Índices de confiabilidad FMIK y TTIK del afio. f) Reducción tarifaría por incumplimiento de la norma.

Art.156 Los que prestan el Servicio Público de Transmisión deberán presentar un Informe de acuerdo al procedimiento que se indique en la Base Metodológica para el Control de la Calidad de Servicio Técnico de las Redes de Transmisión para cada una de las barras de las subestaciones de conexión (punto de interconexión) con las empresas distribuidoras y grandes clientes en el Sistema Principal de Transmisión, que incluya la siguiente información: a) Perfil de Tensión. b) Tensión máxima y mínima. los de 15 minutos fuera de los límites permitidos en las tensiones. “A Ñ PR sá ZA Nero de alos de 15 minutos fuera de los límites permitidos en el factor de E. “potencia. SS f) Poreentajé del tiempo fuera de los límites permitidos. g) Este informe deberá ser acompañado de una declaración jurada por el representante legal de la empresa, donde este certifica la veracidad de la información suministrada. 7 SECCIÓN VIL.4.3: INFORMACIÓN DEL EFECTO DE PARPADEO Y DE LAS ARMÓNICAS

Art.157 Los que prestan el Servicio Público de Transmisión deberán elaborar un Informe de acuerdo al procedimiento que se indique en la Base Metodológica para el Control de la Calidad de Servicio Técnico de las Redes de Transmisión que incluya la siguiente información: a) Nombre del agente del mercado. b) Localización y fecha de la medición exigida al agente del mercado. c) Porcentaje del tiempo para el que los criterios son excedidos. d) Recargo tarifario al agente del mercado por inyección de disturbios. Este informe deberá ser acompañado de una declaración jurada por el representante legal de la empresa, donde este certifica la veracidad de la información suministrada. <!-- page 114 --> N” 25,282 Gaceta Oficial, miércoles 20 de abril de 2005 113 a TITULO VIH: RÉGIMEN TARIFARIO DE TRANSMISIÓN CAPITULO VWLi: ASPECTOS GENERALES

Art.158 El régimen tarifario estará orientado, en el siguiente orden de prioridad, por los criterios de suficiencia financiera, eficiencia económica, equidad, simplicidad y transparencia tal como lo establece el Artículo 97 de la Ley N? 6 de 3 de febrero de 1997.

Art.159 El régimen tarifario comprenderá lo establecido en el presente título y los procedimientos tarifarios siguientes: a) Por el uso y conexión del sistema de transmisión. b) Por uso de redes. -c) Porel servicio de operación integrada.

Art.160 Do tarifarid permanecerá inalterable hasta tanto se modifique el presente all icació Al l régimen tarifario en cada periodo tarifario y la correspondiente rd tros necesarios permitirá definir las formulas tarifarias que se Es > Árt. 161 La La Emp ransmisión deberá poner a disposición de los agentes los modelos de cálculo de los imgrésos máximos permitidos y de los cargos por uso, así como los datos y software que permitan reproducir los cálculos tarifarios establecidos para el periodo vigente, así como las actualizaciones tarifarias anuales. Estos deberán estar disponibles para los agentes en la página web de ETESA.

Art.162 El equipamiento Inicial será exclusivamente el equipamiento que el ERSP apruebe mediante resolución para estos efectos.

Art.163 No tendrán asignados el Cargo por Uso del Sistema Principal de Transmisión, el Cargo por el Servicio de Operación Integrada, el Cargo por Conexión y el Cargo por Uso de Redes, los Usuarios que hayan instalado una planta o un grupo de plantas de generación conectadas en un mismo punto en la red de transmisión eléctrica, de acuerdo a lo siguiente: a) Los sistemas de centrales de mini-hidroeléctricas, los sistemas de centrales geotermocléctricas y sistemas de centrales de otras fuentes nuevas, renovables y limpias con una capacidad instalada de hasta 10 MW, cuando vendan en forma directa o en el mercado ocasional en los términos de la Ley N” 45 de 4 de agosto de 2004. b) Los sistemas de pequeñas centrales de hidroeléctricas, los sistemas de centrales geotermoeléctricas y sistemas de centrales de otras fuentes nuevas, renovables y limpias con una capacidad instalada de más de 10 MW y hasta 20 MW, por los primeros 10 MW y por los primeros 10 años de operación comercial, en los términos de la Ley N* 45 de 4 de agosto de 2004. En estos casos ETESA no podrá recuperar el Ingreso no facturado y no percibido a través de los usuarios del sistema de transmisión en los términos de la Ley N* 45 de 4 de agosto de 2004. <!-- page 115 --> 114 Gaceta Oficial, miércoles 20 de abril de 2005 - N”25,282 Los usuarios acogidos a la Ley N” 45 de 4 de agosto de 2004 son responsables de las inversiones en los equipamientos e instalaciones requeridas para llegar a vincularse al Sistema de Transmisión. CAPITULO VII.2: SISTEMA DE TRANSMISIÓN ELÉCTRICA

Art.164 El Régimen Tarifario del Servicio Público de Transmisión de Electricidad establece las reglas relativas a los procedimientos, metodologías, fórmulas, estructuras, opciones, valores y, en general, a todos los aspectos que determinan las tarifas. El régimen tarifario se aplica tanto para las instalaciones existentes del sistema de transmisión, como para las nuevas instalaciones que se incorporen. ArtÁ6S, as pérdidas de trágsmisión se determinarán y aplicarán a los usuarios de acuerdo a lo establ ¡doy Picglas pala el mercado mayorista de electricidad y los factores de perdida deberán seré :00+ en el pliego tarifario de la transmisión. smisión deberá presentar, para aprobación del ERSP, pliegos ón E usuarios del sistema de transmisión de su propiedad siguiendo las gías, Tonala y alores señalados en este Reglamento. o.

Art.167 El equipamiento de conexión compuesto por aquellas líneas, equipos y aparatos de transformación, maniobra, protección, comunicaciones y auxiliares, que son necesarios para materializar la vinculación eléctrica de un usuario con el Sistema Principal de Transmisión, no puede ser asignado como parte del Sistema Principal del Transmisión a pesar de ser usado por más de un usuario. tarifajíos 3 aplicación, al > metodoÍó

Art.168 Los cargos por uso y conexión del sistema de transmisión serán aplicados a los usuarios directos e indirectos del sistema de transmisión o a un equipamiento de la red de transmisión perteneciente a un usuario. Para tales efectos se deben tener las siguientes consideraciones: a) Cuando el usuario sea un distribuidor con una planta de generación propia mayor a 5 MW (sea ésta propia o de generadores, Autogeneradores y Cogeneradores que le vendan su producción), asumirá los cargos que le correspondan como distribuidor y los asociados a esa generación. b) Cuando el usuario sea un generador; autogenerador o copenerador conectado a la red de otro usuario con una planta de generación mayor a 5 MW asumirá los cargos asociados a la generación considerada. c) Cuando el usuario sea un generador, autogenerador, cogenerador o un distribuidor que haya instalado un grupo de plantas de generación conectadas en un mismo punto en la red de transmisión con una capacidad individual menor a 5 MW, se tomará en consideración la suma de la capacidad del grupo. d) Cuando un cargo ha sido asignado a un usuario indirecto, el usuario directo correspondiente no deberá tener ningún cargo asociado al uso que el usuario indirecto asume de manera directa y diferenciada. <!-- page 116 --> N” 25,282 l Gaceta Oficial, miércoles 20 de abril de 2005 115 CAPITULO VII.3: RED DE TRANSMISIÓN -ELECTRICA. EQUIPAMIENTO DE LOS USUARIOS.

Art.169 Cuando un generador, cogenerador o autogenerador esté conectado en cualquier tensión a la red de un distribuidor, o a otro generador, cogenerador o autogenerador o Gran Cliente conectado al Sistema Principal de Transmisión, el propietario de la red tendrá asignado un ingreso y se establecerá un cargo por uso de redes de acuerdo a lo establecido en el presente Reglamento. Este cargo al generador, cogenerador o autogenerador puede ser nulo en caso de que el incremento de flujo de carga producido por el usuario reduzca el flujo en la red del distribuidor y será independiente y adicional del que le corresponda por ser usuario indirecto del sistema de transmisión. greso y se establecerá un cargo por uso de redes de acuerdo a lo eglamento. Este cargo al distribuidor será independiente y adicional er usuario indirecto del sistema de transmisión. avonda or 171 Cuando u (at buidor esté conectado a la red de otro distribuidor, se establecerá un cares ¿pOr-uso de de acuerdo a la metodología establecida en el Régimen Tarifario de Distribuciómy? clalización vigente.

Art.172 Cada usuario cuya red es usada por otro usuario en los términos del presente Capítulo deberá presentar, para aprobación del ERSP, pliegos tarifarios de aplicación a sus usuarios siguiendo las metodologías, fórmulas y valores señalados en este Reglamento. TITULO IX: PROCEDIMIENTO TARIFARIO POR EL USO Y CONEXIÓN DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN CAPITULO IX.1: — DETERMINACIÓN DE COSTOS EFICIENTES SECCIÓN IX.1.1 : . COSTOS EFICIENTES DE ADMINISTRACIÓN OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO

Art.173 Se selecciona una empresa comparadora con el fin de medir la eficiencia en la gestión de la Empresa de Transmisión Eléctrica, tal como lo establece el Artículo 101 de la Ley N* 6 del 3 . de Febrero de 1997. Se definen indicadores para la empresa comparadora llamados Comparadores. Los Comparadores serán parte de los elementos para el cálculo de los Ingresos Máximos Permitidos de la Empresa de Transmisión Eléctrica. Los Indicadores que se aplican en un Periodo Tarifario permanecerán vigentes en los siguientes periodos tarifarios hasta que no haya indicaciones fehacientes de que se deben modificar los mismos, en cuyo caso se deberá efectuar un nuevo análisis de los mismos.

Art.174 Los indicadores de costos eficientes para el Sistema Principal de Transmisión y para el de Conexión utilizados para calcular el Ingreso Máximo Permitido de la Empresa de Transmisión son: a) Costos de operación y mantenimiento como porcentaje del activo fijo bruto eficiente del sistema principal de transmisión y de conexión, (OMT% “*), calculados sobre la base de los respectivos costos de la Empresa Comparadora. <!-- page 117 --> 116 Gaceta Oficial, miércoles 20 de abril de 2005 . N* 25,282 b) Los costos de administración como porcentaje del activo fijo bruto eficiente del sistema principal de transmisión y de conexión, (ADMT%**), calculados sobre la base de los respectivos costos de la Empresa Comparadora.

Art.175 Los indicadores OMT%“* y ADMT%'“* de la Empresa Comparadora permanecerán constantes a lo largo de todo el período tarifario. o 1 EA tes para el cálculo de los costos de operación, mantenimiento y' E inados a partir del Valor Nuevo de Reemplazo (VNR) de los activos an snisión y de conexión. $ 'S EFICIENTES DE LOS ACTIVOS DEL SISTEMA PRINCIPAL O DEXGS ACTIVOS D

Art.177 Dogs la aplicación del presente Reglamento serán: a) Los costos obtenidos a través de un proceso de libre concurrencia que se consideren eficientes. b) Los costos regulados como eficientes por el ERSP para aquellas actividades realizadas por ETESA, como son: Diseño, Ingeniería, Administración € Inspección. Considerándose los siguientes parámetros para determinar los costos eficientes: (1) Diseño: 3 % del costo base del equipamiento. (ii) Ingeniería: 4 % del costo base del equipamiento. (iii) Administración: 4 % del costo base del equipamiento. (iv) Inspección: 3 % del costo base del equipamiento. c) Los Costos de Indemnización y Mitigación del Impacto Ambiental. d) Los costos adicionales justificados. CAPITULO IX.2: INGRESOS PERMITIDOS POR LA ACTIVIDAD DE TRANSMISIÓN

Art.178 El ingreso permitido para la Empresa de Transmisión Eléctrica en el período tarifario tiene en cuenta las actividades realizadas por la Empresa de Transmisión que no correspondan a las actividades asignadas en la Ley N” 6 de 3 de febrero de 1997 (actividades no reguladas). De tales actividades que utilicen algunos activos de transmisión para otros fines se considerará como una deducción en los requerimientos de Ingreso para la l activo permitido que se asigna al servicio público de transmisión de todos los activos utilizados para actividades reguladas existir parte del ingreso que perciba actividad regulada. El valor de será determinado multiplicando el valor por un factor de ajuste según la siguiente formula: FAACTST =(1PT/ (IPT + 0.8INR)) Donde: FAACTST: es el factor de ajuste. IPT: el ingreso máximo permitido que tendría la Empresa de Transmisión con los activos totales. en el caso de realizar sól principal (IPSPT). o la actividad de transmisión sea de conexión (IPCT) o del sistema <!-- page 118 --> N' 25,282 Gaceta Oficial, miércoles 20 de abril de 2005 | 117 actividad de transmisión tomando en cuenta la siguiente fórmula: ACTST = ACT*FAACTST Donde: ACTST: Valor ajustado de los activos ya sean del sistema principal o de conexión, según co,responda. ACT: En cada caso los valores ACTSPT;¡ y ACTNSPT;¡, ACTCT;¡ y ACTNCT,; corresponderán al valor de los activos fijos brutos y netos utilizados para actividades reguladas sean de conexión (ACTC) o del sistema principal (ACTSP). Las variables ACTSPT;¡ y ACTNSPT;, ACTCT;¡ y ACTNCT; son definidas posteriormente en el presente Reglamento. Con el valor de los activos brutos. y-netos ajustados finalmente.se.evaluarán los ingresos-máximos permitidos de la actividad de transmisión.

Art.179 El ingreso permitido por la actividad de Transmisión en el periodo tarifario se determinará como: R IPT =IPSPT + IPCT Donde: IPT: es el valor presente de los ingresos máximos permitidos de cada año ¡i de la Empresa de Transmisión en el período tarifario. IPSPT: es el valor presente de los ingresos máximos permitidos de cada año i para cubrir los costos del sistema principal de transmisión en el período tarifario. IPCT: es el valor presente de los ingresos máximos permitidos para cubrir los costos de conexión al sistema de transmisión en el período tarifario. SO PERMITIDO PARA CUBRIR LOS COSTOS DEL SISTEMA tido para cubrir los costos del sistema principal de transmisión. Los Jos IPSPTi a la Empresa de Transmisión para cubrir los costos del 1sión en el año calendario (i) se calcularán de acuerdo con la siguiente A <!-- page 119 --> 118 Gaceta Oficial, miércoles 20 de abril de 2005 N? 25,282 IPSPT¡= ADMTSPi¡ + OMTSP;¡+ ACTSPTi*DEP% + ACTNSPT¡*RRT + GA Donde: IPSPTIi: es el valor de los ingresos permitidos para cubrir los costos del sistema principal de transmisión en el año calendario (i) del periodo tarifario. ADMTSPi: es el valor de los ingresos permitidos para cubrir los costos de administración en el año calendario (1) del periodo tarifario. ADMTSPi se obtiene de: ADMTSP¡= ACTSPTefi* ADMT%*"* OMTSPi: es el valor de los ingresos permitidos para cubrir los costos de operación y mantenimiento del sistema principal de transmisión en el año calendario (i) del período tarifario. OMTSPi se obtiene de: OMTSP¡= ACTSPTefi* OMTY%“* 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 correspondientes a cada componente (1) del sistema principal de transmisión. ACTSPTi: es el valor bruto' de los activos: fijos del sistema principal de transmisión a costo original, calculado como la suma de los valores ACTSPT; correspondientes a cada componente (D) del sistema principal de transmisión en cada año calendario (i). ACTNSPTIi es el valor neto de los activos fijos del sistema principal de transmisión a costo original, calculado como la suma de los valores ACTNNSPTI correspondientes a cada componente (1) del sistema principal de transmisión en cada año calendario (1). DEP%.: la tasa lineal de depreciación en la vida útil del activo. RRT: la tasa de rentabilidad regulada de la Empresa de Transmisión según lo establece el artículo 101 de la Ley N? 6 de 3 de febrero de 1997. - GA: los costos de generación obligada u otros costos adicionales del mercado mayorista relacionados a la aplicación del criterio de seguridad n-1 adoptado en este Reglamento, requeridos cuando el equipamiento de transmisión eficiente está indisponible y cumple con los 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 de HIRO ES. Os cuya incorporación está prevista en el plan de expansión del sistema de transmistón-áprobado por el ERSP a la fecha de cálculo de los ingresos máximos permitidos. Para estos propósitos se revisarán las fechas indicadas en el Plan de Expansión a efectos de <!-- page 120 --> N? 25,282 Gaceta Oficial, miércoles 20 de abril de 2005 119 utilizar la fecha prevista más actualizada a la fecha de cálculo del IPST. Se deberá considerar asimismo los activos eficientes que se necesitan adicionalmente para prestar el servicio de transmisión, como informática, edificios, etc.. IPSPT se calculará como el Valor Presente Neto de los valores anuales IPSPT; correspondientes al año tarifario j, siendo: IPSPTj= (IPSPTIi + IPSPTi-1/2 Donde para un año tarifario j, el año i y el año i-1 son los años calendarios abarcados por tal año tarifario, y que van del 1 de julio del año i-1 al 30 de junio del año i. 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 torrespordiente. SECCIÓN 1X.2.2 : INGRESO PERMITIDO PARA CUBRIR LOS COSTOS DE CONEXIÓN AL SISTEMA DE TRANSMISIÓN.

Art.181 Los ingresos máximos permitidos a la Empresa de Transmisión para recuperar los costos de conexión al sistema de transmisión en el año calendario (1) se calcularán de acuerdo con la siguiente fórmula: IPCTi= ADMCTIi + OMTCT¡+ ACTCTi * DEP% + ACTNCTi* RRT Donde: IPCTi es el valor de los ingresos permitidos para cubrir los costos de conexión al sistema principal de transmisión en el año calendario (1) del período tarifario. DEP% y RRT son las variables previamente definidas. ADMCTi: es el valor de los ingresos permitidos por costos de administración de las conexiones al sistema de transmisión en el año calendario (1) del periodo tarifario. ADMCTi se obtiene de: ADMCTi= ACTCTefi * ADMT%*"* me misión en el año calendario (i) del periodo tarifario. El valor de ente expresión: OMTCTi= ACTCTefi * OMT%"* ruto de los activos fijos eficientes de conexión, calculado en cada año calendario. > “como la suma del valor nuevo de reemplazo ACTCTm de las instalaciones eficientes correspondientes a cada componente (m) en cada año, donde m se extiende a todos los activos utilizados para la conexión de los agentes al sistema principal de transmisión. <!-- page 121 --> 120 Gaceta Oficial, miércoles 20 de abril de 2005 N* 25,282 ACTCTi: es el valor bruto de los activos fijos de conexión a costo original, correspondientes al año calendario (i), calculado como la suma de los valores ACTCTm correspondientes a cada componente (m) en cada año, donde m se extiende a todos los activos utilizados para la conexión de los agentes al sistema principal de transmisión. - ACTNCTIi: es el valor neto de los activos fijos de conexión a costo original, correspondientes al año calendario (i), calculado como la suma de los valores ACTNCTm correspondientes a cada componente (m) en cada año, donde m se extiende a todos los activos utilizados para la conexión de los agentes al sistema principal de transmisión. Los activos a considerar cada año i serán los existentes considerando los criterios de eficiencia, más aquellos cuya incorporación está prevista en el plan de expansión aprobado por el ERSP a la fecha de cálculo de los ingresos máximos permitidos. Pará estos propositos se revisaran las fechas indicadas en el Plan de Expansión a efectos de utilizar la fecha prevista más actualizada a la fecha de cálculo del IPCT. IPCT se calculará como el Valor Presente Neto de los valores anuales IPCT; correspondientes al año tarifario j, siendo: IPCTj= (IPCTi + IPCTi-1)/2 Donde para un año tarifario j, el año calendario (i), y el año i-1 son los años calendarios abarcados por tal año tarifario. CAPITULO IX.3 : CARGOS POR EL SERVICIO DE TRANSMISIÓN SECCIÓN IX.3.1 : CRITERIOS GENERALES PARA EL DISEÑO DE LOS CARGOS POR EL SERVICIO DE TRANSMISIÓN

Art.182 Las tarifas por el acceso y uso de las redes del Sistema Interconectado Nacional de transmisión, se dividirán en cargos por conexión y uso de las redes de transmisión, tal como establece el artículo 102 de la Ley N? 6 de 3 de febrero de 1997. a) Los cargos por conexión reflejarán los costos de los activos necesarios con el nivel de confiabilidad requerido en las iormas para conectar cada cliente al sistema principal de transmisión cuando ésta no es propiedad del usuario. 7 b mgos per uxo del sistema principal de transmisión reflejarán los costos que se le cada usbario por el uso del sistema principal de transmisión con el nivel de m n las normas de acuerdo a la evaluación realizada para el período yá 2) O S QL so de redes a usuarios que requieran utilizar redes propiedad de otro *..isnasioy: formen parte de la red de transmisión eléctrica se determinarán con la misma Metodología que se aplica para el sistema principal de transmisión. d) Si los usuarios del sistema de transmisión que requieran conectarse a la red de transmisión eléctrica construyen a su cargo las instalaciones de transmisión necesarias para su conexión que no estén indicadas en- el plan de expansión de la red de transmisión, de acuerdo a lo establecido por el Decreto Ejecutivo N? 22 del 19 de junio de 1998, podrán requerir una remuneración por tales instalaciones de ser solicitadas por > otro usuario. En dicha instancia, se evaluará la eficiencia de tales instalaciones y se <!-- page 122 --> N” 25,282 Gaceta Oficial, miércoles 20 de abril de 2005 121 ) k) asgoaá un régunen taníano equivalente al que le corresponde a la Empresa de Transmisión Eléctrica para las imstalaciones del sistema principal de transmisión, del que fonmarán paric, con un costo de capital equivalente al valor nuevo de reemplazo de las mstalaciones correspondientes. Se defimirá como instalaciones eficientes las mínimas para el cumplimiento de los requerimientos de servicio. La transferencia al sistema principal de transmisión de un equipamiento de un usuario que se haya autorizado como Conexión será restrmgida a aquel equipamiento que es estricta y directamente mecesario para transmitir la energía de otro usuario del Sistema de Transmsión. Los equipamientos de conexión que son aquellas líneas, equipos y aparatos de transformación, mamobra, protección, comunicaciones y auxiliares, que son necesaños para materializar la vinculación eléctrica de un usuario con el Sistema Principal de Transmisión permanecerán como parte del Sistema Principal de Transmisión a pesar de ser usado por más de un usuario. Si el sobhcita a la Empresa de Transmisión Eléctrica que realice las inversiones para la conexión, ésta tiene la opción de desarrollar tales ampliaciones o adiciones, previo acuerdo con los respectivos usuarios. Cuando la Empresa de Transmisión Eléctrica realice la inversión y construcción de las instalaciones para conectar a un usuario al Sistema Principal de Transmisión, ésta estará obligada a aplicar el catgo por conexión de las instalaciones correspondientes establecado en el plicgo tanifario vigente. Cuando se produzcan muevas conexiones o desconexiones a la red de transmisión, la clasificación de los activos existentes entre conexión y pertenecientes al sistema principal podrá ser modificada a partir del nuevo periodo tarifario de acuerdo con la meva función que desempeñe el activo. Esto no aplica para las instalaciones o equipamientos del Sistema Principal de Transmisión, aprobados en el Plan de Si en el transcurso de un período ingresa un usuario no programado, pagará un cargo por uso del Sistema Principal de Transmisión determinado a partir del cargo de la zona prometido el ingreso de un equipamiento en el medio de un año eso tarifario que se reconocerá en ese periodo será el del equipamiento por la proporción de tiempo que estará en servicio respecto al período La metodología de cálculo de los cargos por uso del Sistema Principal de Transmisión se basa en el principio de un sistema de tarificación nodal-zonal, que refleja el uso que cada agente hace de cada equipamiento, obteniéndose un cargo que es la suma de los cargos por cl uso de cada equipamiento de la red, consistente con la definición de equipamiento La metodología de cálculo se aplicará a través de un modelo matemático que deberá representar adecnadamente el Sistema Principal de Transmisión. El modelo deberá tener <!-- page 123 --> 122 Gaceta Oficial, miércoles 20 de abril de 2005 N” 25,282 la configuración del sistema principal de transmisión existente o programado en el período tarifario, donde la capacidad de generación y la demanda utilizados para el cálculo deben ser representativas de las condiciones de operación del Sistema Interconectado Nacional. 1) Los cargos serán calculados para el periodo tarifario y establecidos para cada año del período tarifario. m) El uso esporádico tendrá un costo horario equivalente al de una inyección o extracción equivalente permanente en el mismo nodo cuando se trata de cargos positivos y de cero cuando se trate de cargos negativos. El cargo mensual correspondiente al nodo de inyección/extracción de la generación/demanda esporádico por unidad de potencia [MW] dividido entre 730-horas será el cargo por unidad de energía [MWh] aplicado a esa generación/demanda esporádica. El 95% de los ingresos así producidos serán asignados a la demanda como una reducción tarifaria a los usuarios finales y el resto será asignado a la Empresa de Transmisión Eléctrica como un incentivo. El uso esporádico sólo podrá ser autorizado por el Centro Nacional de Despacho si existe capacidad remanente en el sistema de transmisión. En las transacciones con agentes de otros países el cargo por uso esporádico será aplicado sólo para el caso de las importaciones. * Considerando lo establecido en la Ley N” 45 de 4 de agosto de 2004, los Usuarios que hayan instalado una planta o un grupo de plantas de generación eólica conectadas en un mismo punto en la red de transmisión eléctrica, pagarán el cargo por uso con base en el cargo esporádico que le corresponda de acuerdo a la zona donde está conectada la planta o el grupo de plantas de generación en la siguiente forma: Se E] denekador eólico cuya capacidad instalada sea de hasta 10 MW no paga el pol us esporádico independientemente de la energía inyectada a la red de misté rador eólico cuya capacidad instalada es de más de 10 MW y hasta 20 a á el cargo por uso esporádico sólo por la energía inyectada a la red de SA (sión en cada hora por encima de los 10 MWh. (iii) El generador eólico cuya capacidad instalada sea mayor a los 20 MW pagará el cargo por uso esporádico por toda la energía inyectada a la red de transmisión. n) El cargo por uso del Sistema Principal de Transmisión que se le asignará a cada agente ión a la demanda máxima anual no coincidente de cada consumidor será en proporel punto de interconexión. La información de la demanda máxima anual no coincidente deberá ser suministrada por cada agente consumidor a solicitud de ETESA en un plazo de 10 días hábiles de presentada la solicitud. La demanda máxima anual no coincidente suministrada por los agentes consumidores será válida durante los cuatro años de vigencia de las fórmulas tarifarias. Para los propósitos de la definición de la demanda máxima anual no coincidente, debe tenerse en consideración que: 6) Cuando las líneas de interconexión al Sistema Interconectado Nacional (SIN) asociadas a una zona nodal, permiten transferencias de carga entre sí, o sea es una configuración mallada, o se realizan transferencias de carga entre subestaciones y entre líneas alimentadoras de las distribuidoras asociadas a la referida zona hasta un nivebde mediz-tensión-se-considerara ta demanda máximaanualno coincidente del grupo de subestaciones y/o líneas alimentadoras. <!-- page 124 --> N? 25,282 Gaceta Oficial, miércoles 20 de abril de 2005 123 (ii) Cuando la línea de interconexión al Sistema Interconectado Nacional (SIN) asociada a una zona nodal, es independiente o radial y además no se realizan transferencias de carga entre subestaciones y entre líneas alimentadoras de las distribuidoras asociadas a la referida zona, su demanda máxima deberá ser considerada independiente de otras. - (1ii) Enla facturación del primer mes posterior a un año tarifario se verificará si la demanda máxima anual no coincidente real del agente consumidor superó la - demanda prevista. De ser así se aplicará un cargo adicional en ese mes para cubrir la diferencia. De ser menor no corresponderá ningún ajuste. o) El cargo por uso del Sistema Principal de Transmisión que se le asignará a cada agente productor será en proporción a la capacidad instalada del mismo. De ser mayor la capacidad instalada de lo previsto corresponderá un ajuste en el cargo asignado. Si la capacidad instalada es menor de lo previsto, no corresponderá ningún ajuste en el cargo asignado. p) En el caso de autogeneradores y cogeneradores, en la facturación del primer mes posterior a un año tarifario se verificará la máxima potencia inyectada real. Si la máxima potencia inyectada superó la máxima potencia prevista, se aplicará un cargo adicional en ese mes para cubrir la diferencia. Si por el contrario la máxima potencia inyectada resultó menor que la máxima potencia prevista, no corresponderá ningún ajuste. IZACIÓN DE LOS CARGOS Cargo; = [(0.33 + 0.67 (IPC//TPCo)]* CAES;. * Cargojo Cargo por conexión: Cargo¡¡ = [(0.33 + 0/67 (IPC¡/TPCo)]* Cargoio Donde: Cargojo: es el cargo tarifario determinado a la fecha base de cálculo para el año 1. : Cargo: es el cargo tarifario para el año i actualizado al año i. IPCo: es el Indice de Precios al Consumidor a la fecha base de cálculo publicado por la Contraloría General de la República. -TPC;: es el Indice de Precios al Consumidor a diciembre del año i-1 publicado por la Contraloría - General de la República. CAES;: Coeficiente de Actualización Estructural. El CAES considera las variaciones en las fechas de ingreso o egreso efectivo de un equipo, las variaciones en la demanda y/o capacidad instalada y las variaciones en las estimaciones de los costos de generación obligada u otros costos adicionales del mercado mayorista relacionados a la aplicación del criterio de seguridad n-1 adoptado en este Reglamento. <!-- page 125 --> 124 Gaceta Oficial, miércoles 20 de abril de 2095 — N”"25,282

Art.184 Los cargos por uso serán actuatizados anualmente (cada año tarifario) y para esta actualización no se requiere la aplicación de la metodología de cálculo de los cargos por uso utilizada en la determinación inicial de dichos cargos. La actualización de los cargos por uso considerar: a) Las diferencias en el año calendario anterior entre la fecha de impreso o egreso cibctiwo de un equipamiento y la fecha prevista en el cálculo tarifario. En el caso de adelantos sólo serán considerados aquellos que sean justificados ante el ERSP. b) El desplazamiento de las fechas de ingreso del equipamiento es sólo al efecto de la actualización de cargos y no afecta las responsabilidades que tiene la empresa de transmisión respecto al cumplimiento de las fechas comprometidas. c) El incremento o decremento de ingresos por diferencia entre la demanda o la capacidad instalada prevista y la demanda o capacidad instalada real cn la aplicación de los cargos por uso. requerimientos de generación obligada por variaciones de los costos máximo permitido con respecto a los costos reales de generación stos adicionales del mercado mayorista relacionados a la aplicación idad n-1 adoptado en este Reglamento. ingresos relacionada con las fechas de ingreso o egreso efectivo de un ¡ ios en la demanda y/o capacidad instalada prevista y a cambios en GA, producida en el año tarifario anterior n-1 con respecto a los imgresos previstos, se asignará a los años tarifarios restantes multiplicando por un coeficiente de actualización estructural CAES; La fórmula general del CAES; es la siguiente: CAES; =1[E 0 *IPSPT ]+/- [1PSPT paper? APSPT aogontes ” 1 IPS." Donde: IPSPT metprer es el ingreso previsto para el año calendario anterior a la fecha de diciembre de n-1. IPSPT pira o: es el ingreso real, recalculado con fechas reales, en el año calendano anterior a la fecha de diciembre de n-1. E ,*1pSPT ”: es la sumatoria del ingreso previsto para los años restantes del príodo tarifario (i) restantes-a la-fecha de diciembre de n-+ + +/- : en los casos dónde la diferencia entre IPSPT 5 1er” APSPT a tocas 1 es positivo se utiliza el signo negativo de la fórmula. Para los casos donde la diferencia entre IPSPT ,. prev mi PSPT p1reates mos negativo se utiliza el signo positivo de la fórmula. La variación de ingresos correspondiente al último año del periodo tarifario se asignará l como un adicional a considerar en el próximo período tarifario. f) “En cada caso la metodología de cálculo del CAES debe considerar lo siguiente: <!-- page 126 --> N? 25,282 Gaceta Oficial, miércoles 20 de abril de 2005 125 () Cálculo del CAES por variaciones en las fechas de “inicio de operación comercial” con respecto a las fechas reales comprende lo siguiente: (1.1) Primero: Recalcular el nuevo ingreso máximo permitido, corregido con las fechas reales de inicio de operación de los proyectos terminados durante el año examinado, con el modelo utilizado en el cálculo del IMP aprobado. (1.2) Segundo: Calcular la diferencia de ingresos, según la fórmula establecida. en el régimen, para la cual se considera que: el ingreso previsto corresponde al estimado en el IMP aprobado y el Ingreso real se obtiene del recálculo del ingreso del año examinado, incorporando las fechas reales de proyectos terminados y las nuevas fechas de proyectos atrasados o postergados. Para el primer periodo de análisis el importe a comparar, n el cálculo del CAES por fecha de inicio de operación comercial, orresponde a la mitad del renglón de IPSPT, del año calendario inicial ercero: ETESA deberá informar las fechas de finalización de los royectos en una “Declaración Jurada de Proyectos del Sistema Principal de Transmisión terminados durante el año anterior”. Las fechas de sub- proyectos puestos en operación comercial en diferentes fechas, se consignarán como el promedio ponderado de las fechas y los montos respectivos. (ii) Calculo del CAES por cambios de la demanda y la capacidad prevista con - respecto a la real, considerando: : (i.1) IPSPT-previsto: El Ingreso de la demanda y la capacidad previstas, corresponde al que resulta del producto de los cargos aprobados multiplicados por la serie de demanda y capacidad prevista. (1.2) IPSPT-real: corresponde al que se obtiene de multiplicar los cargos aprobados por la demanda y la capacidad real facturada. (ii.3) IPSPT: corresponde al ingreso previsto del periodo remanente contenido en el modelo de cargos por uso aprobado. (iii) Cálculo del CAES por variaciones en las estimación del GA previsto con respecto al real. (iii.+) IPSPT-previsto:-El-GÁ- previsto; (iii.2) IPSPT-real; El GA real, el cual debe corresponder con la generación obligada resultante de los costos de generación obligada u otros costos adicionales del mercado mayorista relacionados a la aplicación del criterio de seguridad n-1 adoptado en este Reglamento, requeridos cuando el equipamiento de transmisión eficiente está indisponible y cumple con' los niveles de confiabilidad establecidos. ETESA previo a la actualización debe someter este valor a consideración del ERSP. (iii.3) IPSPT: corresponde al ingreso previsto del periodo remanente contenido en el modelo de cargos por uso aprobado. <!-- page 127 --> 126 Gaceta Oficial, miércoles 20 de abril de 2005 N' 25,282 SECCIÓN IX.3.3 : CARGOS POR CONEXIÓN

Art.185 Los cargos por conexión en aquellas conexiones propiedad de la Empresa de Transmisión se definirán por equipamiento típico “et” (CX.;) y serán determinados a partir de los ingresos máximos permitidos por cada conexión: a) CXS34.5 campo de salida de 34.5 kV (Balboas/salida). b) CXS115 campo de salida de 115 kV (Balboas/salida). c) CXS230 campo de salida de 230 kV (balboas/salida). CXTR transformador reductor (Balboas/MV A). de

Art.186 Los cargos por conexión de cada equipamiento típico se determinaran con el siguiente procedimiento: a) Se determinará el ingreso máximo permitido por cargos de conexión asociado al valor nuevo de reemplazo para el año calendario (i) (IPCT vnr;) según la siguiente formula: IPCT vnr; = ADMCT; + OMTCT; + ACTCTef; * DEP% + ACTCTef; * RRT Siendo IPCT;, ADMCT;¡, OMTCT;, ACTCTEef;, DEP% y RRT las variables definidas anteriormente. b) Se determina el valor presente del ingreso máximo permitido por cargos de conexión asociado al valor nuevo de reemplazo para el período tarifario (IPCTvwnr) y el valor presente del ingreso máximo permitido por cargos de conexión para el periodo tarifario (PCT). . . e >) — Se determina el coeficiente de adaptación de-los activos para el período definido.como:——— FA=IPCT /1PCT var d) Se determina el valor de los cargos de conexión CXcxj para cada tipo de conexión “cx” utilizando la siguiente formula: o - Para las instalaciones consideradas en el cálculo tarifario: CXecx; = (ADMCTcx, + OMTCTEx; + ACTCTefex; * DEP% +ACTCTefcx; * RRT)*FA Para las instalaciones que se incorporan: CX cxj =( ADMCTcxj + OMTCTcxj + ACTCTefcxj * DEP% +ACTCTefcxj * RRT) Siendo ADMCTcx;, OMTCTcx; ACTCTefcx; las mismas variables definidas anteriormente, pero referidas a cada uno de los equipamientos unitarios para los que se calcula el cargo de conexión. <!-- page 128 --> N?* 25,282 Gaceta Oficial, miércoles 20 de abril de 2005 127

Art.187 Los cargos por conexión a la red de transmisión en cada año calendario (i) se calcularán sobre la base de los activos de conexión puesto a disposición por la Empresa de Transmisión y serán mn pagados PS por los usuarios vinculados por esa conexión. de máximo requerimiento del equipamiento luego de su conexión: PROP,¡ = 0 5)- Si la potencia inyectada/extraída del usuario u es coincidente con el sentido de flujo de máximo requerimiento del equipamiento luego de su conexión: PROPui = Cinstui / Lg Cinstg de ser los agentes productores los que producen el máximo requerimiento. PROPui = Pma,¡ / Em Pmag¡ de ser los agentes consumidores los que producen el máximo requerimiento. Donde: «3 “; ” Cinstgi [MW]: la capacidad instalada del generador “g” en el año tarifario 67? Zg Ciria la-sumatoria-de-la- capacidad instalada-de-cada-uno- delos generadores “g”-que- es usuario de la conexión en el año tarifario “1” Pmas; a: la demanda máxima anual no coincidente de las demandas “d” en-el año (1382) tarifario “1 Em Pmaq;: la sumatoria de la demanda máxima anual no coincidente de cada una de las demandas ““d” que son usuarias de la conexión en el año tarifario “1” c) De ser un equipamiento que está sobredimensionado para el uso presente la sumatoria Yg Cinsty; y Em Pmag; será igual a la capacidad nominal sin sobredimensionamiento de ese equipamiento.

Art.189 El cargo por conexión de cadá usuario será: CXCONE,¡ = (CXS34.5.* Nro34.5 * PROPcx,;¡ + CXS115 * Nro115 * PROPcxy¡ + CXS230 * Nro230 kV * PROPcx,¡ + CXTR * MVACON * PROPcxy¡ + CXL115 kV * LONGI115CON * PROPcxXu¡ + CXL230 *LONG230C0N * PROPcXu;) Siendo: PROPcxui : xl proporción del cargo total por conexión por cada equipamiento de conexión involucrado “cx” que el usuario u debe abonar el año “1” Nro34.5: el número de salidas de 34.5 kV en la conexión del usuario u <!-- page 129 --> . 128 Gaceta Oficial, miércoles 20 de abril de 2005 N* 25,282 SECCIÓN IX.3.4 : CARGO POR USO DEL SISTEMA PRINCIPAL DE TRANSMISIÓN

Art.190 La metodología de cálculo de los cargos por uso del Sistema Principal de Transmisión se realizará sólo para el cálculo inicial de los cargos y la misma se compone de los siguientes pasos: Paso 1: Construcción, para cada año tarifario, del modelo de la red de transmisión que tendrá la misma estructura del Sistéma de Transmisión existente más todos aquellos equipos de transmisión cuya entrada en servicio esté comprometida durante el período para el que se realiza el cálculo tarifario. Los ingresos de equipamientos se considerarán que están todo el mes si ingresan antes del día 15 del mismo. Si entra en servicio después del día 15, se los considerará como ingresando al mes siguiente. Paso-2: Cálculo de la Matriz de Factores de Transferencia-de-Potencia-(Matriz-B) a) Para cada topología resultante del Sistema de Transmisión de Electricidad se calcularán los flujos incrementales de potencia activa en cada línea del Sistema de Transmisión de Electricidad que resultan de un incremento neto de 1 [MW] de generación en cada nodo del modelo que es compensado en el nodo de referencia. Se construye asi, para cada topología de red, la denominada Matriz [ [n* de líneas x n? de nodos] cuyo coeficientes Pix serán iguales al incremento de flujo en la línea "1" producido por la inyección de 1 MW en el nodo "k", totalmente compensado por un incremento de demanda en el nodo de referencia. Se considerará como la Matriz [P de cada año tarifario, aquella que represente la topología que tenga mayor duración o que predomine durante dicho año. l Se selecciona como nodo de referencia el nodo Panamá 115 kV para el cálculo de los 7 cargos que permiten recuperar los costos asociados a los refuerzos del sistema. b) Para el cálculo de los flujos incrementales se utilizará un modelo de flujos de carga de desacoplado rápido tipo “DC Load Flow”, sin resistencias y todas las tensiones de nodo igual a 1.0 p.u. Paso 3: Realización de los flujos de potencia de referencia para escenarios típicos de generación y demanda. a) Se considerarán hasta tres (3) escenarios típicos para cada año tarifario: representativos de un año seco / medio / húmedo, en horas de máxima demanda. Estos estados de carga <!-- page 130 --> N” 25,282 Gaceta Oficial, miércoles 20 de abril de 2005 . 129 do el modelo de despacho de cargas que se utiliza para la ediano plazo. Se asignará una duración T. a cada escenario probabilidad de ocurrencia, de forma tal que en conjunto sumen el del año. a a OL AN Gas a S AA. o? . o b)>Los ML potencia en cada línea se obtendrán con un modelo de flujo de potencia similar al utilizado para determinar la Matriz B. La demanda y la generación deberán estar representadas por separado, tanto para usuarios directos como indirectos del Sistema de Transmisión de Electricidad. Nota: Los sentidos positivos (+) de los flujos de potencia activa en cada línea deben coincidir con los considerados para determinar los flujos incrementales de la Matriz B. Paso 4: Determinación del costo unitario de los elementos que forman parte del sistema principal de transmisión. a) Los ingresos máximos permitidos que cubren los costos del Sistema Principal de Transmisión (IPSPT;) aprobados por el ERSP, determinados para cada año tarifario, serán divididos en las proporciones que correspondan a cada nivel de tensión. b). Para.cada año tarifario (i),.se.calcula.el costo equivalente por unidad de longitud las líneas del Sistema Principal de Transmisión que pertenecen al nivel de tensión “v”, como: CUy = ÍPSPT,¡ / Es (LO1) Donde: i: es cada año tarifario. v: es cada uno de los niveles de tensión del sistema principal de transmisión. CUy;: es el costo unitario anual, asociado a las líneas correspondientes al nivel de tensión - “y” del año tarifario (1). : l;: es cada una de las líneas del Sistema Principal de Transmisión con nivel de tensión v, que forman parte del Sistema Principal de Transmisión en el año tarifario (1). LO; : es la longitud de la línea 1. Paso 5: Se divide el Sistema Principal de Transmisión en dos subsistemas: El subsistema denominado “Equipamiento Inicial” aprobado por el ERSP mediante Resolución. El subsistema denominado “Refuerzos del Sistema” comprende el resto de los activos que forman parte del Sistema Principal de Transmisión que están en servicio en cada año del periodo tarifario. Paso 6: Los cargos zonales correspondientes a la generación y la demanda que permiten recuperar el costo asociado a cada línea que forma parte del “Equipamiento Inicial” (CZONI; (G/D)) resultarán del producto del costo reconocido para el Equipamiento Inicial en cada año del periodo tarifario y de un Factor de Proporcionalidad (FP(Z)) determinado en función de los <!-- page 131 --> 130 Factores de Proporcionalidad (FPz) del Equipamiento Inicial Demandas Generadores Zona 1 0 -4,388% 0,000% Zona2 . 0,000% 43,792% Zona 3 0,000% 14,159% Zona 4 -7,047% 0,000% Zona 5 1,676% 0,000% Zona 6 2,797% -1,144% “Zona 7 53,647% =3,996% Zona8 . 0,000% 1,052% Zona 9 -3,315% -3,863% Zona 10 0,000% 0,000% El cargo resultante para cada zona que recupera el costo reconocido del Equipamiento Inicial resulta para cada año de la siguiente expresión: - CRECI, = 2, (LO * CUy) CZONI; ¿(G/D) = FP, (G/D) * CRECI; Donde: - CRECI;: Costo Reconocido para el Equipamiento Inicial en el año tarifario (1). CZONÍ, , (G/D): Cargo Zonal por Equipamiento Inicial correspondiente a la zona “Z” para la generación y demanda respectivamente, en el año tarifario (1). 1 : cada una de las líneas con nivel de tensión v que pertenecen al Equipamiento Inicial. FP, (G/D) : Factor de Proporcionalidad correspondiente a la Zona Z para la generación y demanda respectivamente. <!-- page 132 --> N? 25,282 Gaceta Oficial, miércoles 20 de abril de 2005 131 Paso 7: SONREARA ará Pl cargo nodal correspondiente a la generación y la demanda de cada ni de k” do y ¿Transmisión que permite recuperar el costo asociado a cada línea . e erzos del Sistema que forman parte del Sistema Principal de 10 (1), utilizando la siguiente expresión: CNODRy; (G 32322, [To / 8760 * CUA ge; * LO * %USOR ¡rei (G/D)] CUA ye; = CUy; * ABS(Fe;) / FMAX, | Flkei (G) = + MAX [0, Guei * Biei / Fiei * ABS (Frei) - Flge¡ (D) =+ MAX [0, - Dic; * Prxei / Fiei * ABS (Frei) FIT = Eox [Flnei (G) + Fluei (D)] %USOR rei (G) = Flxei (G) / FIT ei %USOR ei (D) = Flixe; (D) / FlT je; Donde: 1 es cada una de las líneas que no forma parte del Equipamiento Inicial. CNODRy; (G/D): es el cargo nodal correspondiente a los Refuerzos del Sistema que le corresponde a la generación y la demanda del nodo ““k” del Sistema de Transmisión en el año tarifario (1). CUA ge; : es el costo unitario adaptado correspondiente a la línea “1”, en el estado operativo “e” del año tarifario “1”. T.: es la duración [h] asignada a cada estado operativo “e”, - %USOR qei (G/D): es el porcentaje de uso que realiza la generación y la demanda del nodo “k”, de la línea “1” en el estado operativo “e” del año tarifario “i”. FI(G)xei [MW]: es el Flujo de Potencia Activa Incremental en la línea “I” producido por la generación del nodo “k” en el estado operativo “e” del año tarifario “i”. FI(D)xe [MW]: es el Flujo de Potencia Activa Incremental en la línea “1” producido por la demanda del nodo “k” en el estado operativo “e” del año tarifario “i”. MAX: es la función matemática que indica el máximo valor de los argumentos pertenecientes a esa función. - FIT [MW]: es el Flujo Incremental Total en la línea “I” correspondiente al estado operativo “e” del año tarifario “i”. Paso 8: Determinación de los Cargos por Uso zonales. <!-- page 133 --> 132 - Gaceta Oficial, miércoles 20 de abril de 2005 N” 25,282 Moi (CD CZONRa; (D) = FPR;* Ey (CNODR yz; (D)) FPR;= CRECR; / E; [(CNODRy; (G)) + (CNODRy¡ (D)) ] Donde: l: es cada una de las líneas del Sistema Principal de Transmisión con nivel de tensión v, que forman parte de los Refuerzos del Sistema. kz: es cada uno de los nodos del Sistema de Transmisión de Electricidad pertenecientes a la zona “z”. k: es cada uno de los nodos del Sistema de Transmisión de Electricidad. . CZONRa (G/D): son los cargos zonales, para la generación y la demanda: respectivamente, correspondiente a los Refuerzos del Sistema en el año tarifario (1). FPRi : es el Factor de Proporcionalidad correspondientes a los Refuerzos del Sistema en el año tarifario “1”. CRECR;: Costo Reconocido del equipamiento que forma parte de los Refuerzos del Sistema en el año tarifario (3). b) Los cargos por uso del Sistema Principal de Transmisión, por unidad de potencia, surgen de asignar a cada zona los costos zonales, referentes al “equipamiento inicial” más el correspondiente al resto de las instalaciones, corregidos de forma tal que la generación y la demanda abonen respectivamente 70% y 30% de los costos totales. Los cargos, para el año tarifario (1) en la zona “z” correspondientes a la generación y la demanda, resultan de las siguientes expresiones: TTRAL = CZONI; (G) + CZONI, (D) TTRAR;= CZONR, (G) + CZONR; (D) TTRAT¡= TTRAI¡+ TTRAR; TCZONI, (G) = 2, (CZONI 4 (G) , <!-- page 134 --> N? 25,282 Gaceta Oficial, miércoles 20 de abril de 2005 133 TCZONR, (Dy= É, (CZONR« (D)) TCZONT,; (G) = TCZONI, (G) + TCZONR ¡ (G) TCZONT; (D) = TCZONI, (D) + TCZONR; (D) CXUSO4; (G) = [TCZONT,; (G) + (0.7 * TTRAT¡ - TCZONT; (G) ) * (Eg (Cinstzr)/ Es (Cinstg;))] / 2gz (Cinstgz;) CXUSO,; (D) = [TCZONT, (D)+ (0.3 * TTRAT; - TCZONT; (D)) * (Luz (Ema! Ea (Pmaa;))] / 242 (Pmacx) Donde: z: es cada una de las zonas tarifarias definidas en el presente Reglamento g: es cada uno de los generadores que se encuentran vinculados al Sistema de Transmisión de Electricidad cuya capacidad instalada es mayor a 5 MW, siendo por lo tanto usuarios directos o indirectos del Sistema de Transmisión. d: es cada una de las demandas correspondientes a distribuidores y/o grandes clientes que se encuentran vinculadas al Sistema de Transmisión de Electricidad, siendo por lo tanto usuarios directos o indirectos del Sistema de Transmisión. TTRAI;: monto total a recaudar vía cargos por uso del Sistema Principal de Transmisión que cubre los costos asignados al “Equipamiento Inicial” en el año tarifario i. TTRAR;: es el monto total a recaudar vía cargos por uso del Sistema Principal de Transmisión que cubre los costos asignados al equipamiento que forma parte del denominado “Refuerzos del Sistema” en el año tarifario “” TTRAT;: es el monto total a recaudar vía cargos por uso del Sistema Principal de Transmisión de Electricidad en el año tarifario “¡” CZONL; (G/D): son los cargos por zona, para la generación y la demanda respectivamente, correspondiente al “equipamiento inicial” válidos para la zona “z” en el año tarifario (1). TCZONI, (G): es el total de cargos por zona asociados al “Equipamiento Inicial” correspondiente a los generadores en el año tarifario (i). TCZONI; (D): es el total de cargos por zona asociados al “Equipamiento Inicial” correspondiente a las demandas en el año tarifario (i). <!-- page 135 --> 134 Gaceta Oficial, miércoles 20 de abril de 2005 N” 25,282 el total de cargos por zona asociados al equipamiento que forma parte 6059? Ir. el total de cargos por zona asociados al equipamiento que forma parte s del Sistema” correspondiente a las demandas, en el año tarifario “i”. 63) rr. tarifario TCZONT, (D): es el total de cargos zonales correspondiente a las demandas en el año tarifario “1”. CXUSO,; (G). es el cargo por uso del Sistema Principal de Transmisión correspondiente a los generadores que se encuentran en la zona “z” validos para el año tarifario “1”. El cargo se expresa por unidad de capacidad instalada del grupo generador. CXUSO4 (D): es el cargo por uso del Sistema Principal de Transmisión correspondiente a las demandas que se encuentran en la zona “z” validos para el año tarifario “i”. El cargo se expresa por unidad de potencia máxima anual no coincidente de la demanda. Cinst¿ [MW]: es la capacidad instalada de cada uno de los generadores “g” en el año tarifario “i”. -Cinstgn [MW]:-es la capacidad instalada de eada uno de los generadores “g”, que se encuentran vinculados al Sistema de Transmisión en la zona “z”, en el año tarifario “i”. Pmag; [MW]: es la demanda máxima anual no coincidente de cada una de las demandas “d” en el año tarifario “1”. Pmaqy,; [MW]: es la demanda máxima anual no coincidente de cada una de las demandas “d”, que se encuentran vinculados al Sistema de Transmisión en la zona “z”, en el año ec)» tarifario “1”. CAPITULO 1X.4: ZONAS TARIFARIAS PARA DETERMINAR LOS CARGOS POR USO DEL SISTEMA PRINCIPAL DE TRANSMISIÓN

Art.191 Las zonas tarifarias deberán permanecer sin cambios excepto cuando una ampliación de mercado adiciona nuevos nodos que no pueden ser representados razonablemente por las zonas existentes. Estas son las siguientes: ZONAS DE CARGOS POR USO DEL SISTEMA PRINCIPAL DE TRANSMISIÓN Desde la frontera con Costa Rica hasta S/E PROGRESO y hasta 1 donde la línea de transmisión de 230 kV atraviesa el Río Escarrea (cerca de Concepción). <!-- page 136 --> N” 25,282 Gaceta Oficial, miércoles 20 de abril de 2005 135 AN norte a sur, desde donde la línea de transmisión en 230 kV que una las S/E Fortuna y S/E Changuinola atraviesa el limite provincial ntré las provincias de Bocas del Toro y Chiriquí, hasta donde una ficticia paralela a la línea en 230 kV que une las S/E Llanos chez, S/E Veladero, S/E Mata de Nance y S/E Progreso, que a las mencionadas subestaciones inmediatamente al sur de la isma, corta las líneas en 230 kV que vinculan las S/E Veladero con S/E Guasquitas y S/E Mata de Nance con S/E Fortuna. Zona 3: Desde la S/E Caldera hasta donde la línea en 115 kV que une las S/E Caldera y S/E Mata de Nance atraviesa el poblado de Dolega. De oeste a este. Desde donde la línea de transmisión en 230 kV que Lune las S/E Mata de Nance y S/E Progreso atraviesa el río Escarrea, hasta donde la línea de transmisión en 230 kV que une las S/E Veladero y S/E Llanos Sánchez atraviesa el río San Pedro. De norte a sur. Desde donde una línea ficticia paralela a la línea en 230 kV que une las S/E Llanos Sánchez, S/E Veladero, S/E Mata de Nance y S/E Progreso, que deja las mencionadas subestaciones inmediatamente al sur de la misma, corta las líneas en 230 kV que. Fvinculan las S/E Veladero con S/E Guasquitas y 57E Mata de Nance| con S/E Fortuna, y desde donde la línea en 115 kV que une las S/E Mata de Nance y S/E Caldera atraviesa el poblado de Dolega. Desde la S/E LLANO SANCHEZ hasta donde la línea transmisión de 230 kV atraviesa el Río San Pedro (entre Soná y Santiago). Desde la S/E LLANO SANCHEZ hasta donde la línea transmisión de 230 kV atraviesa el límite provincial entre Coclé y Panamá. Desde la S/E CHORRERA hasta donde la línea transmisión de 230 kV atraviesa el límite provincial entre Coclé y Panamá. Desde la S/E CHORRERA hasta donde la línea transmisión de 230 kV atraviesa el Canal de Panamá. Desde la S/E PANAMÁ hasta donde la línea transmisión de 230 kV atraviesa el Canal de Panamá. Desde la S/E PANAMÁ hasta donde la línea tránsmisión de 115 kV atraviesa el límite provincial entre Colón y Panamá. Desde la S/E PANAMA hasáa donde la línea transmisión de 230 kV atraviesa el Río Mamoní (cerca de Chepo). <!-- page 137 --> 136 Gaceta Oficial, miércoles 20 de abril de 2005 N” 25,282 ex OA A Cera VBqr WN Oeste, desde la S/E BAYANO hasta donde la linea a | trasmisión de 230 kV atraviesa el Río Mamoní (cerca de Chepo); y . por el Este, desde la S/E BAYANO hasta el límite provincial entre a P y Darién. Ñ eN . S , Neg Erel la S/E BAHÍA LAS MINAS, hasta el límite provincial entre <P Dg LOs SE ye lón y Panamá. Zona 10: Desde donde la línea de transmisión en 230 kV que une las S/E Fortuna y S/E Changuinola atraviesa el limite provincial entre las provincias de Bocas del Toro y Chiriquí, hasta la S/E Changuinola. TITULO X: PROCEDIMIENTO TARIFARIO POR USO DE REDES CAPITULO X.1: INGRESO MÁXIMO PERMITIDO PARA LA DETERMINACIÓN DEL CARGO POR USO DE REDES o

Art.192 Cuando el acceso de un generador o distribuidor a las instalaciones de un distribuidor . requiere que se realicen ampliaciones, éstas deberán ser asumidas en los términos y condiciones - que rijan para nuevos clientes del distribuidor de acuerdo a lo establecido en el artículo 41 del Decreto Ejecutivo N? 22 del 19 de junio de 1998.

Art.193 Cuando un generador, distribuidor o Gran Cliente acceda a las instalaciones de un agente del mercado que forman parte de la Red de Transmisión, se le asignará al agente del mercado un ingreso máximo permitido basado en los equipamientos afectados y con la misma : metodología que se aplica a la Empresa de Transmisión Eléctrica, considerando como el valor de los activos a remunerar: a) El costo de construcción si el equipamiento se compró por un proceso competitivo. En este caso se aplicarán las mismas fórmulas tarifarias establecidas para la determinación del Ingreso Máximo Permitido de la Empresa de Transmisión, tomando en consideración los parámetros eficientes o comparadores y rentabilidad que se utilizaron para la Empresa de Transmisión. b) El valor presente del pago anual (canon) convenido con el suministrador del equipamiento, si éste se adquirió por un proceso competitivo de construcción, financiamiento, operación y mantenimiento, descontada a la tasa de rentabilidad aplicada a la Empresa de Transmisión Eléctrica en el período tarifario correspondiente. En este caso se considerará que el valor resultante es equivalente al que hubiese correspondido de haber empleado las fórmulas tarifarias establecidas para la determinación del Ingreso Máximo Permitido de la Empresa de Transmisión Eléctrica. <!-- page 138 --> N? 25,282 Gaceta Oficial, miércoles 20 de abril de 2005 ' 137 de reemplazo utilizado en el cálculo tarifario o el mejor presupuesto que Empresa de Transmisión con el acuerdo del ERSP cuando el usuario uipamiento a su cargo o lo compró por su cuenta. En este caso se rmulas tarifarias establecidas para la determinación del Ingreso Máximo la Empresa de Transmisión, tomando en consideración los parámetros comparadores y rentabilidad que se utilizaron para la Empresa de

Art.194 El ERSP aprobará el cálculo del Ingreso Máximo Permitido correspondiente ante cada solicitud de acceso o ante una conexión existente a la fecha de entrada en vigencia del régimen tarifario. CAPITULO X.2: CARGO POR USO DE REDES

Art.195 El procedimiento a seguir es idéntico al antes indicado para las líneas que son propiedad de la Empresa de Transmisión Eléctrica, con las siguientes particularidades: a) El cálculo se podrá simplificar tanto como sea necesario en función de las características del usuario y de la red de transmisión involucrada respetando los conceptos de la metodología aplicada a la Empresa de Transmisión Eléctrica. b) «Todas las líneas serán consideradas como que no forman parte del “Equipamiento - Inicial”. : c) Alos fines de determinar el cargo por uso de redes para los usuarios se considerará los _ valores de Ingreso Máximo Permitido correspondiente a este equipamiento multiplicado por la relación entre la capacidad requerida (capacidad técnica y económicamente . . adaptada a los requerimientos del Sistema Interconectado Nacional) y la nominal del equipamiento, cuando el equipamiento fue instalado por el usuario por su decisión. d) Al cargo por uso de redes incluirá además un cargo por pérdidas en la red de transmisión y distribución que será el costo económico del incremento positivo o negativo de las pérdidas de energía que introduce el usuario valoradas al precio reconocido al distribuidor por las compras de energía en bloque o por el precio del mercado ocasional, según corresponda. La determinación del incremento será realizada con la misma metodología con que se calculan los factores medios de pérdidas.

Art.196 Cada solicitud de acceso ante un agente deberá ser objeto de un cálculo de Ingreso Máximo Permitido y de un cargo por uso de redes, los cuales deberán ser presentados al ESRP para su aprobación a más tardar dentro de los treinta (30) días posteriores a su recepción.

Art.197 Cada solicitud de aprobación de un cargo por uso de redes deberá ser presentada ante el ERSP con la debida sustentación, incluyendo los cálculos basados en la metodología para el Ingreso Máximo Permitido y la metodología para los cargos por uso. Una vez aprobados los cargos serán facturados directamente por los propietarios de las instalaciones a sus usuarios como cargo por uso de redes. <!-- page 139 --> 138 Gaceta Oficial, miércoles 20 de abril de 2005 N?* 25,282 INTEGRADA ÓRMULAS PARA EL CÁLCULO DEL INGRESO MÁXIMO CIO DE OPERACIÓN INTEGRADA seleccionar una empresa comparadora con el fin de medir la eficiencia en la gestión: del END mediante indicadores, tal como lo establece el Artículo 101 de la Ley N* 6 del 3 de Febrero de 1997.

Art.199 Los Indicadores que se aplican en un Periodo Tarifario permanecerán vigentes en los siguientes periodos tarifarios hasta que no haya indicaciones fehacientes de que se deben modificar los mismos, en cuyo caso se deberá efectuar un nuevo análisis de los mismos.

Art.200 Los indicadores de costos eficientes para el cálculo del Ingreso Máximo Permitido de la Empresa de Transmisión por el servicio de operación del sistema integrado (SOL) relacionados con el CND (IPCNDi), serán calculados sobre la base de los respectivos costos de operación y mantenimiento de una Empresa Comparadora específica para esta actividad que son: a) La cantidad eficiente de personal y su relación salarial. b) Larelación porcentual de otros gastos con respecto al costo salarial. Los indicadores de costo eficiente señalados en los literales a) y y b) se utilizarán para determinar el ingreso meta eficiente del Centro Nacional de Despacho (IPCNDM>), Este valor será constante a lo largo de todo el periodo. - Art.201 Las inversiones requeridas por el CND serán reconocidas como gastos y recuperadas en el periodo tarifario. Toda aquella inversión que supere el monto establecido para inversiones menores deberá tener una aprobación con una metodología equivalente a la aprobación del Plan de Expansión de Corto Plazo, incluida la consulta pública.

Art.202 El Ingreso Permitido por el servicio de hidrometeorología (IPHM) será fijado de acuerdo lo dispuesto en el artículo 82 de la Ley N* 6 de 3 de febrero de 1997.

Art.203 El Ingreso Permitido por el Servicio de Operación Integrada IPSOI (valor presente de los ingresos máximos permitidos) a la fecha base de cálculo será igual a: IPSOI; = IPHM¡+ IPCND; Donde: IPCND: El ingreso asignado al Centro Nacional de Despacho para el año i IPHM: El ingreso real asignado al servicio de hidrometeorología. <!-- page 140 --> N? 25,282 Gaceta Oficial, miércoles 20 de abril de 2005 - 139 - servicio >. operación do integrada se establecerá como un cargo para el período tarifario y se aplicará“a-la capacidad instalada en el caso de los generadores y a la demanda máxima anual no coincidente en el caso de los grandes clientes conectados al sistema principal de transmisión y distribuidores. Este cargo debe tener identificado la porción que corresponde al componente de hidrometereología y al componente que corresponde al CND.

Art.205 La calidad de servicio que presta el CND debe ser consistente con los niveles que brinda la Empresa Comparadora.

Art.206 Los cargos por el servicio de operación integrada serán actualizados anualmente: a) Para tener en cuenta el servicio que presta efectivamente el CND se determinará el factor de ponderación FP del servicio de despacho entregado el año tarifario anterior. b) Para tener en cuenta las variaciones de precios a través del Indice de Precios al Consumidor. c) Estos cargos se ajustarán de acuerdo con la siguiente fórmula: Componente de Hidrometreología Cargo; = [(0.33 + 0.67 (IPC¡/IPCo)] *Cargoio Componente de CND | Cargo; = [(0.33 + 0.67 (IPC//IPCo)] *FP; * Cargojo Donde: | Cargo¡o: es el cargo tarifario determinado a la fecha base de cálculo para el año 1. Cargo: es el cargo tarifario para el año i actualizado al año i. IPCo: es Indice de Precios al Consumidor a la fecha base de cálculo publicado por la Contraloría General de la República. IPC;¡: es Indice de Precios al Consumidor a Diciembre del año i-1 publicado por la Contraloría General de la República. FP: factor de ponderación de servicio del CND aplicado al año i y que se evalúa en función del servicio entregado el año i-1.

Art.207 Para la determinación del factor de ponderación del servicio de despacho FP se realizará el siguiente procedimiento: <!-- page 141 --> 140 Gaceta Oficial, miércoles 20 de abril de 2005 EN N” 25,282 uña auditoria que permita evaluar el grado de cumplimiento de los esalrolla el CND de acuerdo a sus obligaciones reglamentarias. La solicitada por ETESA de acuerdo a lo establecido en el Capitulo leara los criterios de valorización establecidos en el presente "Reglament erminando la puntuación de cada uno de los procesos regulados del CND. “EF púntaje asignado PA a cada proceso estará comprendido entre un máximo del ] cuando todos los procesos resultan sin observaciones y un mínimo de 0,5 si todos resultan con defecto crítico. c) El puntaje de calificación obtenido por cada macroproceso del punto anterior se multiplica por un “factor de costos” (FC) que representa los recursos asignados al proceso respecto del total de los recursos disponibles del CND. El FC para cada proceso se calcula de la siguiente manera: (1) Se determina para cada área de la Empresa Comparadora el porcentaje de gastos de personal de la Empresa Comparadora asignado a dicha área sobre el total de gastos en personal del CND y a su vez dentro de cada área el gasto en personal asignado a cada proceso. (11) El FC de cada proceso será igual al porcentual de gastos de personal que se le asigna al mismo con respecto a los gastos totales en personal, d) Finalmente FP= FC*PA CAPITULO X13: AUDITORÍAS DEL CND

Art.208 Las auditorias que realice ETESA de su servicio del CND deberá proveer: a) Una revisión y evaluación objetiva e independiente de las actividades del CND, y de los sistemas de información. b) Una convicción razonable sobre el cumplimiento de las obligaciones legales por parte del CND y los agentes del Mercado y la adecuación de los procesos establecidos y la exactitud e integridad de informes emitidos. :

Art.209 Las auditorias podrán ser: a) Ordinarias: aquellas realizadas todos los años por ETESA para evaluar el cumplimiento de objetivos. Deberá ser efectuada por una Empresa Consultora especializada solicitada mediante un proceso de selección que deberá ser aprobado por el ESRP. El ERSP podrá definir la no realización de esta auditoria durante un año si considera que hay razones suficientes para considerar que el servicio no ha modificado su calidad. b) Extraordinarias: ante la presunción de incumplimientos o ineficiencias sectoriales importantes que las justifican.

Art.210 La calificación de los procesos o tareas auditadas deberá consistir en definirlas cómo: <!-- page 142 --> N* 25,282 Gaceta Oficial, miércoles 20 de abril de 2005 | - 141 aciones: cuando el proceso o tarea cumple con los objetivos reglamentarios ábiecidas. ones: cuando el proceso O tarea no cumple con los objetivos establecidos. En este último caso, el Auditor debe adicionar una lacionada con la magnitud del defecto: e riesgo de incumplimiento sustantivo de los objetivos reglamentarios. Esta calificación declarará inhábil al proceso/tarea para realizar las funciones asignadas. (11) Defecto mayor: cuando el defecto sin ser crítico produce o puede producir, condiciones de riesgo de afectación importante a alguno de los objetivos reglamentarios. Esta calificación declarará que el proceso/tarea debe ser modificado sustancialmente para realizar adecuadamente las funciones asignadas. (iii) Defecto menor: cuando el defecto no produce una afectación significativa en . los objetivos reglamentarios, pero puede producir una desviación de los requisitos establecidos, con un pequeño efecto reductor sobre los objetivos o sobre la eficiencia de la gestión. Esta calificación declarará que el proceso/tarea debe tener modificaciones menores para realizar adecuadamente las funciones asignadas. (iv) Sin opinión: cuando ETESA no ha suministrado información que permita emitir una opinión respecto al proceso o tarea incumpliendo sus obligaciones ' legales. l TITULO XIT: IN GRESOS POR ACTIVIDADES COMPLEMENTARIAS DE LA EMPRESA DE TRANSMISIÓN

Art.211- Los costos relacionados con los estudios básicos sobre proyectos serán financiados por el presupuesto nacional, previa aprobación del Ente Regulador y de la Comisión de Política Energética, y serán cobrados a las empresas que desarrollen los respectivos proyectos de acuerdo al artículo 82 de la Ley N* 6 de 3 de febrero de 1997. Los costos de los estudios básicos no forman parte de los Ingresos Máximos Permitidos de la Empresa de Transmisión Eléctrica.

Art.212 En los casos en los que se instale equipamiento de conexión en la red de transmisión por otros agentes, la empresa de transmisión deberá ser reconocida por los costos de supervisión de la construcción de esas instalaciones de conexión a incorporar de acuerdo a lo establecido en el artículo 40 del Decreto Ejecutivo No. 22 del 19 de junio de 1998. Estos costos de supervisión serán del 4% del valor de los activos reconocidos y se facturarán directamente al agente por la Empresa de Transmisión Eléctrica. . TITULO XIHM: SEPARACIÓN DE ACTIVIDADES CAPITULO XIII.1: SEPARACIÓN DE LAS DIFERENTES ACTIVIDADES DE ETESA

Art.213 Las diferentes actividades de ETESA deben tener la siguiente separación: <!-- page 143 --> 142 l Gaceta Oficial, miércoles 20 de abril de 2005 N? 25,282 icio de transmisión, el CND, Hidrometeorología, Planificación del istón, y actividades no reguladas. acuerdo a la Ley N” 6 de 3 de febrero de 1997, deberá tener una estructura funcionalmente independiente que permita llevar una adecuada separación contable de los ingresos y costos correspondientes a este servicio y asegurar su independencia del resto de las actividades de la empresa para cumplir las obligaciones establecidas en el Articulo 32 de dicha Ley que puedan abarcar al agente transportista.

Art.215 La estructura funcionalmente independiente del CND deberá estar caracterizada por: a) la separación contable: Cuentas separadas para las actividades reguladas y las actividades no reguladas dentro de la estructura de ETESA. b) Definición del criterio de asignación de costos entre actividades que respondan a una asignación de costos eficientes. c) La persona responsable de la dirección del CND no podrá participar en otras actividades de ETESA que no sean las que les corresponda por sus funciones del CND, ni directamente ni indirectamente. d) ETESA deberá asegurarse que los intereses profesionales de la persona responsable del CND son considerados razonablemente de modo que sea capaz de una acción independiente. e) La dirección del CND tendrá los derechos de decisión necesarios, e independientes del resto de las actividades de ETESA, respecto a sus actividades de coordinación del Mercado y el Sistema. Esto no se opone a la necesaria existencia de mecanismos de - coordinación apropiados para asegurar que tanto en el aspecto económico, como en el de responsabilidades económicas ETESA pueda definir los lineamientos a los que se debe sujetar el accionar del CND. En particular, esto permitirá a ETESA aprobar el plan financiero anual, o cualquier instrumento equivalente del CND y límites globales de contratación y niveles salariales y cantidad de personal. No permitirá al resto de ETESA dar instrucciones que afecten decisiones diarias, mucho más cuando estas puedan afectar de manera directa o indirecta los intereses comerciales de ETESA. f) EL CND deberá establecer un programa de cumplimento de las exigencias de disponer de una funcionalidad independiente para el CND y las metodologías de supervisión que empleará al respecto. Este programa deberá ser presentado al ERSP antes del 15 de diciembre de cada año. El programa definirá las obligaciones y derechos específicos de los funcionarios del CND para alcanzar el objetivo requerido. Anualmente ETESA <!-- page 144 --> N* 25,282 Gaceta Oficial, miércoles 20 de abril de 2005 143 l curso de desarrollo de su servicio incluso para las otras áreas de ir la misma información que recibe el resto de los agentes.

Art.217 Para facilitar el cumplimiento de sus obligaciones, ETESA deberá asegurar que el CND dispone de sistemas, equipamiento, medios, instalaciones, personal, información y de recursos necesarios para la dirección eficaz y un adecuado funcionamiento del servicio. TITULO XIV: SISTEMA DE LIQUIDACIÓN Y COBRANZA

Art.218 ETESA es la responsable de hacer las notas de débito (o facturas ol créditos de corresponder) y recabar los pagos por los siguientes servicios prestados: a) Cargo por Conexión. b) Cargo por Uso del Sistema Principal de Transmisión. c) Cargos por los Servicios de Operación Integrada. - : »

Art.219.Las pérdidas de transmisión así.como la generación obligada requerida serán liquidados dentro del Sistema de Transacciones realizado por el CND.

Art.220 Las facturas comerciales de los cargos resultantes de las tarifas por el servicio de despacho, operación integrada y administración del CND y el servicio de Transmisión se realizan mensualmente.

Art.221 Los Participantes tienen el derecho de presentar reclamos a las transacciones informadas por ETESA, con la correspondiente justificación, dentro de un plazo de 15 días de recibida la factura por parte de ETESA. Transcurrido dicho plazo, aquellos datos que no sean observados serán considerados como aceptados por los Participantes y no se podrán presentar reclamos posteriores. <!-- page 145 --> 144 Gaceta Oficial, miércoles 20 de abril de 2005 : N? 25,282

Art.222 En tanto los reclamos sean resueltos, los Participantes deben realizar los pagos de - - acuerdo a los valores indicados en la Factura, excepto si los mismos son de un monto extraordinario con respecto a los pagos habituales en cuyo caso el ERSP deberá decidir si procede el pago o el reclamo.

Art.223 ETESA deberá analizar los reclamos dentro de un plazo no mayor que 15 días, y realizar los ajustes que correspondan. De no surgir acuerdo con el Participante que presenta el reclamo, ETESA debe elevar el reclamo al ERSP, incluyendo la justificación que presentó el Participante y el motivo de su rechazo por parte de ETESA. El ERSP decidirá en un término no mayor de 20 días hábiles e informará a ETESA para que lo tenga en cuenta en su facturación. qu + q los reclamos resueltos como ajustes en las facturas correspondientes e icccan Os 1 ñ icipantes asumen la obligación de pago en los tiempos y formas que se € t an. A e El s ye .o» Y . .

Art.226 Podos los Participantes deberán integrar un depósito por un monto igual a un mes de los cargos asociados. Dicho monto estará dedicado a cubrir incumplimientos de pago.

Art.227 Si durante la operación comercial de un Participante se registran casos de morosidad y/o falta de pago, el ERSP podrá requerir incrementar el monto en su depósito de garantía a dos o más meses de servicio.

Art.228 Ante una condición de mora y falta de pago, ETESA podrá elevar su reclamo al ERSP, quien evaluará y definirá la sanción a aplicar de acuerdo a la gravedad del incumplimiento, pudiendo incluir intereses punitorios, interrupción del suministro y/o pérdida de la condición de Usuario.

Art.229 Las deudas con ETESA sufrirán un recargo a partir de estar en mora, cuya tasa de interés debe ser superior a una tasa definida de referencia. Dicha tasa de referencia debe estar basada en tasas bancarias y/o tasas del mercado financiero local que sean publicadas por la Superintendencia de Bancos y sólo podrán ser mayores a éstas hasta en dos (2) puntos porcentuales. <!-- page 146 --> N*25,282 "Gaceta Oficial, miércoles 20 de abril de 2005 145 ANEXO B Listado de Equipamientos Iniciales Se considerih' Equipamientos iniciales los siguientes elementos del sistema y sus equipamientos asociados: - LINEAS TRAMO CIRCUITO DE LA SUBESTACION | ALA SUBESTACION Líneas de 115 kV Panamá Las Minas 2 - 115-3 Panamá CPSA 115-4A CPSA Las Minas 2. 115-4B Panamá Cáceres 115-12 Mata de Nance Caldera 115-15 Mata de Nance Caldera 115-16 Líneas de 230 kV Bayano ¡Pacora Jo. 230-14. Pacora Panamá Il 230-1B Panamá Il Panamá - 230-1C Bayano Panamá Il 230-2A Panamá Il Panamá - 230-2B Panamá Chorrera 230-3A Panamá Chorrera: 230-4A Chorrera Llano Sánchez 230-3B Chorrera Llano Sánchez 2304B Llano Sánchez Veladero 230-5A Llano Sánchez Veladero . 230-6A Veladero Mata de Nance | 230-5B 4 Veladero Mata de Nance 230-6B Mata de Nance . - Progreso 230-9 Progreso _— [Frontera o] 230-10 <!-- page 147 --> 146 Gaceta Oficial, miércoles 20 de abril de 2005 ANEXO C Listado Ins e Transmisión Eléctrica S. A. consideradas en el cálculo tarifario para el periodo tarifario del 1 de julio 2005 a1 30 de junio de 2009 Sistema Patio do Patio 115 Patio 115 KY"5a Patio 115 kValMíata Ve Nance Patio 115 kV-Caldera , .,. «e Patio 230 kV-Panamá H 2-7 Patio 230 kV-Panamá Patio 230 kV-Chorrera Patio 230 kV-Llano Sánchez e Patio 230 kV-Veladero Patio 230 kKV-Mata de Nance Patio 230 kV-Progreso Patio 230 kV-Guasquitas Patio 230 kKV-Changuinola Sistema Principal LÍNEAS Líneas 115 kV-BLM1-Santa Rita (115-1B, 115-2B) Líneas 115 kV-Santa Rita-Cáceres (115-1A, 115-2A) Línea 115 V-BLM2-Panamá (115-3) Línea 115 kKV-CPSA-Panamá (115-4A) Línea 115 kV-BLM2-CPSA (1154B) : Líneas 115 kV-Panamá-Cáceres (115-12) Líneas 115 kV-Mata de Nance-Caldera (115-15, 115-16) Líneas 230 kV-Bayano-Pacora (230-1A) Líneas 230 kV-Bayano-Panamá II (230-2A) Líneas 230 kV-Pacora-Panamá II (230-1B) Líneas 230 kV-Panamá I-Panamá (230-1C, 230-2B) Líneas 230 kV-Panamá-Chorrera (230-3A, 230-4A) Líneas 230 kV-Chorrera-Llano Sánchez (230-3B, 230-4B) Líneas 230 kV-Llano Sánchez-Veladero (230-5A, 230-6A) Líneas 230 kV-Veladero-Mata de Nance (230-5B, 230-6B) Líneas 230 kV-Mata de Nance-Fortuna (230-7, 230-8) Líneas 230 kV-Mata de Nance-Progreso (230-9) Líneas 230 kV-Progreso-Frontera (230-10) Líneas 230 kV-Panamá HI-Llano Sánchez (230-12, 230-13) Líneas 230 kV-Llano Sánchez-Veladero (230-14, 230-15) Líneas 230 kV-Veladero-Guasquitas (230-16, 230-17) Líneas 230 kV-Guasquitas-Fortuna (230-18) Líneas 230 kV-Fortuna-Changuinola (230-20) Sistema de Conexión SUBESTACIONES Patio 34.5 kV-Chorrera Patio 34.5 kV-Llano Sánchez Patio 34.5 kKV-Mata de Nance Patio 34.5 kV-Progreso Patio 115 kV-Panamá II Patio 115 kV-Llano Sánchez Patio 115 kV-Progreso Patio 115 kV-Charco Azul Salida en 115 kV-Panamá-Locería Sistema de Conexión LÍNEAS ] Líneas 115 kV-Caldera-Estrella (115-17) Líneas 115 kV-Caldera-Los Valles (115-18) Líneas 115 kV-Caldera-Paja de Sombrero (115-19) Líneas 115 kV-Progreso-Charco Azal (115-25) Sistema Principal Planta General Sistema Principal Comunicaciones N” 25,282