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

9.5 Comentarie EDEMET Y EDECHI preguntan sobre como se va a evaluar el factor de potencia, en caso de que las. empresas distribuidoras cuenten con Generacion de Terceros conectada directarnente a la distribuidora. AII:ilisis EI F.RSI' indica que es responsabilidad de la empresa de distribucion el cumplimiento del factor de palencia en los puntos de interconexion con el Sistema Principal de Transmision En el caso en que a la red de distribucion, propiedad de una empresa de distribucion, este conectada una planta de generacion de terceros, todo 10 referente a normas de calidad debe ser acordado en los contratos de acceso entre la empresa de distribucion y el generador que se wner.l;') a dicha red de distribucion 9.(, Comcntario EDEMET y EDECHI indican que en la pagina 2. numeral 2.1.1 de la metodologia, se refiere a la metodologia presentada por el CND como rcglamcmo, 10 cual no es corrccto Por ejernplo, al referirse a la metodologia, se IIlili/a cl termino "cl presente reglarnento" 16 Gaceta Oficial, jueves 2 de marzo de 2006 N° 25,494 .\lIlilisis t:I ERSP considera procedente este comentario, par 10 cual esto sera considerado ..:11 la rcdaccion tinal de la METODOLOGIA. 1),7 Comentario I:J)EMET Y EDECHI sefialan que en la pagina 3 de la METODOLOGIA, se indica que los datos a recopilar seran la potencia real, potencia reactiva, niveles de tension por rase y potencia aparente. Estos valores pueden ser maxirnos, 11I1n11llOS, instantancos a promedios, fa cual no se detine en la ;vlETODOLOGIA Au:ilisis 1-:1 FRSI' scnala que los valores a que se hace referencia en la pagina 3 de la IVIETOI)OI.OGIA trata de valores instantaneos, por 10 que esto sera aclarado en b redaccion final de la METODOLOGIA. 9.S Comcntnrio a FDEMET Y EDECHI sefialan que no est clara la explicacion dada en la MFTOOOLOGIA en el ejemplo de la pagina 3, ya que no se conocen los intervalos en que eI sistema SCADA almacena la informacion para el calculo. Par ejcmplo, se dan intervalos de 2 minutos can 9 segundos; 4 minutes can 8 ::>..:gulIllus, etc, AlIlilisis --' EI ERSP indica que en el ejemplo presentado en la METODOLOGJA 10 que inrcnta cs mostrar en forma sirnplificada, el calculo del valor representative para cada intervale de 15 minutes, tanto para los niveles de tension como para los Iacrorcs de potencia. Sobre el comentario de EDEMET y EDECHl, de que dicho ejemplo en la forma en que esta redactado, no es claro en la explicacion, ya que no se conocen los mtervalos en que el SCADA almacena la informacion, indicarnos que la politica de archive de datos del Historiador del SCADA, se basa en que los valores que se alrnacenan son aquellos que presentan una difereneia can respecto a la lectura anterior de al menos una decima de la unidad. Por 10 que en este caso, cuando se usan los datos del Historiador del SCADA, no es posible establecer de antemano, llll imervalo fijo de almacenarniento de la informacion, ya que esto dependent de como los datos esten carnbiando en eI tiempo. Par otro lado, es importante aclarar, que eI calculo del valor representativo de cada intervale de 15 minutos, esta en funcion del valor promedio de las mediciones reales del SCADA, debidamente ponderadas en el tiempo. Esto origina que no se afecte la representatividad del valor promedio final para cada intervalo.jya que se considera en eI calculo del mismo el promedio ponderado en d uempo de las rncdieiones. Esto ultimo sera aclarado en la redaccion de este punto y cI ejemplo que se presento en la METODOLOGIA propuesta sera climinado de ia misma, 9,9 Comentario EDEMET Y EDECHI indican que en la pagina 4, numeral 2.2, se define la lens ion a evaluar como kV "" (kVAN + kVBN + kVCN)" 1/2, no obstante consideran que se debe modificar a kV "" (kV AN "2 + kYBN"2 + kVCN"2)"1/2 (la raiz cuadrada de la surna de los cuadrados de las tensiones de linea a neutro en cada 1~1SC) Ademas, senalan que los registros del SCADA puede ser maximos, rninimos, instantaneos 0 prornedios, pero 10 que indica el Articulo 105 del RT. es que debe SCI' prornedio en intervale de 15 minutes. N° 25,494 Gaceta Oficial, jueves 2 de marzo de 2006 17 .-\mtlisis Es oportuno cI comentario de EDEMET y EDECHI en 10 que se refiere a que la formul« prcscniada cn la METODOLGIA debe rnodificarse. No obstante, si bien la modi ticacion planteada por EDEMET y EDECHI corrige la formula, e1 ERSJ> considci a que es mas claro establecer la tension a evaluar utilizando el prornedio UI iuuetico simple de Ius voltajes de rase y convirtiendolo a voltaje de linea. Por III tanto, CIl la redaccion final de la METODOLOGIA se modificara el punto 2.2 considcrando 10 indicado. En rcferencia a 10 senalado por EDEMET y EDECHI en este comentario sobre los rcgistros del SCADA, apliea 10 indicado en el numeral 9.7 de esta Rcsolucion. ".1 c) Comelltario EDEMET Y EDECHI consideran que se debe indicar que en cada punta de entrega, el factor de potencia sera el resultado de 1a surnatoria de todas las energias de las lineas asociadas a dicha subestacion y no el calculo individual de cada una. Es decir, que solo existira un {actor de potencia para Chorrera, Panama, Caceres, Llano Sanchez, Mata de Nance, Progreso y Caldera. ANALISIS ...c EI ERSP considera que 10 establccido en la METODOLOGIA en el numeral 2.3 sobrc cI factor de potencia en donde se dice "Para estos calculos, el CND (/jJlic"lI/·ti 10 establecido en la Seccion VII.2.1, es decir, cousiderar para cada 1'.lIIjJl'C'.\H de Distribucion y Grandes Clientes conectados al Sistema Principal de I HI/I.I'III/SIO/I. la sunuuoria de la potencta real y potencia reactiva de todos los circuitos (jill! concurreu a /11/ mismo punto de interconexion, para asi determinar los/tic/ores de potencia.: ", es correcto Cuando se estableee que los circuitos de una empresa de distribucion concurren a un mismo punto de interconexion, debe enteudci se que esto se refiere a circuitos que lIegan a una misma barra de la subestacion 0 a barras separadas del sistema de transmision, que en condiciones de operacion normal se operan unidas, ya que el impacto del factor de potencia en cI Sistema de Transrnision para estos casos, esta determinado por el efecto de la totalidad de los circuitos que concurren a dicho punto de interconexion y no por eI cfecto individual de cada circuito. En consecuencia, no deben agruparse para el calculo del mismo factor de potencia circuitos que concurran a barras diferentes del sistema de transrnision que no scan operadas unidas en condiciones de operacion normal, aunque dichos circuitos pertenezcan a la misma ernpresa. En este sentido, se modificara el numeral 23 de la METODOLOGIA propuesta, considcrando 10 arriba indicado. Pur 011'0 lado, el ERSP le reitera a EDEMET y EDECHI que para el calcclo del '. factor de potencia se uulizaran los valores de potencia y no de energia, tal como sc establece en cI Articulo 114 del RT. 'J.II Com~tI'ario [DEMEl' Y EDECHI consideran que el factor de potencia de los circuitos de un Agentc del Mercado. cuya explotacion sea rnallada, debe realizarse considerando la suma total de la cnergia activa y reactiva, independientemente si salen de un llliSllln punto de interconexion 0 no. En este sentido proponen que se tome como un nodo (mica las barras de liS kV de Caceres y Panama I, y realizar la sumatoria de potcncias entre las lineas que SOIl propiedad de EDEMET ( I 15-6, 115-8 y I 1<;-22) Justifican su posicion, en que consideran que para estas lineas, el tlujo de potcncia react iva dependera de los niveles de tension que se tengan en las subcstaciones de Panama y Caceres, 10 cual esta bajo el control del CND y no de I :nUvlLl. 18 Gaceta Oficial, jueves 2 de marzo de 2006 N° 25,494 !\ n:ilisis FI ERSP indica que el comentario de EDEMET y EDECHI es improcedente, roda VCI: que las empresas de distribucion estan obligadas a tener los equipos de compensacion suficientes, de manera tal de rnantenerse dentro de los valores tolcrados de factor de potencia en sus puntos de interconexion, siernpre que las v<llial,;i()/ll:~ en Ius uiveles de tension en los puntos de interconexion se mantengan dentro de los valores tolerados para la tension. La empresa de distribucion 110 puede argurnentar que variaciones en los niveles de tension le impidcn controlar su factor de potencia, ya que ella es responsable del factor de poiencia ell SllS puntos de interconexion. Por otro [ado, eI ERSP le reitera a EDEMET y EDECHI que para el calculo del factor de potencia se utilizaran los valores de potencia y no de energia, tal como se establece en el Articulo 114 del RT.

9.12 Corucntario EDEMET Y EDECHI consideranque la linea 115-5 es un caso especial que no debe scr incluido en eI calculo del factor de potencia para EDEMET, ya que la cmprcsa distribuidora no tiene control sobre este punto Senalan ademas, que la potcncia rcactiva dcmandada en este punto no tiene distintivo alguno, debido a qUI:: puede ser d CUIlSUlllO tanto de los clientes de EDEMET como de la propia Af'P. Plantean adernas, que est a linea no es propiedad de EDEMET. ;\milisis 1:1 ERSP considera aceptable el cornentario de EDEMET y EDECHl, toda vet que la linea 115-5 es propiedad de la Autoridad del Canal de Panama y la misma esta Iuera del control de EDEMET EI ERSP indica, que esta linea no debe scr incluida para clccto de la verificacion de los factores de potencia a cumplir por EDEMET Es importante aclarar que siendo la Autoridad del Canal de Panama un Autogenerador, la misrna no es responsable de mantener los valores tolerados de factor de potencia establecidos en el RT, ya que esta disposicion es solo para disrribuidores y grandes c1ientes conectados al Sistema Principal de Transrnision Sin embargo. ell el caso de que par la linea I 15-5 se este tomado energia del Sistema de Transrnision, la ACP estara sujeta a 10 dispuesto en el Titulo VII del RT y debera ruantener el factor de potencia en su punto de interconexion dentro de los margcnes establccidos en dicho Titulo, ya que para efectos del factor de poiencia, el punto de conexion de la linea J J 5-5 sera considerado como un punto de conexion de un Gran Cliente con el Sistema Principal de Transmision. POl' 011'0 lado, no es responsabilidad de ETESA rnantener los niveles de tension de discno scgun 10 indicado en eI RT en los puntos de intcrconexion con gcncradores, autogeneradores 0 cogeneradores, ya que esta obligacion en los Ilivclcs de tension cs para los puntos de interconexion con distribuidores y grandcs clicntes conectados al Sistema Principal de Transmision, por 10 que i~lIal mente no debe incluirse a la linea I 15-5 como un punto a controlar el nivel ,I de ICIlSjtlll ETESA Todo esto sera considcrado en la redaccion final de la METODOLOGIA. POl' otro lado, eI ERSP considera necesario que el eND lIeve un registro del C(lIl1pnrlamiellto del nivel de tension y factor de potencia en la linea 115-5, propicdad de la Autoridad del Canal de Panama, en el punto donde sc conecta a la Subcstacion de Caceres, y debera notificar al ERSP cualquier situacion que p~J1lga 1::11 riesgo la operacion del sistema 0 que pueda afectar a ETESA 0 a los clrentcs de EDEMET. N° 25,494 Gaceta Oficial, jueves 2 de marzo de 2006 19 'J.I J Comentario EDEMET Y EDECHI comentan que en la pagina 9-de la METODOLOGtA, se indica "De presentarse con posterioridad, mejores alternativas para obtener los rcgistros, tanto en los niveles de tension como en los factores de potencia, el CNO le propondra al ERSP este nuevo procedirnieruo .". En estc sentido, t;ulIsiJcl <III que: cs mejor obtener la infonuacion del Sistema de Medicion Comcrcial (SMEC), ya que los mismos proveen la informacion oficial que se utiliza para validar las transacciones entre los diferentes agentes del mercado, AII:llisis EI ERSP indica que e1 SMEC debe estar prioritariarnente dedicado para atender las mediciones referidas a las transacciones cornerciales, por 10 que su uso dentro a til- la ivlLTODOLOGIA est restringido a ser un respaldo para cuando no se cucnte con rcgistros provenientes del SCADA ·'.1'4 Comentario EDEMET Y EDECHI comentan que en la pagina 9, numeral 3, punto iii, se debe plasmar claramente el procedimiento que se realizara, de ser necesario, para complctar 10s registros faltantes. Consideran que es ilegal obligar a las empresas distribuidoras a pagar, rnientras eI ERSP no apruebe la estirnacion de los datos. Se preguutau adetuas, l.por que razou deberian exislir registros faltantes", y que si la respuesta es por la poea contiabilidad de las medieiones del SCADA, consideran que' la utilizacion de los datos del SMEC queda plenamente jusuticada Finalmente indican, que hasta tanto el ERSP no apruebe 0 desapruebe cI procedimiento y los datos, no se deben ineluir los registros en la pella I i zacion. Aniilisis EI ERSP indica en referencia al cuestionamiento de EDEMET y EDECHI de por que razon habrian datos faltantes, que la probabilidad de que esto oeurra es baja, considerando cl procedirniento que se ha establecido en el numeral 3 "Datos Faltantes" de la METODOLOGIA Sin embargo, siempre existe la probabilidad de que 110 se lengan registros simultanearnente del SCADA y del SMEC, 10 que podria llcvar a que en algunas situaciones existan datos faltantes En referencia al procedimiento establecido en la METODOLOGIA en el numeral iii del punto 3 para la estimacion de los datos faltantes, el ERSP senala que el uusmo es adecuado. En este procedimiento, se preve que el ERSP analice y decida cuando no haya acuerdo entre el CND y el agente sobre la forma de cstimar los datos faltante, y que el eN D pueda realizar los ajustes de ser nccesario, aun cuando ya se haya ernitido el inforrnc mensual. Adcmas, siernpre C\ISlc la posibilidad de reclamo por parte de un agente de acuerdo a 10 cstablccido en el Articulo 145 del RT. Con rcspecto al uso del SMEC aplica 10 indicado en el punto 9.13 de esta I{CSOlllCi61l. '-),15 Comcntario EDEIVIET Y EDECHI sefialan que en 10 referente al proeedimiento de la pagina 10, numeral 4. I, para eI calculo del reeargo y retribucion por incumplirnientos en los Nivcles de Tension, se penaliza par potencia reactiva y no por desviacion COil r""pecln a Ins limires Consideran que el calculo del valor de ComOcsc que sera dctcnninado por cl eND mediante flujos de potencia, cs imposiblc realizarlo para cada cscenario donde se registre una desviacion de los limites. 20 Gaceta Oficial, jueves 2 de marzo de 2006 N° 25,494 ,\nillisis EI ERSP indica que el usa de la penalizacion par potencia reactiva ante apartamicnros en los niveles de tension, esta considerado as! en el RT aprobado mediante Resolucion JO-5216 de 14 de abril de 2005. Sin embargo, se aclara que esta forma de penalizar es cornpletamente aceptable, ya que los apartamientos en los uivclcs de tension tienen una relacion directa con cxcesos 0 deficit de potcncia reactiva. Por Otro lado, la forma de calcular el Comftesces adecuada, considerando que el a analisis de flujo de potencia est automatizado y su aplicacion con la tecnologia ~. cI personal disponible en el eND es completamcnte factible. 'J.16 Comentario EDEMET Y EDECHI senalan que en la pagina 12, numeral 4.2 se indica la «"rJlUII" rnatcmatica que se utilizara para los calculus de las penalizaciones, Considcran que la formula para el calculo de las penalizaciones, ya esta definida ell d Articulo I J7 del RT Y que no tiene caso, e incluso, resultaria contrario al citado Kc g lalllt::lllu inlentar hacer promedios con mediciones puntuales del SCADA, ya que a partir de las mismas nunca se obtendran los valores exactos, mucho mcnos si ni siquiera se define eI intervale 0 la cantidad de lecturas puntuales can los que se aproximara el promedio cuarto horario. Consideran ademas, que 10 indicado es utilizar los registros que provienen de la integracion que realizan los medidores del SMEC, tanto de la potencia real MW. como de la potcncia reactiva MV AR, de los que se obtiene la energia real (MWh) y energia reactiva (MVARh) cn forma cuarto horaria. Amilisis EI ERSil considera procedente el comentario en cuanto a 10 indicado sobre la formula del Articulo 137 del RT, por 10 que el punto 4,2 de la METODOLOGIA sera modificado considerado 10 establecido en dicho Articulo 137. Sobre 10 indicado pOI' EDEMET Y EDECHI en referencia a que se intenta hacer promedios con mediciones puntuales del SCADA, aplica 10 senalado en el punta I): de esra Resolucion. En refercncia a 10 indicado sobre que no se define la cantidad de lecturas puntuales con las que se aproxirnara el promedio de cada 15 minutos, aplica 10 indicado ell cI punto 9.8 de esta Resolucion En 10 que respecta a 10 indicado por EDEMET y EOECHI en referencia al uso del SMEC, aplica 10 indicado en el punto 9.13 de esta Resolucion. ').17 ('UlIIl'ullll';OS U .EKTRA considera que la METODOLOGIA debe modificarse, para que s610 considere la aplicacion del monto de penalizacion cuando la violacion de los Iactores de potencia esten referidos a los Iimites superiores, y que la penalizacion por violaciones referidas a los limites inferiores no se debe incluir hasta tanto, sea valonzada economicamente a traves de un nuevo estudio. Sustentan 50 posicion en que consideran que el manto de penalizacion establecido en 3.74 SlMVArh esta calculado para el periodo de valle nocturne cuando se viola el limite superior y que no se han calculado los montos de pcnalizaciou para las violaciones en los limites inferiores, Consideran que eI CND no aplico apropiadamente el monto de penalizacion ala METOOOLOGIA. :\nalisis H ERSP le indica a ELEKTRA que el tern a planteado corresponde al Reglamento de Transrnision, el cual ya fue sometido a Audiencia Publica, los NO 25,494 Gaceta Oficial,jueves 2 de marzode 2006 21 elias 2 Y :; de diciernbre de 2004. Po. 10 tanto, este comentario no se relaciona 1,;011 Ius lClII<lS propuestos ell la Consulta Publica de que trata la presente Resoluciuu, motive pur el cual no seran tornados en cuenta. h necesario aclarar que el CND 10 que propuso en la METODOLOGIA es aplicar C0l110 monte de penalizacion la suma de 3 74 Bilk VArh, tal y como se cstablcce en cI Articulo 107 del RT ').1H Comcntario ELEKTRA considera que el monto y el horario en que se aplique la penalizacion rambien debe desestirnarse, para considerar solo los casas en que la inyeccion de rcactivos pueda afeciar negativamente la operacion de la red de transrnision. ,.\n:ilisis 1:1 ERSP Ie indica a ELEKTRA que el tema planteado corresponde a1 Reglamento de Transmision, el cual ya tile sornetido a Audiencia Publica, los dias :2 y 3 de diciernbre de 2004 Par 10 tanto, este comentario no se relaciona COil los temas propuestos en la Consulta Publica de que trata la presente Rcsolucion, motive par el cual no seran tomados en cuenta.

9.19 Comentario ELEKTRA considera que en el inforrne "Analisis de la Norma de Calidad conrenida en la Resolucion JD-920 prioritariamente en los Aspectos de Niveles de Tension y Control de Reactivo" no se inc1uyc el detalle de la configuracion del Sistema de Transmision y los escenarios de generacion para los cuales se realizaron los estudios presentados. Sefiala, que si solo fue considerado un escenario de despacho, las conclusiones de este informe sedan incompletas debido a la divcrsidad de los resultados que podrian ser obtenidos al variar el dcspacho cconornico. Analisls EI ERSP le indica a ELEKTRA que el tema planteado corresponde al Rcglamcnto de Transrnision, el cual ya fue sornetido a Audiencia Publica, los dias 2 y 3 de diciembre de 2004. Por 10 tanto, este comentario no se relaciona con los temas propuestos en la Consulta Publica de que trata la presente Resoluciou, motivo pOI' d cual no seran tornados en cuenta. <

9.20 Comcntario FLEKTRA considera que las conclusiones del informe "Analisis de la Norma de Culidad contcnida en la Rcsolucion JD-920 prioritariamente en los Aspectos de Nivcles de Tension y Control de Reactivo" quedan incompletas al no considerar la alternative de apertura de lineas en 230 kV durante los periodos de Valle Nocturno. EI planteamiento 10 fundamenta en el alto factor de potencia prodncto del efecto capacitive, durante los intervalos en que las lineas de transmision operan con niveles de carga bajos y que esta condicion se indica en dicho informe Senalan que sin embargo, la alternativa de apertura de lineas no fue considerada en ninguno de los escenarios con que se desarrollo el estudio antes citado, siendo una solucion que implicaria solo moditicar la gestion operativa de la red de transmision, sin incumplir el criterio de seguridad n-I. EI ERSP Ie indica a ELEKTRA que el terna planteado corresponde al Ikglamenlo de Transrnision, el cual ya tile sometido a Audiencia Publica, los dias 2 y 3 de diciembre de 2004. Por 10 tanto, este comentario no se relaciona con los temas propuestos en la Consulta Publica de que trata la presente Rcsolucion, motive pOI' el cual no seran tornados en cuenta. 22 Gaceta Oficial, jueves 2 de marzo de 2006 N° 25,494

9.21 Comentarlo EI.EKTRA considera que operar los generadores en regimen subexcitado es otra alrcrnativa rara mitigar el bajo consumo de reactive en los periodos de demanda minima que lue excluida para la seleccion de los ranges para la norma. Indica. lJUC aunque esta alternativa fue evaluada durante del desarrollo del inforrne "'\milisis de la Norma de Calidad contenida en la Resolucion JD-920 prioritariamcntc en los Aspectos de Niveles de Tension y Control de Reactive"; rue desestimada al momento de su implementacion al RT por parte del ERSP. Senala ademas, que con base en los resultados planteados en el informe, operar los generadores en regimen subexcitado permitiria resolver de manera casi complcta cI problema de reactive en las horas de dcrnanda minima; y que para cI 200'i sc conscguirian sin inconvenientes, factores de potcncia unitarios en los puntos de coucxion de las cmpresas distribuidoras y grandes clicntes, An;ilisis FI ERSP Ie indica a ELEKTRA queel tema planteado corresponde a1 Reglamento de Transrnision, el cual ya rue sornctido a Audiencia Publica, los dias 2 y 3 de diciembre de 2004 Por 10 tanto, este comentario no se relaciona con los ternas propuestos en la Consulta Publica de que trata la presente Rcsoluciou, molivu por eI cualno seran tomados en cueuta . ').22 Comcntario E1.EKTRA considera sobre la aplicaci6n de la reserva de capacidad que: 3_ En cI informeAnalisis de la Norma de Calidad contenida en la Resolucion JD-920 prioritariamente en los Aspectos de Nivcles de Tension y Control de Reactive" se incluyen criterios escuetos sin establecer el fundamento cienutico 0 tecnico para seleccionar 002 unidades de factor de potencia como la reserva de capacidad para absorber reactivo de las unidades gcneradoras h. Estc criteria de reserva de capacidad es una limitacion importante al memento de utilizar la subexcitacion de los generadores para mantener el balance de reactivos en la red de transrnision. c La aplicacion del factor de reserva de capacidad para absorber reactivos debe ser dcscstimada, ya que por una parte, no se producira inestabilidad dinarnica en la rcd dcbido al exceso de reactivos producto de la perdida de a'guna unidad gcneradora subcxcitada; y por otra, esta situacion podria remediarse con la apcrtura de lineas de transmision. d AI irnplcmcntar la rcstriccion de las 0.02 unidades de factor de potencia, se penaliza a la empresa distribuidora obligandolo a cubrir est a limitacion a travcs de inversioncs que pudieran ser evitadas con s610 considerar la apertura de Iineas en 230 kV 6 el usa de la subexcitacion de las unidades generadoras. c No parece oportuno que se apliquen las alternativas en las Que se obliga a la empresa distnbuidora a invertir, ya que de acuerdo a los resultados del informc scnalado, a partir del afto 2007 estas inversiones dejaran de tener cfecto sobre el control del reactive; debido principal mente. a que el incremento de la demanda minima a partir de esc aiio sera suficiente para permitir factores de potencia de hasta 0.99. -\n:i1isis H ERSI) Ie indica a ELEKTRA que e1 .ema planteado corresponde a1 Rcglameruo de Transmision, eI cual ya fue sometido a Audiencia Publica, los N° 25,494 Gaceta Oficial, jueves 2 de marzo de 2006 23 £lias:! y 3 de diciembre de 2004. Por 10 tanto; este comentario no se relaciona con los temas propuestos en la Consulta Publica de que trata la presente Resolucion. motive pur el cual no seran tornados ~11 cuenta,

9.23 Comentarie EI..EKTRA considera que los niveles de tension deben ser evaluados en los puntos de entrega a los agentes del mercado, An:ilisis Aplica 10 indicado en el punto 9.4 de esta Resoiucion. 9.2~ Cumentario ETESA considera que debe expresarse taxativamente que para la elaboracion de las Bases de Datos y determinacion de los registros validos deben tomarse en clienta los criterios expresados en las Bases Metodologicas para el Control de Calidad del Servieio Tecnico de Transmision, donde se definen las normas de lutercambio de Informacion con eI ERSP, lal como 10 deben hacer los que prestan cI Servicio Publico de Transmision en sus inforrnes al ERSP An:lIisis EI ERSP indica que las Bases Metodologicas parael Control de 18 Calidad del Servicio Tecnico de Transmision, tal como 10 sefiala ETESA en su comentario, estan disenadas para el intereambio de informacion entre ETESA y el ERSP, Y no es necesario que 10 estableeido en diehas Bases Metodologicas se apliquen a esta METODOLOGIA la eual es requerida para la aplicacion de recargos y retribuciones por apartamientos en los limites de niveles de tension, factores de potcncia y curvas P/Q. 1.0 anterior se sustenta en que en dichas Bases Metodologicas, los criterios que se adoptan para la obtencion de los datos y el procedimiento para complementar la informacion de datos faltantes, estan principal mente referidos a los datos de tension. Sin embargo, 10 establecido en la METODOLOGIA es aplicado tanto para la verificacion de los niveles de tension como para la verificacion de los factores de potencia, y no solo para los niveles de tension. Par 10 tanto, este comentario se considera improcedente.

9.25 Com('nt;lrio ETESA considera que para determinar la calidad de la lectura, ademas de determinar si hubo 0 no una perdida de cornunicaciones, debe determinarse la calidad de los datos; dan como ejemplo, que si en un registro se presentan medicioncs de voltaje, sin embargo la corriente es cera, cI registro debe ser illled i":'<ldu con lIlas detalle. Si no hay presencia de voltaje IIi de potencia, el registro debe considerarse como en libranza a falto de comunicacion, etc. ,\milisis F.I ERSP indica que no procede el comentario de ETESA. ya que el procedimiento establecido en la METODOLOGIA en el punto 3 "Datos Ialtantcs", es suficientc para tener un adecuado nivel de calidad de los datos a uulizar Para cl ClISO de que se presenten mediciones de voltaje y no haya corriente, el eND debora evaluar esta y de acuerdo al procedimiento de datos faltantes, debora complcmentar la informacion, Por otro lado, en el penultimo pitrrafo del punto 2.2 de la METODOLOGIA, se establece que los valores de los niveles de tension se retieren exclusivamente a 24 Gaceta Oticial, jueves 2 de mano de 2006 N° 25,494 cuando las uneas estan operando normal mente, es decir que se excluyen los regisrro» de cuando las lineas estan fuera de operacion por mantenimiento 0 por tallas, por 10 que no cs necesario indicar que si no hay presencia de voltaje y porencia el registro deba considerarse como en libranza, a falto de comunicacion lal como propene ETESA.

9.26 Comentaric ETESA indica que se debe moditicar u homologar la definicion para eI Factor de Poiencia y Nivcl de Tension, ya que arnbas variables son interdependientes.. Scnalan que en ocasiones anteriores se planteo que en vista de que el Factor de Potencia se esta calculando segun el RT. como el resultado de la Suma de la Poteucia Activa y Reactiva total de todos los circuitos que concurren a un mismo punro de interconexi6n, y bajo la optica de que el punta de interconexion sea el Patio de la Subestacion, debe manejarse igualmente entonees ununico voltaje pur xubcstacion. Amilisis EI ERSil indica, que no se debe considerar que debe haber un solo voltaje por subesracion. tal como 10 solicita ETESA, ya que para el caso en donde no hay cquipamicnto de conexion entre las instalaciones del Sistema Principal de Trausmision y las instalaciones de la empresa de distribucion 0 gran cliente, ETESA debe giuallli.lar en cada punto en donde exista medicion un nivel de lens ion que este dentro de los valores tolerados de los mismos, !:sill cs asi, porque en este caso 10 que interesa es controlar como se afecta el nivcl de tension de cada punto donde Ia empresa de distribucion 0 gran cliente retira energia del Sistema de Transmision, ya que los efectos pueden scr diferentes para cada uno de los circuitos en donde retira la empresa de distribuciou a gran cliente, Ademas, es conveniente tener en clare que uno de los objetivos de la METODOLOGIA es la equidad en las responsabilidades de cada agente. Por esta razon, se debe tratar de independizar los efectos de los difcrentes agentes que inrervienen 1.0 planteado se logra controlando por un lado, las tensiones en los puntos de interconexion del Sistema' Principal de Transmision, 10 cual es rcsponsahilidad de la empresa de transrnision. Por 011'0 lado, se debe controlar en cada punto de interconexien de las emptesas de distribucion y grandcs clientcs con cI Sistema Principal de Transmision, la poteucia rcactiva que pueden consumir 0 eventual mente entregar y que afectan la ,·jreIlIIiCilll1 de potcncia reactiva por dicho sistema.

9.17 Comentario ETESA considera que se debe acJarar en la seccion 5. que de no existir ningun rcclamo al manto de penalizacion calculado por el eND, dicho informe pasara auiomaticamente a la proxima liquidacion y que sera enviado al ERSP con caracter informative. :\ fIlilis's 1:1 ERSi' considcra procedente el comentario de ETESA, por 10 que se incluira en hi redaccion linal de la METODOLOGIA, que los informcs mensuales que no hayan sido objeto de reclamos deberan ser remitidos al ERSP con caracter informativo y 1011 mismos tendnin plena vigencia y sonde estricto eumplimiento por los agentcs dcl mercado. lgualmente, en los casas en que existan reclamos y los mismOs sean aceptados y aprobudos por el ERSP, los informes finales que el eND ajuste, debenin ser rcmitidu» al ERSP con caracter informativo y los mismos tendran plena vigencia v SOil de csrricro cumplimiento por los agentes del mercado. N° 25,494 Gaceta Oficial, jueves 2 de mano de 2006 25 ').28 Comentllrio ETESA considera que se debe aelarar como se hara el procedimiento en caso de que se requiera realizar modificaciones a la METODOLOGIA. si se comprueba 'f se sustenta durante su vigencia que la misma debe ser retormulada. An:lIisis EI EI~SIJ eonsidera valida el comentario, por 10 que incluira en la METODOLOCiIA el correspondiente procedimiento de modificacion a la IllISlIl.1.

9.29 Comentarie ETESA !'Olicita que se modifique en los puntas 2.1.2 y 2.1.3 la frase "que hayan sohrepasado los fangos aceptables" pOI' "que esten fuera de los ranges aceptables", para evitar confusiones a la hora de la aplicacion. Amilisis FI ERSP considera procedente 10 sefialado pol' ETESA, par 10 que esto sera considerado en la rcdaccion final de la METODOLOGIA.

9.30 Comentarie ETESA solicita que se modifique en el numeral 4.5 y que se establezca que la informacion que el CND ponga a disposition todos los viernes a el dia habil anterior referida a los incumplimientos, ineluya los incumplimientos hasta el viernes anterior y no hasta la fecha en que se pone a disposicion la informacion. l.a empresa transmisora sustentan su posicion seftalando que durante el periodo de pruebas en la implernentacion de este procedimiento, que considera la captura y val idacion de los datos de los ruveles de tension, factores de potencia y curvas P/Q. calculo de los requerimientos para evitar la violacion (COMDESC y DFITAMVAR), calculo y asignacion de los recargos a los distintos Agentes del Mercado. sc han percatado que para poder cumplir a satisfaccion y confiablcmcntc todos estes puntos, eJ plaza debe ser modificado, como se indica. No obstante, propone ETESA que de haber cambios, por optimizacion de procesos, se implementaran previo aviso al ERSP y a los Agentes del Mercado. EI EKSP considera procedente 10 indicado par ETESA. por 10 que esto sera considerado en la redaccion final de la METODOLOGIA. I u Oue cl numera I 25 del Articulo 20 de la Ley No.6 de 1997, Ie atribuye al ERSP el realizar los actos necesarios para el cumplimiento de las funciones que Ie asigne la Ley. RESUELVE: I·HII\'JIo~ltO: APROBAR la Metodologia Especitica para la Aplicacien de los Recargos y Retribuciones par Incumplimientos en los Niveles de Tension, Factores de Poicncia y Curvas PIQ la cual esta contenida Anexo A de esta Resolucion y que forma puuc integral de la misma. sn;IINDO: ORDENAR al Centro Nacional de Despacho, dependencia de la Empresa de Trunsruisrou Electrica, S. A., 10 siguiente: u) Llevar un registro del comportarniento de los niveles de tension yfactor de potencia en 10 linea 115-5 propicdad de la Autoridad del Canal de Panama, en el punta donde se conccia a la Subestacion de Caceres. 26 Gaeeta Oticial, jueves 2 de matzo de 2006 Nt 25,494 hi Notificar al ERSP de cualquier situaci6n relacionada con el comportamiento de los nivelcs de tension y factor de potencia en los puntos de medicion de la linea 115-5, que ponga en riesgo la operacion del sistema interconectado nacional, 0 que pueda afectar a FTESA 'flo a los c1icntes de EDEMET. TIo:HCl':I(O: La presente Resolucion regira a partir de 5U notificacion y 5610 admite el l{cl'lIrs() de Rcconsidcracion, que debera interponerse dentro del termino de cinco (5) dias hahi lcs, contados iI partir de la notificacion de esta Resolucion. FUlldalll('nto de Derecho: Ley No. 26 de 29 de enero de ]996, la Ley NO.6 de 3 de Iehrcro de 1997, Decreta Ley No. lOde 26 de febrero de 1998, Ley No. 15 de 7 de febrero (fl' zon I, Decreta Ejecutivo No 22 de 19 de junio de 1998, Ley No. 24 de 30 de junio de II)II\) v disposiciones correspondientes NOTIFiQlIESE, "ROMULGUESE Y CUMPLASE, ... .- L\P ('''Ill AS f' I1.1RjGUEZ B. LD RACIA _ letAect r r E cargado .m *fflsofi~':~liiO'- Director Presidente Encargado ENTE REGULADOR DE LOS SERVICIOS PUBLICOS RESOLUCI6N No.. JD- ~e.sf DEL,,, DE r:£e./l.E.~" 2006 ANEXO A l\'IETOIlOLOGiA ESPECiFICA PARA LA APLICACION DE LOS RECARGOS Y RElRIBUCIONES POR INClfMPLIMIENTOS EN LOS NIVELES DE TENSION, FACTORES E POTENCIA Y CURVAS P/Q Gaeeta Oficial, jueves 2 de marzo de 2006 27 l\'IETODOLOGiA ESPECiFICA PARA LA APLICACION DE LOS RECARGOS Y RETRIBUCIONES POR INCUMPLlMII£NTOS EN LOS NIVELES DE TENSI6N, FACTORI£S DE POTENCIA Y CllRVAS P/Q , I. ANTECEDENTES EI Rcglamcnlo de Transmision contempla en sus Secciones VII.3.2 y VII.3.3 del Capitulo VI!.3: "PENALIZACIONES, RECARGOS Y RETRIBUCIONES POR DESVIACIONES EN LA CAUDAD DEL SERVICIO" del Titulo VII: "NORMAS DE CALIDAD DE SERVICIO PARA EL SISTEMA DE TRANSMISION" el procedimiento para el calculo de Ins rccargos por i) incumplimiento a los nive1es de tension par parte de los Prcstudorcs del Scrvicio Publico de Transmision y ii) incumplimiento en los nivcles de factores de potencia por parte de las Empresas de Distribuci6n y Grandcs Clieutes conectados al Sistema Principal de Transmision y a las curvas P/Q par parte de los Generadores. Los rangos aceptables, para el caso de los nivclcs de tension tanto en operacion normal como en estado de contingcncia, se encuentran establecidos en la Seccion Vl.1.2 del Titulo VI: "NORMAS DE DISENO DEL SISTEMA DE TRANSMlSION" del Reglamento indicado. Para el caso del factor de potencia, los rangos accptables, se definen en la Seccion VII2.1 del Capitulo VII.2: "OJ3LlCiACIONES DE LOS USUARIOS DEL SERVICIO DE TRANSMISION EN RELACION A LA CALlDAD DE SERVICIO" del citado Rcglamento; y 'finalmente para las curvas P/Q seran las curvas dctcrminadas para cada una de las unidades generadoras de acuerdo a 10 que indica la SCCCll1n VILlA del Capitulo VILI: "PARAMETROS TECNICOS" del Titulo VII: "NORMAS DE CAUDAD DE SERVICIO PARA EL SISTEMA DE TRANSMISlON". En cumplimiento de la Seccion VII.3.4 del Reglamento en referencia, es deber del Centro Nacional de Despacho (CND) desarrollar una Metodologia Espccifica que dcbera dcfinir los procedimientos para el calculo de los recargos y retribuciones par los incumplimientos a los indieadores senalados lincas arriba. Adcmas, debera elaborar un infonne mensual que recoja todos los resultados cornerciales de' estos incumplimientos e informar las retribuciones para aqucllos Agentes del Mercado que hayan aportado la potencia reactiva correspondiente, 0 en su defecto, a las Empresas de Distribucion y. Grandes Clientes conectados al Sistema Principal de Transnusion. EI procedimiento para la recopilacion de datos, determinacion de las penalidades, calculos comerciales de estas penalidades y elaboracion del infonne 5C detallan en el presente documento. 2. RECOPILACION DE DATOS La rccopilacion de datos para la aplicacion de los recargos y retribuciones pOT los incumplimicntos antes seiialados se realizara de la siguiente manera:

2.1 Bases de Datos Para la recopilacion de los datos referentes a los incumplimientos de los niveles de tension, factores de potencia y curvas P/Q, el eND estructurara ."._.- cuatro -- (4).. Base de Datos; toda la data a la que se refiere Gaceta Oflclal, jueves 2 de marzo de 2006 N e 25,494 cstc apartado se refiere a registros promedios a intervalos de quince ( I 5) mi nutos, como se senala mas adelantc, y que contendran:

2.1.1 Base de Datos General Esta Base de Datos contendra: i) data cada quince (15) minutos de los valores de los nivcles de tension en los puntos del Sistema Principal de Transmision a los que haec referencia la presente metodologia y que se dctallan mas ade1ante, ii) data cada quince (15) minutos de los valores cle factorcs de potencia en los puntos en donde las Emprcsas de Distribucion y Grandcs Clientes sc conectan al Sistema Principal de Transmision a los que haec referencia la presente metodologia y que se dctallan mas adelante y iii) data de la curva P/Q de las unidades gcncradoras conectados al Sistema Interconectado Nacional y que sean dcspachadas centralizadamente por el CND.

2.1.2 Base de Datos de Incumplimiento de los Niveles de Tensi6n Esta Base de Datos contendra los registros de los niveles de tension, considcrados CII el punto 2.1.1, que esten fuera de los rangos aceptables definidos en cl Reglamento de Transmision.

2.1.3 Base de Datos de Incumplimiento de Factores de Potencia Esta Base dc Datos contendra los registros de factores de potencia, considerados en el punta 2.1.1, que esten fuera de los rangos aceptables definidos en el Reglamento de Transmision. 2.1A Base de Datos de Incumplimiento a las Curvas P/Q Esta Base de Datos contendra los casas en donde el Generador haya incumplido can su respectiva curva P/Q considerada en el punta 2.1.1. Los rcgistros para cl caso de los niveles de tension y factores de potencia seran obtcnidos del historiador del Sistema de Supervision, Control y Adquisicion de Datos (SCADA) del CND, par 10 que la data a recopilar seran los valorcs instantaneos de: potencia real (MW), potencia reactiva (MV AR). nivelcs de tension por fase (KV) y potencia aparente (MVA), niveles de tension por rase (K V) Y potencia aparente (MVA). Para el caso de las curvas P/Q, COIllO se senalo anteriormente, se tomaran de las curvas P/Q dcrcnninadas para cada unidad generadora y que sefiala el articulo No. 113 de la Scccion VII.IA del Rcglamento de Transmision, Como sc senalo anteriormente, como fuente primaria para la capturade los rcgistros de los niveles de tension y factores de potencia sera el SCADA. La forma ell que seran tomadas las mediciones sera en promedio de cada quince ( 15) minutes. En otras palabras, se sumaran todas las mediciones reales del SCADA adecuadarnente ponderadas en un periodo de 15 minutos, y seran divididas entre la cantidad de medici ones comprendidas en este periodo. EI resultado de cste promedio, sera asignado al cuarto de hora correspondiente a las mcdiciones consideradas. Para cada cuarto de hora se evaluara la calidad de lectura. Es decir si durante csa hora sc presento algun error de comunicacion, auromaticamcnte la lectura sera ctiquctada como "mala" y se procedera a aplicar el procedimiento de Datos Faltantes que se detail a mas adelante. N° 25,494 Gaceta Oticial, jueves 2 de marzo de 2006 29

2.2 Niveles de Tension De acucrdo al Articulo 93 del Reglamento de Transmision, las mediciones de los nivclcs de tension deberan registrarse en los puntas del Sistema Principal de Trausmision en donde se interconecten Empresas de Distribucion y Grandes Clicntes, Para la determinacion de los puntas del Sistema Principal de Transmision en donde se evaluaran los niveles de tension, se utiliza la clasificacion de los activos de la Empresa de Transmision Electrica, S. A que forman parte del Sistema Principal de Transmision y que fue establecida por el Ente Regulador de los Servicios Publicos en el Anexo C de la Resolucion No . .J[)·5~ 16 de 14 de abril de 2005 . . Para cI C;)SO de la tension se calculara el valor de la tension a evaluar para cada una <II.: las Iincas que se detail an mas adelante de la siguiente manera: H' = (kVAN+kVBN +JcVCN)/.[j en donde: KY: cs cI voltaje nominal de la linea KYAN: es cl voltaje de la fase A neutro KY13 N: cs cI vohajc de Ja fase B neutro K yeN: cs cI voltajc de la fase C neutro Observando la anterior clasificacion de activos del Sistema Principal de Transmision y Ja formulacion del calculo de voltajes, tenemos 10 siguiente: Empresa de Distribucion Electric. Chiriqui S.A. (EDECHI) Punto de Interconexion al Sistema Principal de Transmisi6n en SIE Caldera: seran los rcgistros medidos en el patio de 115 K V (equipamiento del Sistema Principal de Transmision), por ende seran las mediciones del medidor SCADA de la linea 115-19. Punto de Interconexion al Sistema Principal de Transmisi6n en S/E Mata de Nance: seran los registros medidos en el patio de 230 KV (equipamiento del Sistema Principal de Transmision), para este caso sera el promedio de los rcgistros de las mediciones de los medidores SCADA de las lineas 230-7, no-x- nO-58, nO-6B y 230-9. PUllIn dl.: Inlcrconcxioll al Sistema Principal de Transmision en S/E Progreso: scr<~l1 los rcgisrros en el patio de 230 K V (equipamiento del Sistema Principal de Iransmision), para este caso sera el promedio de los registros de las mediciones de los medidores SCADA de las \ineas 230-9 y 230-10. Empresa de Distribucion Electrica Metro - Oeste S.A. (EDEMET) PUllto dc Jnterconexion al Sistema Principal en S/E Llano Sanchez: seran los registros ell cl patio de 230 K V (equipamiento ,del Sistema Principal de Transmision), para este caso sera el promedio de los registros de las mcdicioncs de los mcdidores SCADA de las lineas 230-38 , 230-48 , 230-5A, 230-6A. 130-14 y 230-15. 30 Gaceta Oficial, jueves 2 de marzo de 2006 N° 25,494 Punto de Intcrconexion al Sistema Principal de Transmision en SIB Chorrera: seran los registros en el patio de 230 KV (equipamiento del Sistema Principal de Transmision), para este easo sera el promedio de los registros de las medicioncs de los medidores SCADA de las lineas 230-3A , 230-4A , 230-38 , 230-.:1 B Y 230-1 I. Punln de Intcrconcxi6n al Sistema Principal de Transmisi6n en S/E Panama: scrim los registros en eI patio 115 KV (equipamiento del Sistema Principal de Transmision), de modo que se consideraran las mediciones del medidor SCADA de la linea 115-22. Punto de Interconexi6n al Sistema Principal de Transmisi6n en Caceres: seran los rcgistros en el patio I 15 KV (equipamiento del Sistema Principal de Trunsmision), de modo que se consideraran las mediciones del medidor SC/\I>A de las lincas 11-5-6 y 115-8. Empresa de Distribuci6n Electrica ELEKTRA Noreste S.A. (ELEKTRA) PUllto de Intereonexion al Sistema Principal de Transmisi6n en SIB Panama: scrim los registros en cl patio de 115 K V (equipamiento del Sistema Principal de Transmision), para esta caso se consideraran los registros de los medidores SCAD/\ de las Iincas 115-9, 115-10 y 115-7. Punto de Intcreonexi6n al Sistema Principal de Transmisi6n en S/E Panama 11: scrtin los rcgistros en eI patio de 230 KY (equipamiento del Sistema Principal de Transmision), para esta caso sera el promedio de los registros de las-mediciones de los medidores SCADA de las lineas 230-1B, nO-2A, 230- ic y 2JO-113. Punto de Intcrconexi6n al Sistema Principal de Transmisi6n en linea 115~3 (S/I: ChiJibre): rcgistros de las mediciones del medidor SCADA de las lineas 115-~A y 115-313 (equipamiento del Sistema Principal de Transmisi6n). Gran Clientc Ccrncnto Panama S.A. (CPSA) Punto de Illterconexion al Sistema Principal de Transmisi6n en linea 115-4 (SIr-:: CPSAI: rcgistros de las mediciones del medidor SCADA de la linea 115~ 413 y 115-4A (equipamiento del Sistema Principal de Transmision). Todos los valores a que se hace referencia en esta recopilacion, para los nivclcs de tension, se refieren exclusivamente a euando las lineas esten opcraudo uormalmcutc, cs decir se excluiran los registros de cuando las lineas estan fucra de operacion por mantenimiento 0 por fallas. Si postcriorrneute a 13 aprobaci6n de la presente Metodologfa Especffica se presentan al Sistema Principal de Transmision, nuevos puntos de interconexi6n 0 se eliminan algunos de los indicados, por parte de las Empresas de Distribucion y Grandes Clientes, el CND propondra al ERSP su inclusion 0 eliminacion. segun sea el caso, al presente listado. EI ERSP debera informal' al eND su decision al respecto. N° 25,494 Gaceta Oficial, jueves 2 de marzo de 2006 31

2.3 Factorcs de Potencia Los registros de los factores de potencia se realizara pol' medio del procesanuenio de la informacion de potencia real y potencia reactiva de cada UIlO de los puntas de interconexion de las Empresas de Distribucion y Grandcs Clientes conectados al Sistema Principal de Transmision con el procedimiento que se explica mas adelante en este punto. Con esta informacion se realizara el calculo del factor de potencia de la siguiente mancra: Para estos calculos, el CND aplicara 10 establecido en la Secci6n VII.2.t, es dccir, considcrar para cada Empresa de Distribucion y Grandes Clientes conectados <11 Sistema Principal de Transmisi6n, la sumatoria de la potencia real y potcncia reactiva de todos los cireuitos que concurren a un mismo punta de interconexion, para asl determinar los factores de potencia, que cumpl ira la siguicnte exprcsion: Dent ro de csta sumatoria se tomara en cuenta la direccion de la potencia rcactiva, con cl objctivn de vcrificar el estatus de este indicador, es decir en. atraso (-) 0 en adelanto (+). Empresa de Distribucien Electrica Chiriqui S.A. (EDECHI) Puntn de Interconexi6n de EDECHI en SIE Caldera: se consideraran los rcgistros del medidor SCADA de la linea 115-19. Punta de Interconexion de EDECHI en SIE Mata de Nance: se considerara la sum.uoria de la potencia real y potencia reactiva de los registros de los mcdidores SCADA de las lineas 34-9, 34-10, 34-11 Y34-15. Punto de Interconexion de EDECHI en SIB Progreso: se considerara la sumatoria de In potencia real y potencia reactiva de los registros de los ,- , / ". '.A/ medidores SCADA del punta 1'1 y de la linea 115-25. • .. Empress de Distribucion Electrica Metro - Oeste S.A. (EDEMET) Pllnto dc Intercollcxioll de EDEMET en S/E Llano Sanchez: a) Se considerara la sumatoria de la potencia real y potencia reactiva de los registros de los medidores SCADA de las lineas 115-13, 115-14 y 115-27. b) Se consideraran los registros del medidor SCADA de la linea 34-30. Punto de Interconexioll de EDEMET en 'SIE Chorrera: se considerara la sumatoria de la potencia real y potencia reactiva de los registros de los mcdidorcs SC ADA de los puntos Tl y T2. Punln _de Illtercollcxi61l de EDEMET en SIE Panama: se consideraran los regisllOs de los medidores SCADA de la linea 115-22. 32 Gaceta Oficial, jueves 2 de marzo de 2006 N° 25,494 PUllto dc llltcrcallcxion de EDEMET en S/E Caceres: se considerara la sumatoria de lu potencia real y patencia reactiva de los registros de los medidores SC ADA de las lineas 115-6 y 115-8. EmlU-CS:l de Distribucion Electrica ELEKTRA Noreste S.A. (ELEKTRA) Punto de Interconexi6n de ELEKTRA en SIE Panama: se considerara la sumatoria de la potencia real y potcncia reactiva de los registros de los mcdidorcs SCADA de las lineas 115-9,115-10 y 115-7. Punta de Interconexi6n de ELEKTRA en S/E Panama II: se considerara la sumatoria dc la potencia real y potencia reactiva de los registros de los medidores SCADA de las lineas 115-28, 115-29, 115-32, 115-33. PUllto de 1ntcrconexi6n de ELEKTRA en SIE Chilibre: a) Se consideraran los registros de los medidores SCADA de la linea 115-3A Cll cl punta de interconexion con la subestacion Chilibre. b) Sc considcraran los registros de los medidores SCADA de la linea 115-38 en el punto de interconexi6n can la subestacion Chilibre. Gran Clicnte Cemcnto Panama S.A. (CPSA) Punto de Intcrconexi6n de CPSA: a) Se cousidcraran los registros de los medidores SCADA de la linea 115-4A en el punto de interconexion con la subestacion CPS A. b) Se consideraran los registros de los medidores SCADA de la linea 115-48 en cl punta de intcrconexion can la subestaci6n CPSA. Autoridad del Canal dc Panama (ACt') Punto de Interconexi6n de la ACP en SI,E Caceres(1): se consideraran los rcgistros de los medidores SCADA de la linea 115-5. Nola: la linea 115-5, solo se considerara como un punto de interconexion III para la vcrificacion del factor de potencia a la ACP, cuando se detecte que la cnergia sale del SIN y entra al sistema de la ACP a traves de este punto. Si posterionnentc a la aprobacion de la presente Metodologia Especifica se clan IlUCVOS pun lOS de interconexi6nde Distribuidorcs y Grandes Clientes al - Sistema Principal de Transmision, el CND propondra al ERSP su inclusi6n 0 climinacion, scgun sea cl caso, al prcscntc Iistado. EI ERSP dcbcra informar al eND SII decision al respecto. De presentarse can posterioridad, mejores alternativas para obtener los registros, tanto en los niveles de tension como en los factores de patencia, el eND le propoudra al ERSP este nuevo procedimiento para su evaluacion y aprobacion. Habiendose aprobaclo, entonees el CND 10 considerara para los calculos correspondientes. "l' ~"':'.f'> • N° 25,494 Gaceta Oflcial, jueveS'4 de marzo de 2006 33 2..4 Clirvas P/Q Para d caso de los incumplimientos por parte de los Generadores a la curva P/Q. cstas seran consideradas exclusivamcnte cuando el eND le solicite explicitamente la operacion en cierto punta de esta curva. Al detectarse el incumplimiento, el CND procedera a' registrarlo en la bitacora eorrespondiente indicando la potencia reaetiva solieitada al Generador y la potcncia rcactiva real entregada. Esta informacion debera ser incluida en la Base de Datos indicada en el punto No. 2.1.4. 3. DATOS FALTANTES La Iuente primaria de los datos para los niveles de tension y factores de poiencia es el SCADA. Si por cualquier motivo no se euenta can registros del sistema SCADA, el CND debera aplicar el siguiente procedimiento para complcmcntar la informacion: i) Recurrir, de aplicar, al Sistema de Medici6n Comercial (SMEC) Y: tornar de ahi la informacion correspondiente, ii I De no aplicar el punta anterior, entonces el CND debera considerar como valido el registro del SCADA inmediatamente antenor al dato laltante, iii) S I Jaltan mas de dos (2) registros conseeutivos, el CND debera rcalizar un analisis para estimar la data faltante, los valores obtcnidos deberan ser acordados con el Agente del Mercado involucrado. De no haber acuerdo, el CND debera elevar la discrepancia al ERSP quien decidira enjnstancia ultima. Si la decision del ERSP no se da antes de la elaboracion del Informe Mensual correspondiente, el CND debera utilizar los valores rcsultantes de sus analisis. De ser neeesario, posterionnente el CND debera realizar los ajustcs correspondientes, iv) Ante cases no eontcmplados en el presente procedimiento, el CND dcbcra rcalizar cl analisis respective y someter a consideracion del LRsr una propucsta para llenar la data faltantc. Para este caso aplica 10 senalado en el punto anterior en cuanto a la opinion del ERSP y la elaboracion dellnforme Mensual. En In Base de Datos se debera indicar cuales registros han sido obtenidos del sistema SCADA, cuales del SMEC y cuales estimados. ... APLICACION DE LOS RECARGOS Y RETRIBUCIONES A continuacion se detalla el proccdimiento de como se determinaran los incumplimientos en los niveles de tension, factores de potencia y curvas P/Q.

4.1 Nivel de Tension Para 10 que respecta a 18 Seccion VII.3.2 del Reglamento de Transmision el eND debora realizar el siguiente procedimiento: Determinacion del ComDesc (MY AR requeridos para evitar la violacion) CorrDesck = (ComDese 1 + ComDesc 2 + Com Des 3 + ComDesc 4)/PP, donde: 34 Gaceta Oficial, jueves 2 de marzo de 2006 N° 25,494 :.~ ComDcsck = Total de MV AR requeridos en la hora para evitar el i ncum pi i III icnto ~/ll [)CS(; I: M V AR requeridos para evitar el incumplimiento en el cuarto NO.1 COI11Dcsc 1: MV AR requeridos para evitar el incumplimiento en el cuarto NO.2 ComDcsc 3: MV AR requeridos para evitar el incumpJimientoen el cuarto No.3 COI1lDcsc 4: MVAR requeridos pard evitar el incumplimiento en el cuarto No.4 PP: cantidad de cuartos de horas en donde se detectaron violaciones en los nivclcs de tension. Determinacion del HsDesc (cantidad de horas en donde existe el incumpluniento j HsDesck = sera las fracciones de horas correspondientes a la cantidad de cuartos (cada IS minutes) en donde se detectaron incumplimientos, es decir podran scr 0.25h, 0.50h, 0.75h, 1h, dependiendo de los cuartos con incumpl i III ientos. Dctcruunucion de Vr (Valor Unitario de Compensacion de Potencia Reactiva) De acucrdo al articulo NO.t07 del Reglamento de Transmisi6n este valor es de 3.74 I3UM VArh. Considcrando esta formulacion se pueden tener los siguientes escenarios: • lncumplimiento de un registro (l/4 de hora) dentro de una hora: Ejcmplo: Cuarto No.1: cumple, ComDesc 1 = 0 Cuarto NO.2 incumplc, CornDesc 2 = "AU MYAR . Cuarto No.3: cumple, ComDesc 3 = 0 Cuarto No.4: cumple, ComDesc 4 = 0 "A" es la cantidad de M VAR requeridos para evitar el incumplimiento. HsDcsc ., 0.2511 Recargo > Vr*ComDesc*HsDesc Rccargo 3.74* A *0.25 .C.' • lncumplimiento de mas de un registro (1/4 de hora) dentro de unahora: Ejemplo: Cuarto No.1: curnple, Com Desc 1 = 0 Cuarto No.2: incumple, ComDesc 2 = "A" MVAR Cuarto No.3: incumple, ComDesc 3 = "B" MYAR . Cuarto No.4: curnple, ComDesc 4 = 0 N° 25,494 Gaceta Oficial, jueves 2 de marzo de 2006 3S ComDcsc ::: (ComDesc 2 + ComDesc 3 )/2 ComDcsc = (A + 8)/2 es la cantidad de MV AR requeridos para evitar el incumplirniento. Pam cI casu del pcriodo de duracion, HsDesc, para este caso seria de = 0.5 h Recargo = 3:74*(A + 8)/2*0.5 La determinacion del recargo total de un mes sera la suma de todos los recargos horarios que existan en dicho meso EI valor de ComDesc sera detenninado por eI CND mediante analisis de flujo de potcncia en cstado cstable considerando las condiciones del SIN al memento del incumplimiento. Estos analisis deberan estar disponibles para los Agcntcs del Mercado. De existir desacuerdos en los resultados del analisis de flujo de potencia que detenninaron eI ComDesc, el CND debera elevar el conflicto al ERSP quien decidira en instancia ultima. Hasta tanto el ERSP resuelva este conflicto el eND utilizara los valores obtenidos de sus analisis,

4.2 Factor de Potencia En \0 que respecta a la Secci6n VII.3J del Reglamento de Transmisi6n relative al incumplimiento de los factores de potencia de las Empresas de Distribucion y Grandes Clientes conectados al Sistema Principal de '. Transmision, cl eND debera realizar el siguiente procedimiento: I) Calculo de la energia reactiva requericla para evitar el incumplimiento Conocido el valor promedio de la potencia activa del cuarto de hora detectado con incumplimiento (MW), se determina la energia act iva corrcspondiente (MWh) como: MWh = O.25xMW, Dondc: M W = potencia real promedio en el cuarto detectado can i ncumplimiento Posteriormenre se detenninan los MV ARhLim de este cuarto: MVARhLim= MWhxTAN(ARCCOS(FPlim», en donde MYARhLim: MY ARh correspondiente a la energia activa promedio para evitar el incumplimiento FPlim = factor de potencia limite en el cuarto de hora para evitar la i I1Cumpli miento Para calcular la energia reactiva requericla DeltaMVARh del cuarto de hora para evitar el incumplimiento, se detennina el valor absoluto de la dilcreucia entre MV ARh real y MV ARhLim, asi: -~----,-----.~------ _ .....-----~---._- ~~~"~ Gaceta Oflclal, jueves 2 de marzo de 2006 NO 25,494 DeltaMVARh del Cuarto de Hora = ABS (MVARb - MVARhLim), en doude MVARh = O.25xMVAR MVAR: potencia reactiva promedio en el cuarto de hora detectado con incumplirniento 2) Determinacion de DeltaMVARh (DeltaMV ARh) de aplicaci6n horaria DdtaMVARh = (DeltaMV Akh, + DeltaMVARh2 + Delta MVARh] + Della MVARh.t ) , donde: DcltaMVARhl = diferencia entre MYARh real y MVARl1limite en el cuarto No.1 [)cl!aMVARh2 = diferencia entre MVARb real y MVARh limite en el cuarto No.2 Dcl!aMVARhl = diferencia entre MVARh real y MVARh limite en el cuarto No.3 Dcltalvlv Akh, = diferencia entre MVARh real y MVARh limite en el cuarto No.4 3) Determinacion de Vr (Valor Unitario de Compensaci6n de Potencia Reactiva) De acucrdo al articulo No.107 del Reglamento de Transmision este valor cs de 3.74 BI./MVArh. Considerando esta formulacion se pueden tencr los siguientes csccnanos: • lncumplimiento de un registro (1I4 de hora) dentro de una hora: Ejemplo: Cuarto No.] : cumple, DcltaMVARh, = 0 Cuarto No.2: incumple, DcltaMYARh2 = "A" MYARh Cuarto No.3: cumple, DeltaMVARh] = 0 Cuarto No.4: cumple DeItaMVARIl.j = 0 DeltaMVARh = "A" MVARh Recargo = 3.74*"A" MVARh • lncumplimiento de mas dc lin registro (1/4 de hora) dentro de una hora: Ejemplo: Cuarto No.1: cumpie, DeltaMVARh l = 0 Cuarto No.2: .incumple, DeltaMV AR112= "A" MVARh Cuarto No.3: incumple, DeltaMVARh] = "8" MYARh Cuarto No.4: cumple DeltaMVARl4 = 0 N° 25,494 Gaceta Oftdal, jueves 2 de manu de 20M 37 DcltaMVARh := "A" MYARb + "B" MYARb Recargo > 3.74*("A" MYARh + "B"MVARh) La dcrcrnunacion del recargo total de un mes sera la sum a de todos los rccargos horarios que cxistan en dicho meso -1.3 Curvas P/Q EI incumplimiento de esta norma debeni ser registrada en la bitacora del CND, indicando la potencia reactiva solicitada, la potencia reactiva cfectivamcute registrada, la cual se tomara de los registros del historiador del SCADA Para cl CilSO del incumplimiento a las eurvas P/Q, la violacion debera indicar la potencia reactiva dejada de aportar, indicado "MVARlnd" senalada en la Seccion VI1.3.3 del Reglarnento de Transmision. Una vez detectado el incumplimiento por el eND en la hora j, el mismo permanecera para las siguicntcs etapas horarias mientras e1 CND Ie requiera al Generdor i la misma potcncia real ..x.. MW. Si en la hora (j+ I), el eND solicita aI Generador i que vane SlI potencia real "X", debera solicitar el nuevo requerimiento de potencia reactiva segun la curva P/Q, y detenninar nuevarnente el incumplinueuto 0 no del Generador i. Ejcmplo: Generador .. A", de aeuerdo a su curva P/Q puede entregar ..x.. en MW y "Y' en M V At<.. En tiempo real, el Generador esta entregando "X" MW y ....Z.. MVAR (Z<Y) y el CND le solieita subir a "Y" MYAR y el Generador declara no poder. MVARlnd: --y" MVAR - -z: MVAR Recargo: 3.74* (.. Y" MVAR - "Z" MYAR) EI incumplimicnto permanecera mientras el CND, le requiem al Generador la misma potcncia real t'X" MW; cuando este valor de "X" MW vane a solicitud del eND. sc considerara que el incumplimiento ha finalizado. ..... Impaeto Monetario Toda esta informacion de los incumplimientos de los niveles de tension, factores de potcncia y curvas P/Q deberan estar incluidas en las Bases de Datos de lncumplimientos respectivos. Para la determinacion del impacto moncrario de est os incumplimientos, el eND utilizara una aplicacion informatica la cual se encargara de los calculos de los recargos de aquellos Agcntcs del Mercado que hayan incumplido los criterios de calidad antes senalados. De igual manera esta aplicacion informatica realizara los calculos de las retribuciones respectivas y su posterior asignacion a i) los Agentes del Mercado, de aplicar, debido al aporte de potencia reactiva para evitar el incumplimiento 0 ii) a las Empresas de Distribucion y Grandes Clientes concctados al Sistema Principal de Transmisi6n. Esta herrarnienta estara disponible a todos los Agentes del Mercado, para que estes puedan comprobar los resultados. 38 Gaceta Oficial, jueves 2 de marzo de 2006 Nt' 25,494 Los rccargos que corresponda a generaci6n obligada requerida por violaci6n a los nivelcs de tension, factores de potencia y curvas P/Q, el CND aplicara 10 contenido en las Reglas Comerciales para el Mercado Mayorista de Elecrricidad y la MetodoJogia de Detalle a Aplicar cuando hay Generacion Obligada, aprobada par el Comite Operativo. Ademas si un Generador es requcrido por cl CND para operar como motor sincr6nico, se Ie reconocera el coste por potencia activa com prada en el mercado oeasional en que incurra pot" esta operacion y Ie sera asignada al Agente del Mercado que no cumplio con su obligacion en referencia a los niveles de tension, factor de potencia 0 curvas P/Q, que sera detenninado por el eND. -4.5 Intercambio de Infonnaci6n Como sc senalo anteriormente la recopilacion de informacion con respecto a los nivelcs de tension, factores de potencia y curvas P/Q se realizaran mediante la conforrnacion de cuatro (4) Base de Datos, una (1) de registro general y las otras tres (3) relacionadas can los registros detectados con incumpl imicntos. Para cl caso de los niveles de tension, y de acuerdo al articulo No. 111 del Rcglarncnto de Transmision, los Agentes del Mercado interesados Ie deberan requcrir a ETESA, los rcgistros correspondientes. Para los casos de factores de potencia y curvas P/Q, los Agentes del Mercado interesados Ie deberan requerir al eND, los registros correspondientes. Todos los vicrnes, 0 cJ dia habit anterior, el eND publicara en su hoja WEB la informacion comercial de la aplicacion de los incumplimientos del mes trunscurridos hasla cI vicrnes anterior al dia de la publicacion, los cuales seran tornados ell cucnta para los recargos y retribuciones a que hace referencia la Scccion VII.3.4 del Reglamento de Transmision. De haber cambios en la pcriodicidad de esta entrega, esto debera ser infonnado por el CND a los Agcntes del Mercado y al ERSP. 5. INFORME MENSUAL DE RECARGOS Y RETRIBUCIONES POR INCUMPLIMIENTOS EN LOS NIVELES DE TENSI6N, FACTORES DE POTENCIA Y CURVAS P/Q A LOS AGENTES nEt MERCADO Finalizado cl proceso del calculo mensual de las penalidades per incumplimiento a los niveles de tension, factores de potencia y curvas P/Q y atendiendo la Seccion VI1.3.4 del Reglamento de Transmision, el eND preparara el "lnforrne Mensual de Recargos y Retribuciones por lncumplimientos a los Niveles de Tension • Factores de Potencia y Curvas P/Q" en el cual se informara: Nivel dc Tension . i) Prcstador del Servicio Publico de Transmisi6n con incumplimiento(s) ii) Fecha, hora, registro del incumplimiento(s) N° 25,494 Gaceta OOcial, jueves 2 de marzo de 2006 39 Iii) Monto en MY AR del incumplimiento(s) iv) Monro total en dinero del incumplimiento(s) v) lnlormar, de aplicar, al Agente del Mercado(2} al que debera retribuir el monto de dinero del(os) incumplimiento(s) vi) Informar, de no aplicar el punta anterior, el manto asignado como rctribucion a cada Empresa de Distribuci6n y Gran Cliente concctado al Sistema Principal de Transmision del(os) incumplimiento(s), el cual debera ser proporcional a la demanda afcctada 121 Este numeral aplica, si efectivamente en la operacion en tiempo real, el eND utilizo equipamiento de un tercero para minimizar 0 evitar el incumpluniento. Lo anterior debera quedar registrado en la bitacora del eND yen 1<1 Base de Datos de lncumplimiento de Niveles de Tension. Factor de Potencia i) Empresas de Distribucion, Grandes Clientes conectados al Sistema Principal de Transmision con incumplimientots) ii) Fccha, hora, registro del incumplimiento(s) iii) Monte en MY AR del incumplimiento(s) iv) Mento total en dinero del incumplimiento(s) v) lnforrnar, de aplicar, al Agente del Mercado(3) al que debera retribuir el monte de dinero del(os) incumplimientots) vi) lnformar, de no aplicar el punta anterior y de no haber incumplimiento en los niveles de tension, el monto asignado como retribucion a cada Empresa de Distribucion, el cual debera ser proporcional a sus demandas vii) lnformar, de no aplicar el punto v) y de haber incumplimiento en los uivcles de tension, el manto asignado como rctribucion a cada Empresa de Distribucion y Gran Cliente eonectado al Sistema Principal de Transmision, el cual debera ser proporcional a la demanda afectada 13) Este numeral aplica, si efectivamente en la operacion en tiempo real, el eND utilize equipamiento de un tercero para minimizar a evitar el incumplinucuto. Lo anterior debera quedar registrado en la bitacora del CND yell la Base de Datos de Incumplimiento de los factores de potencia. Curva PIC) i) Gcneradores can incumplimiento(s) ii) Fecha, hora, registro del incumplimiento(s) iii) Manto en MY AR del incumplimiento(s) iv) Monto total en dinero del incumplimiento(s) v) lntormar, de apliear, al Agente del Mereado(4) al que debera retribuir el monto de dinero del(os) incumplimientots) vi) to I11 I"Inar, de no aplicar el punto anterior y de no habet incumplimiento en los niveles de tension. el monto asignado como rctribucion a cada Empresa de Distribuci6n, el cual debera ser proporcional a sus demandas vii) lnformar, de no aplicar el punta v) y de.haber incumplimiento en los nivclcs de tension, el monto asignado como retribucion a cada 40 Gaceta Oficial, jueves 2 de marzo de 2006 N'2S,494 Empresa de Distribuei6n y Gran Cliente eoneetado at Sistema Principal de Transmision, eI eual debera ser proporeional a la demauda afectada 1.41Estc numeral aplica, si efectivamente en la operaei6n en tiempo real, el eND utilizo equipamiento de un tereero para minirnizar 0 evitar el incumplimiento. Lo anterior debera quedar registrado en la bitacora del CND y en la Base de Datos de lncumplimiento de las Curvas P/Q. A mas tardar a los quince (15) dias de cada mes, el CND debera publicar el informe antes senalado, correspondiente al mes anterior, en su hoja WEB en la Zona de Participantes. EI CND informara a los Agentes del Mercado cuando esta disponible en su hoja WEB el informc en referencia. A partir de esc memento, los Agentes del Mercado tendran 7 dias calendario, contados a partir de! dia siguicntc al dia de la publicacion en la hoja WEB, para presentar sus rcclamaciones al CND. Los reclamos deberan ser presentados de manera escrita dirigidas <11 Gcrcntc del eND, dentro de los horarios de oficina acordados. EI reclamo debera contener, como minima, el incumplimiento que se objeta, la razon del desacuerdo contemplando todas las justificaciones corrcspondientes, Recibidos los rec1amos a un informe en particular, el eND enviara toda la documcntaciou al ERSP, quien decidira en ultima instancia, de acuerdo a 10 que indica la Scccion VII.3.4 del Reglamento de Transmision. Recibida la opinion del ERSP sabre los reclamos, el CND procedera a realizar los ajustes correspondienres y los inforrnara a los Agentes del Mercado par medic de su hoja WEB. Los informes mensuales que no hayan sido objeto de reelamos deberan sec remitidos al ERSP con caracter informativo y los mismos tendran plena vigeneia y son de estrieto cumplimiento par los agentes del mercado. Igualmcntc, en los casos en que existan reclamos y los mismos sean aceptados y aprobados por el ERSP, los informes finales que el CND ajuste, deberan ser remitidos (II ERSP con caracter infonnativo y los mismos tendran plena vigencia Y:>OI1 de estricto cumplimiento par los agentes del mercado. 6. PROCEDI'MIENTO DE MODIFICACION EI eND 0 cualquier agente conectado al Sistema Principal de Transmisi6n podra hacer una Solieitud de Modificacion a la presente Metodologia. La Solicitud de Modificacion debera estar debidamente sustentada. En el caso de que la Solicitud de Modificacion provenga de un agente, la misma se debera solicitar ante el CND, quien debera analizarla y remitir un informe al ERSP con su opinion a mas tardar 30 dias calendarios despues de recibida la solicitud. Cuando la solicitud de modificacion provenga del CND, la misma debera ser remitida al ERSP para su analisis. En todo caso, el ERSP analizara la propuesta de modificacion en un plazo no mayor de 30 dias calendarios y comunicara al CND su decision. De considerar el ERSP que la Solicitud de Modi [icacion precede, se hara una Consulta Publica para recibir comentarios a la propucsta de modificacion.