2008 Informe de Actualización Año 4 2008-2009

Transcripción

Año Tarifario No. 4
Desde: 01-julio-08
Hasta: 30-junio-09
FECHAS DE PROYECTOS
CUSPT
DEMANDA Y CAPACIDAD
GENERACIÓN OBLIGADA
CONEXIÓN
ÍNDICE DE PRECIOS AL
CONSUMIDOR
SOI - HIDRO
FACTOR DE PONDERACIÓN
DE SERVICIOS DEL CND
SOI - CND
14 de abril de 2008
Desde: 01 - julio - 2008
Hasta: 30 - junio - 2009
14 de abril de 2008
Actualización Anual del Pliego Tarifario
Año Tarifario No.4
1 de julio de 2008 - 30 de junio de 2009
CONTENIDO
SUMARIO........................................................................................................................4
1.
PREMISAS Y MARCO LEGAL .........................................................................8
2.
FACTOR DE AJUSTE POR ÍNDICE DE PRECIOS AL
CONSUMIDOR ...................................................................................................11
3.
FACTOR DE AJUSTE POR DEMANDA Y CAPACIDAD. .........................12
4.
FACTOR DE AJUSTE POR FECHAS DE INGRESO DE
EQUIPAMIENTOS. ............................................................................................17
5.
FACTOR DE PONDERACIÓN DE LOS SERVICIOS DEL CND................20
6.
TARIFAS ACTUALIZADAS .............................................................................20
ANEXO A: RESOLUCIÓN JD-5455 (5/AGO/2005) PLIEGO TARIFARIO
APROBADO.........................................................................................................23
ANEXO B: DEMANDA MAXIMA Y CAPACIDAD INSTALADA
PREVISTA Y REAL. ..........................................................................................33
ANEXO C: DECLARACIÓN JURADA DE PROYECTOS PUESTOS EN
OPERACIÓN COMERCIAL AÑO 2006 Y ESTADO DE EJECUCIÓN
DE LAS INVERSIONES EN INFORMÁTICA................................................42
ANEXO D: CORRESPONDENCIA Y DOCUMENTACION
RELACIONADA .................................................................................................46
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Año Tarifario No.4
SUMARIO
El presente documento contiene el detalle de cálculos y criterios empleados
para la actualización de los cargos por servicios de transmisión y operación
integrada, a ser aplicados en el año tarifario que inicia el 1 de julio de 2008 y
termina el 30 de junio de 2009.
Esta actualización se basa en la metodología establecida en el Régimen
Tarifario del Servicio Público de Transmisión, contenida en el Reglamento de
Transmisión (RT), aprobado por el Ente Regulador de los Servicios Públicos
(ERSP), mediante la Resolución JD-5216 de 14 de abril de 2005.
Los factores de ajuste para la presente actualización son los siguientes:
•
•
•
•
•
Ajuste por diferencias de ingreso, debido a variaciones de
las fechas de entrada o salida de equipamientos, cuyo
Coeficiente de Actualización Estructural (CAESi) resultó
ser de 0.9362, debido al atraso de los proyectos de
inversión.
Ajuste por variaciones de ingresos originados en
diferencias de la demanda o la capacidad instalada
prevista, frente a la demanda o capacidad instalada real,
reflejando un CAESi de 1.0032.
Ajuste por variaciones de precios, medidas a través del
Índice de Precios al Consumidor (IPC), cuyo resultado fue
de 1.0703.
No hay ajustes de ingresos por cambios en los
requerimientos de generación obligada en esta
actualización, sin embargo; el 17/01/2007 se presentó un
endeudamiento de B/.676.99 por cargos de operación
obligada con criterio que no cumple con el n-1, por lo que
la intención es señalar la situación, a efecto de que este
cargo sea considerado en las próximas actualizaciones.
Esta actualización no considera ajuste por Factor de
Ponderación de servicios suministrados por el Centro
Nacional de Despacho (CND), de acuerdo a instrucción de
la ASEP, contenida en la Nota DSAN-1359-07, recibida en
ETESA el 24 de abril de 2007.
A continuación se presentan los cargos aprobados sobre los cuales se aplican
los factores arriba mencionados, que corresponden al Año Tarifario No.4, del
Pliego Tarifario aprobado mediante Resolución No. JD - 5455 de 5 de agosto
de 2005, con sus correspondientes cargos actualizados.
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Año Tarifario No.4
1. CARGOS POR USO DEL SISTEMA PRINCIPAL DE TRANSMISIÓN
Los Cargos por Uso del Sistema Principal de Transmisión (CUSPT) se
actualizan con los cuatro primeros factores descritos anteriormente, los cuales
en conjunto producen un aumento de 0.52%.
A continuación se presentan los cargos aprobados y actualizados, expresados
en Balboas / kW / año.
APROBADOS RES. JD- 5455
AÑO 4: 01/JUL/2008-30/JUN/2009
PARA LA
PARA LA
ZONA
GENERACIÓN DEMANDA
21.80
-34.09
1
51.96
1.67
2
48.49
3.79
3
24.69
-19.25
4
10.27
4.43
5
6
7
8
9
10
-1.77
-5.45
-0.14
-2.18
38.85
6.85
15.98
1.93
8.43
1.19
ACTUALIZADOS
AÑO 4: 01/JUL/2008-30/JUN/2009
PARA LA
PARA LA
ZONA
GENERACIÓN DEMANDA
21.91
-34.27
1
52.23
1.68
2
48.74
3.81
3
24.82
-19.35
4
10.32
4.45
5
6
7
8
9
10
-1.78
-5.48
-0.14
-2.19
39.05
6.89
16.06
1.94
8.47
1.20
2. CARGOS POR SERVICIOS DE OPERACIÓN INTEGRADA (SOI)
La actualización de los cargos SOI refleja impactos por variaciones de precios
presentando un incremento promedio de 7.03%. Las siguientes tablas
contienen los cargos aprobados y actualizados expresados en Balboas por
kW.
DETALLE POR COMPONENTES DEL CARGO 2005-2009
(B/./KW/mes)
CARGOS APROBADOS RES. JD- 5455
AGENTES
Generadores
Consumidores
AGENTES
Generadores
Consumidores
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CND
HIDRO
TOTAL
0.0919
0.0916
0.1835
0.1203
0.1199
CARGOS ACTUALIZADOS
0.2402
CND
HIDRO
TOTAL
0.0984
0.0980
0.1964
0.1288
0.1283
0.2571
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Año Tarifario No.4
3. .CARGOS POR CONEXIÓN
Los Cargos por Conexión se actualizan sólo por variaciones de precios (IPC).
A continuación se presentan los cargos actualizados:
INSTALACIONES
CONSIDERADAS
Aprobados Actualizados Aprobados Actualizados
Miles B/./Salida
30.51
16.97
32.65
18.16
37.25
20.72
39.87
22.18
70.67
39.31
75.64
42.07
108.36
60.27
115.98
64.51
115.63
64.31
123.76
68.83
104.27
57.99
111.60
62.07
Miles B/./MVA
1.95
1.08
2.09
1.16
3.99
2.22
4.27
2.38
4.63
2.58
4.96
2.76
3.42
1.9
3.66
2.03
Miles B/./km
14.98
8.33
16.03
8.92
22.57
12.55
24.16
13.43
17.36
9.66
18.58
10.34
25.09
13.96
26.85
14.94
27.35
15.21
29.27
16.28
QUE SE INCORPORAN
TIPO DE ACTIVO
Salidas de Conexión
CXS34.5 Barras sencillas
CXS34.5 Interruptor y 1/2
CXS115 Barras sencillas (1)
CXS115 Interruptor y 1/2
CXS230 Barras sencillas
Transformadores
CXTR Reductor 105/140/175 MVA
CXTR Reductor 20/24 MVA
Líneas
CXL115 KV Circuito Sencillo
CXL115 KV Doble Circuito
CXL230 KV Doble Cto. Cond.1200 ACAR
PARA INSTALACIONES DE EXPANSIÓN CONDICIONADA
Miles B/./Salida
Salidas de Conexión, con esquema de in
112.04
1 IP - 230 KV
119.92
N/A
N/A
199.01
2 IP - 230 KV
213
N/A
N/A
71.16
1 IP - 115 KV
76.16
N/A
N/A
122.44
2 IP - 115 KV
131.05
N/A
N/A
34.85
1 IP - 34.5 KV
37.3
N/A
N/A
61.88
2 IP - 34.5 KV
66.23
N/A
N/A
Líneas
Miles B/./ km
27.26
CXL230 KV Cto. Sencillo / torres Doble (2)
29.18
N/A
N/A
(a) Esquema de conexión de interruptor y medio, con adición de uno o dos interruptores de acuerdo a
(1) Instalación atípica, no disponible para expansión, por restricciones de calidad de servicio.
(2) Línea de 230 KV con un solo circuito en torres de doble circuito.
N/A: No aplica.
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Año Tarifario No.4
INTRODUCCIÓN
El objetivo principal de este documento es presentar los cálculos y criterios
empleados en la actualización del Pliego Tarifario, para aprobación por parte
de la Autoridad Nacional de los Servicios Públicos (ASEP).
Adicionalmente, en coherencia con el mandato del Artículo 161 del
Reglamento de Transmisión, en el cual se establece que ETESA deberá
poner a disposición de los agentes los modelos de cálculo de las
actualizaciones tarifarias anuales, en la página Web de ETESA, se pretende ir
más allá, suministrando un documento que sirva de comprensión y guía
metodológica a los clientes que deseen incursionar en el conocimiento y
entendimiento de los cálculos de actualización.
El documento se ha dividido en cinco secciones a saber:
1. Premisas y marco legal: En esta sección se presentan los elementos
más importantes del marco legal que rige para las actualizaciones
tarifarias.
2. Factor de ajuste por cambios del índice de precios al consumidor:
Comprende el detalle de los cálculos que permiten incorporar la variación
de precios en las tarifas.
3. Factor de ajuste por cambios en la demanda y la capacidad prevista:
describe el mecanismo de ajuste relacionado con las variaciones que
tuvieron las variables demanda máxima y capacidad instalada.
4. Factor de ajuste por fechas de ingreso de equipamientos: En esta
sección se describe el cálculo de ajuste por cambios de fecha de los
proyectos comprometidos en el periodo tarifario evaluado, así como
también una breve descripción de los motivos que han condicionado el
desarrollo cronológico esperado.
5. Factor de ajuste por servicios suministrados por el CND: Presenta
resumen de los resultados de la auditoría realizada, para evaluar el grado
de cumplimiento de los procesos que desarrolla el CND, de acuerdo a las
obligaciones reglamentarias.
6. Pliego tarifario actualizado: Presenta detalle de los cargos aprobados y
actualizados por los diferentes factores de ajuste.
Adicionalmente, se incluyen cuatro secciones de anexos, en los cuales se
compendian los datos y la documentación asociada a los cálculos de
actualización.
Este documento aporta al objetivo de Transparencia de nuestra gestión,
como parte de nuestra misión empresarial.
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Año Tarifario No.4
1. PREMISAS Y MARCO LEGAL
El objetivo de la actualización es corregir las desviaciones de las variables
estimadas y utilizados para determinar el ingreso permitido, frente a los
resultados reales por el servicio suministrado y los recursos utilizados, para
garantizar la viabilidad técnica y económica del sistema de transmisión y el
cobro justo por el servicio brindado.
A continuación se presentan los aspectos generales que establece la Ley 6,
de 3 de febrero de 1997, respecto al proceso de actualización tarifaria.
1.1. TRÁMITE Y CALENDARIO
La Ley No.6 ordena que los nuevos valores se deben comunicar al
Regulador y deben ser publicados, con sesenta días o más de
anticipación a su aplicación, por lo menos en dos diarios de circulación
nacional. 1
En consecuencia, la actualización tarifaria, que debe aplicarse a partir del
1 de julio del año 2008, requiere cumplir con el siguiente calendario:
Comunicación a la ASEP a más tardar el 13 de abril de 2008(*)
Publicación: última semana de abril de 2008
El cumplimiento de este calendario requiere la anuencia del Regulador a
este Informe, antes del 20 de abril de 2008, para coordinar la publicación
con los diarios de circulación nacional oportunamente.
1.2. PARÁMETROS OBJETO DE ACTUALIZACIÓN
En el siguiente diagrama se esquematiza el flujo de información o
variables que afectan a cada uno de los cargos que componen el pliego
tarifario de transmisión.
1
Artículo 99. Actualización de las tarifas. Durante el período de vigencia de cada fórmula tarifaria, las empresas
de distribución y las de transmisión podrán actualizar las tarifas base, aprobadas por el Ente Regulador para el
período respectivo, utilizando el índice de precio de energía comprada en bloque y las fórmulas de ajuste
establecidas por el Ente Regulador, las cuales tomarán en cuenta el índice de precio al consumidor emitido por la
Contraloría General de la República. Cada vez que estas empresas actualicen las tarifas, deberán comunicar los
nuevos valores al Ente Regulador y publicarlas con sesenta días o más de anticipación a su aplicación, por lo menos,
dos veces en dos diarios de circulación nacional. (Modificado mediante Decreto-Ley No. 10 de 26 de febrero de
1998).
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Año Tarifario No.4
FECHAS DE
PROYECTOS
CUSPT
DEMANDA Y
CAPACIDAD
GENERACIÓN
OBLIGADA
CONEXIÓN
ÍNDICE DE PRECIOS
AL CONSUMIDOR
SOI - HIDRO
FACTOR DE
PONDERACIÓN DE
SERVICIOS DEL CND
SOI - CND
El Régimen de Transmisión vigente establece la metodología para la
actualización anual del Pliego Tarifario:
Los cargos por uso se actualizan para tener en cuenta i) los cambios
con respecto a lo planificado en los ingresos o egresos efectivos de
equipamientos; ii) las variaciones por diferencia entre la demanda o la
capacidad instalada de generación prevista y la demanda o capacidad
instalada de generación real; iii) Los cambios en los requerimientos de
generación obligada previstos y otros costos adicionales del mercado
mayorista relacionados a la aplicación del criterio de seguridad n-1
adoptado en el Reglamento de Transmisión y iv) el Índice de Precios al
Consumidor (IPC) publicado por la Contraloría General de la
República.
Los cargos por conexión sólo se actualizan en función del IPC.
Los cargos por Servicios de Operación Integrada, se actualizan según
el componente que se trate: i) los cargos por Servicios de
Hidrometeorología se actualizan sólo por el IPC; ii) los cargos por el
Centro Nacional de Despacho, se actualizan por IPC y por el Factor de
Ponderación (FP) de calidad de servicios suministrados durante el año
tarifario precedente.
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Año Tarifario No.4
1.3. HORIZONTE DE ANÁLISIS
El horizonte de análisis se define en función de los cargos que serán
actualizados y las fórmulas de actualización, las cuales toman en cuenta el
tiempo requerido para realizar los cálculos de actualización.
Cálculos de
actualización
mar-abril 2008
Año tarifario vigente
Año tarifario = No 3
(i-1)
1/ene/2007 1/jul/2007 1/ene/2008
30/jun/2007 31/dic/2007 30/jun/2008
Año Calendario 2007
(Diciembre n-1)
Cargos a ser actualizados:
Año tarifario No 4
(= año n = año i)
1/jul/2008 1/ene/2009
31/dic/2008 30/jun/2009
Para la actualización de los cargos del año tarifario No. 4, el cual inicia el
01/jul/2008 y termina el 30/jun/2009, el horizonte de análisis es el año
calendario anterior al inicio de vigencia de los cargos a ser actualizados, en
consecuencia, se evalúan los datos del año calendario 2007 del índice de
precios al consumidor (IPC), la demanda máxima por punto de interconexión y
la capacidad instalada facturada, las fechas de inicio de operación comercial
de proyectos o equipamientos y la generación obligada.
1.4. CARGOS BASE PARA LA ACTUALIZACIÓN TARIFARIA
Los cargos aprobados para el Año Tarifario No.4, sobre los cuales se aplican
los factores arriba mencionados, forman parte del Pliego Tarifario aprobado
mediante Resolución No. JD - 5455 de 5 de agosto de 2005. Anexo A
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Año Tarifario No.4
2. FACTOR DE AJUSTE POR ÍNDICE DE PRECIOS AL
CONSUMIDOR
Este ajuste permite actualizar las tarifas en función de los cambios de costos
de los insumos requeridos para la operación y mantenimiento. Los datos
básicos utilizados para estos cálculos, los índices de Precios al Consumidor
(IPC) mensual, son suministrados por la Contraloría General de la República
a continuación, se presenta la serie de los valores utilizados.
CUADRO No. 1.
ÍNDICE DE PRECIOS AL CONSUMIDOR
(BASE 2005 = 100)
Base de los
cálculos
IPC0
Mes
2005
2006
2007
Enero
Febrero
Marzo
Abril
Mayo
Junio
Julio
Agosto
Septiembre
Octubre
Noviembre
Diciembre
101.7
102.2
102.9
103.02
102.9
103
107.4
103.4
103.4
104.9
104.3
104.7
104.8
104.6
105
106.2
106.1
106.3
106.3
106.4
106
106.3
106.4
107
107.2
107.5
108.4
109.1
109.7
110.2
110.7
110.9
111.5
112.1
113.3
113.8
Diciembre n-1
IPCi
El factor de ajuste, se calcula con base en la fórmula tarifaria establecida en el
Régimen Tarifario de Transmisión vigente, cuyos elementos se subrayan y
resaltan en la siguiente expresión:
Cargoii = [(0.33 + 0.67 (IPCi/IPC0))] x CAESi. x Cargoi0
Siguiendo la metodología del Régimen Tarifario de Transmisión, los valores
de IPC a utilizar en el presente ajuste corresponden a: i) IPC0 = junio de 2005
como fecha base de cálculo, fecha en la cual se elaboró el Pliego Tarifario
original y, ii) IPCi = diciembre de 2007 n-1, resaltados en amarillo en el
cuadro No. 1.
A continuación se desarrolla la fórmula, con los datos correspondientes.
Factor de Ajuste IPC = [(0.33 + 0.67 (113.8/103.0))]
= 0.33 + (0.67*1.10485)
= 0.33 + 0.740252427
= 1.0703
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Año Tarifario No.4
El ajuste en concepto de variación de IPC representa un incremento de 7% en
todos los cargos (por servicio de transmisión).
3. FACTOR DE AJUSTE POR DEMANDA Y CAPACIDAD
El factor de ajuste por incremento o decremento de ingresos debidos a
variaciones de la demanda máxima y la capacidad instalada prevista, frente a
la demanda máxima y la capacidad instalada real, utilizado en la actualización
de los cargos CUSPT, se calcula con la siguiente fórmula estipulada por
Régimen Tarifario de Transmisión vigente:
CAESi = [[Σ n 4 IPSPT in-1 ] +/- IPSPT n-1prev n-1 - IPSPT n-1reales n-1] / Σ n 4 IPSPT i n-1
Donde:
CAESi: es el Coeficiente de Actualización Estructural.
IPSPT n-1prev n-1 es el ingreso previsto para el año anterior a la fecha de
diciembre de n-1. Dicho ingreso se calcula mediante el producto de los
cargos aprobados originalmente, multiplicados por la demanda y
capacidad prevista utilizada en el Modelo de Cargos por Uso del
Pliego Tarifario.
IPSPT n-1reales n-1 es el ingreso real en el año anterior a la fecha de
diciembre de n-1. Este ingreso se obtiene de multiplicar los cargos
aprobados originalmente, por la demanda y la capacidad real
facturada, durante el horizonte de análisis.
Σ
IPSPT in-1 es la sumatoria del ingreso previsto para los años
tarifarios (i) restantes a la fecha de diciembre de n-1.
n
4
3.1. DEMANDA Y CAPACIDAD INSTALADA
En el Cuadro No. 2 se presenta el resumen de la demanda prevista y la
demanda real, correspondiente al año calendario 2007, calculado como el
promedio de las facturaciones mensuales de cada semestre.
Como resultado tenemos que la demanda facturada fue 8.06MW inferior a
la prevista.
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Año Tarifario No.4
CUADRO No.2
DEMANDA MÁXIMA PREVISTA Y FACTURADA (MW)
AÑO CALENDARIO 2007
TOTAL PROMEDIO PONDERADA
DETALLE
PREVISTA
EDE MetroOeste, S. A.
- Zona 5 (S/E Llano Sánchez)
- Zona 6 (S/E Chorrera)
- Zona 7 (S/E Panamá)
Elektra Noreste, S. A.
- Zona 8 (S/E Bayano)
- Zona 9 (S/E BLM)
EDE Chiriquí, S. A.
- Zona 1 (S/E Progreso)
- Zona 3 S/E Caldera,La Estrella y Los Valles
- Zona 3 (S/E Caldera-Paja de Sombrero)
- Zona 3 (S/E La Estrella)
- Zona 3 (S/E Los Valles)
- Zona 4 (S/E Mata del Nance)
Cemento Panamá, S.A.
- Zona 9 (S/E Bahía las Minas)
Bocas Fruit
- Zona 10 (S/E Changuinola)
TOTAL
REAL
FACTURADA
DIFERENCIA
545.93
95.89
91.59
358.45
399.26
317.18
0.56
81.52
85.56
21.64
7.10
6.97
0.02
0.11
56.82
546.25
95.95
91.85
358.45
400.82
317.18
0.56
83.08
86.06
21.77
7.10
0.32
0.06
0.26
0.00
1.56
0.00
0.00
1.56
0.50
0.13
0.00
57.19
0.37
4.12
4.21
0.09
10.53
0.00
-10.53
1,045.40
1,037.34
-8.06
Parte de las variaciones obedecen al Ajuste por Demanda Máxima Anual
No Coincidente (DMANC) de las empresas distribuidoras de energía y del
gran cliente Cemento Panamá del año Tarifario No.2, facturado en el año
calendario 2007 de lo cual podemos concluir lo siguiente:
Empresa de Distribución
(EDEMET):
Eléctrica Metro Oeste, S.A.
Se registró un incremento en la demanda real facturada respecto a
la demanda prevista de 0.320 MW. En la SE Llano Sánchez, se
verificó una variación de 0.060MW y
Chorrera 0.260MW
respectivamente, áreas estas cuyo crecimiento turístico se ha
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Año Tarifario No.4
incrementado fuertemente en la región de las playas, provocando
grandes inversiones en hoteles, restaurantes y la infraestructura
necesaria para albergar la masiva afluencia turística con el
consecuente incremento de la demanda.
Empresa de Distribución Eléctrica Elektra Noreste, S.A.
(ELEKTRA):
En el caso de ELEKTRA, la variación se da en la SE Bahía Las
Minas y esta se explica por el fuerte crecimiento comercial de esta
zona.
Empresa de Distribución Eléctrica de Chiriquí, S.A. (EDECHI)
En EDECHI la variación se da principalmente en la SE Mata del
Nance con un incremento de 0.370 MW debido a la afluencia de
extranjeros con hábitos de alto consumo de energía, que no sólo
afecta el sector residencial sino que también ha influenciado
grandemente al sector comercial en la provincia chiricana. Y en el
caso de la SE Progreso con una variación de 1.30 MW, asociado
principalmente a la intensa actividad de Petroterminal de Panamá.
Bocas del Toro: la incorporación de esta demanda se ha
postergado debido al atraso del proyecto de transmisión FortunaChanguinola. Es oportuno señalar que la concesión del servicio de
distribución a dicha área aún se encuentra pendiente de trámite.
Cemento Panamá: la variación obedece a lecturas superiores a
las estimadas originadas por el cliente, registradas en los puntos de
interconexión, durante el año tarifario No.2, facturadas en el año
2007, como ajustes por DMANC.
La capacidad prevista y la capacidad facturada se muestran en el cuadro
siguiente en el cual puede apreciarse que la capacidad facturada fue
7.22MW superior a la prevista:
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Año Tarifario No.4
CUADRO No.3
CAPACIDAD PREVISTA Y FACTURADA (MW)
SEGUNDO SEMESTRE AÑO CALENDARIO 2007
TOTAL PROMEDIO ANUAL
DETALLE
PREVISTA REAL FACTURADA VARIACIÓN
EGE FORTUNA
AES
Bayano
La Estrella - Los Valles
Turbinas de Gas - Pmá
Esti(2)
EGE BLM, S.A.
COPESA
PAN-AM
PACORA P.P.
ACP
EDEMET (Gen.Propia)
La Yeguada
Capira
TOTAL
300.00
470.00
260.00
90.00
0.00
120.00
280.00
44.00
96.00
53.40
75.00
12.50
7.00
5.50
1,330.90
300.00
476.37
260.00
96.37
0.00
120.00
280.00
44.00
96.00
53.53
75.73
12.50
7.00
5.50
1,338.12
0.00
6.37
0.00
6.37
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.13
0.73
0.00
0.00
0.00
7.22
Las variaciones fueron causadas por:
a) El cambio de capacidad de generación de AES, generador que
pasó de 470.00 MW, a 476.37 MW producto de la repotenciación
de las centrales La Estrella y Los Valles, a partir del 20 de julio de
2007 (Nota ETE-DEOI-CND-OP-353-2007 del 6 de agosto del
2007). Anexo D
Central Hidroeléctrica La Estrella
Unidad
1
2
Total
1
2
Total
Anterior
Repotenciación
21 MW
23.6 MW
21 MW
23.6 MW
41 MW
47.2 MW
Central Hidroeléctrica Los Valles
24 MW
27.4 MW
24 MW
27.4 MW
48 MW
54.8 MW
b) La entrega de los 8.71 MW adicionales, respecto a los 75 MW
previstos a suministrar por la Autoridad del Canal de Panamá,
durante el año tarifario anterior, lo cual fue facturado como ajuste
durante el primer semestre del año calendario 2007. La variación
mostrada en el cuadro No.3, está ponderada por los 12 meses. Las
lecturas y cálculos del ajuste se aprecian en el Anexo B.
c) EGESA habilitó :
• Turbina unidad PAN G2, a partir de 13 de marzo de 2007 con
20MW. Nota ETE-DEOI-OP-162-2007.
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Página 15
Año Tarifario No.4
•
Turbina unidad PAN G1, entrada en operación el 13 de abril de
2007 con 20MW. Nota ETE-DEOI-CND-OP-215-2007, del 28 de
mayo de 2007. Anexo D
d) Aumento en la capacidad de Pedregal a partir del 25 de agosto de
2005 a 53.53 MW.
3.2.
CÁLCULO
DEL
COEFICIENTE
ESTRUCTURAL CAES dem&cap
DE
ACTUALIZACIÓN
A continuación se presenta el detalle de los cálculos del CAES por
cambios de demanda y capacidad.
•
•
•
El IPSPT previsto, calculado con la demanda y capacidad prevista
corresponden a 38,736 miles de balboas.
El IPSPT real, calculado con la demanda y capacidad real
facturada, ascienden a 38,554 miles de Balboas.
La sumatoria del IPSPT, de los años restantes del periodo tarifario,
obtenidos del Modelo de Cargos por Uso, corresponden a 57,514
miles de Balboas. Ver Anexo B.
A continuación se muestra la fórmula del factor de actualización, con
los valores indicados anteriormente.
CAESi = [[Σ n 4 IPSPT in-1 ] +/- IPSPT n-1prev n-1 - IPSPT n-1reales n-1] / Σ n 4 IPSPT i
El CAES por cambios de demanda y capacidad incrementa los Cargos
por Uso, del Año tarifario No. 4 en 0.32%, respecto a los aprobados
para el mismo año.
15/05/2008
Página 16
Año Tarifario No.4
4. FACTOR DE AJUSTE POR FECHAS DE INGRESO DE
EQUIPAMIENTOS
El objetivo de este ajuste está orientado a la evaluación del cumplimiento
del cronograma previsto de proyectos de inversión que debían
incorporarse al Sistema Principal de Transmisión, durante el año
calendario 2007, tal como fueron considerados en el Ingreso Máximo
Permitido, aprobado mediante la Resolución JD-5393 de 4 de julio de 2005
y, por consiguiente, en el Pliego Tarifario vigente.
4.1. FECHAS
DE
INGRESO
EFECTIVO
COMPROMETIDOS EN TARIFAS
DE
PROYECTOS
El total de inversiones al Sistema Principal de Transmisión comprometidas
en tarifa para el año 2007, corresponde a compromisos por un total de
B/.2,347.
Adicionalmente, se cuenta con inversiones postergadas por un monto de
B/.24,515, como se indica en el siguiente cuadro.
CUADRO No. 4
PROYECTOS COMPROMETIDOS EN TARIFAS
PARA EL AÑO 2007 (Miles de Balboas)
DESCRIPCIÓN
IMPORTE TOTAL
FECHA
COMPROMETIDA
Fecha de Inicio de
Operaciones Año 4
Reprogramada
kV TOTAL SISTEMA PRINCIPAL DE TRANSMISION
SISTEMA DE TRANSMISION BOCAS DEL TORO
230 L/T 230kV FORTUNA-CHANGUINOLA-FRONTERA
230 S/E CHANGUINOLA
23,942
18,842
5,100
01-Oct-06
01-Oct-06
01-Oct-08
01-Oct-08
SISTEMA DE TRANSMISIÓN PANAMÁ-CÁCERES
115 L/T 115kV PANAMÁ-CÁCERES
115 ADICIÓN INTERRUPTORES PANAMÁ Y CÁCERES
2,127
658
1,469
01-Jul-07
01-Jul-07
30-Jul-08
30-Jul-08
Nov-05
30-Sep-08
OTROS PROYECTOS DE TRANSMISIÓN
AD. TRANSF. T3 MATA DE NANCE Pendiente
212
212
OTRAS INVERSIONES
INFORMATICA
Postergadas 2005-2006
Menos: Comprometidas 2007
Sub-Total
361
227
588
Realizadas en el 2007
Postergadas 2007-2008
569
19
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17-Jul-08
Dic-08
Página 17
Año Tarifario No.4
Del total de inversiones a ejecutar en Informática para el 2007 se
activaron equipos por un valor total de B/.569,000.00, cuya fecha
promedio ponderada de inicio de operación corresponde al 17 de julio de
2007, postergándose B/.19,000.00 para el 2008. En el Anexo C, se
presenta detalle de estas inversiones.
De acuerdo al literal (i.3) del Reglamento de Transmisión, ETESA debe
informar las fechas de inicio de operación comercial de los proyectos de
inversión mediante una “Declaración Jurada de Proyectos del Sistema
Principal de Transmisión Terminados durante el año anterior”, la cual se
incluye en el Anexo C.
La fecha de inicio de operación comercial de las inversiones en
informática, a utilizar en los cálculos tarifarios, se ha ponderado de
acuerdo a la fecha y montos de cada uno de los equipos listados, tal
como lo establece la regulación vigente.
4.2. CÁLCULO DEL COEFICIENTE DE ACTUALIZACIÓN ESTRUCTURA
(CAES fechas)
El coeficiente de actualización estructural, CAESi, debido a las diferencias
de Ingreso Permitido del Sistema Principal de Transmisión (IPSPT), por
cambios de fecha de ingreso de equipamientos, establecida en el Régimen
Tarifario se calcula con base en la siguiente fórmula:
•
El IPSPTn-1previsto, del IMP aprobado fue de 39,461 miles de balboas.
•
El IPSPTn-1real, calculado con las fechas reales, ascienden a 35,805
miles de balboas.
La sumatoria del IPSPT de los años restantes del periodo tarifario
corresponden a 57,288 miles de balboas.
•
El cálculo de CAES por ajuste de fechas de ingreso efectivo de proyectos
de inversión, comprende la realización de los siguientes pasos:
• Primero: Recalcular el Ingreso Permitido del Sistema Principal
de Transmisión real (IPSPT-real.) Este nuevo ingreso se obtiene
modificando las fechas de ingreso de los proyectos, de acuerdo a su
fecha de ingreso efectivo (real) o a la nueva programación, en el
Modelo de Ingreso Máximo Permitido (IMP). Las fechas reales del
Cuadro No. 4 son las incorporadas en el modelo, para este cálculo.
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Página 18
Año Tarifario No.4
• Segundo: Calcular la diferencia de ingresos, según la fórmula
establecida en el Régimen Tarifario de Transmisión, para la cual se
considera el ingreso previsto corresponde al importe aprobado en el
IMP, utilizado para los cálculos tarifarios.
En el Cuadro No. 5, se presenta el detalle del IPSPT aprobado, frente al
actualizado por las fechas reales de los proyectos previstos a iniciar
operaciones comerciales durante el año 2007.
CUADRO No.5
INGRESO PERMITIDO POR EL SISTEMA PRINCIPAL
DE TRANSMISIÓN, APROBADO VS ACTUALIZADO
AÑO 2007 (Miles de Balboas)
DETALLE
APROBADO
ACTUALIZADO
TOTAL IPSPT
39,461
35,805
Operación y Mantenimiento
5,188
4,829
Administración
2,794
2,600
Depreciación
11,302
10,574
Rentabilidad sobre Activos
20,177
17,803
Para el caso de las instalaciones puestas en operación comercial, durante
el año evaluado, todos los conceptos de remuneración están ponderados
a los meses del año en que los activos operan.
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Año Tarifario No.4
Este ajuste tiene un impacto de reducción de los Cargos por Uso del Sistema
Principal de Transmisión de 6.38 %, respecto a los cargos aprobados para el
año tarifario No. 4.
5. FACTOR DE PONDERACIÓN DE LOS SERVICIOS DEL CND.
El Artículo 209 la ASEP referente a las auditorias indica:
“...El ERSP podrá definir la no realización de esta autoría durante un año
si considera que el servicio no ha modificado su calidad...”
Acogiéndose a este artículo la ASEP mediante la Nota DSAN-3094-07 de 19
del septiembre de 2007, estableció que: Anexo D
“... para la actualización tarifaria correspondiente al año tarifario No. 4
(julio/2008-junio/2009), no se aplicarán ajustes a los cargos por el Servicio
de Operación Integrada como resultado de la auditoria a los procesos que
realiza el CND. Por tanto, se exime a ETESA de la presentación de dicha
auditoria en la actualización del Pliego Tarifario....”
6. TARIFAS ACTUALIZADAS
De acuerdo con las fórmulas metodológicas contenidas en el Régimen
Tarifario de Transmisión, la actualización tarifaria se produce mediante la
aplicación de los diferentes factores de ajustes detallados precedentemente.
A continuación se presentan los cargos aprobados 2 y los ajustados para
aplicar, durante el año tarifario No. 4, que inicia el 1 de julio de 2008 y termina
el 30 de junio de 2009.
Los coeficientes de ajuste, aplicables según corresponda en cada fórmula de
actualización, se listan en la siguiente tabla.
CUADRO No.6
COEFICIENTE DE AJUSTE ESTRUCTURAL
POR TIPOS DE CAMBIOS
CONCEPTO DE AJUSTE
COEFICIENTE
FECHA DE INICIO DE OPERACIÓN DE PROYECTOS
0.9362
INDICE DE PRECIOS AL CONSUMIDOR
1.0703
DEMANDA Y CAPACIDAD
1.0032
GENERACION OBLIGADA (N/A)
(N/A)
PONDERACION DE SERVICIOS DEL CND
(N/A)
(N/A) Factor no aplicado, de acuerdo a lo explicado en el respectivo
acápite de este documento.
2
Aprobados mediante Resolución No. JD-5455 del 5 de agosto de 2005.
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Año Tarifario No.4
6.1. CARGOS POR USO DEL SISTEMA PRINCIPAL DE TRANSMISIÓN
(CUSPT)
En las siguientes tablas se presentan los CUSPT aprobados y
actualizados, expresados en Balboas / kW / año.
CUADRO No. 7
APROBADOS RES. JD- 5455
AÑO 4: 01/JUL/2008-30/JUN/2009
PARA LA
PARA LA
ZONA
GENERACIÓN DEMANDA
ACTUALIZADOS
AÑO 4: 01/JUL/2008-30/JUN/2009
PARA LA
PARA LA
ZONA
GENERACIÓN DEMANDA
1
21.80
-34.09
1
21.91
-34.27
2
51.96
1.67
2
52.23
1.68
3
48.49
3.79
3
48.74
3.81
4
24.69
-19.25
4
24.82
-19.35
5
10.27
4.43
5
10.32
4.45
6
-1.77
6.85
6
-1.78
6.89
7
-5.45
15.98
7
-5.48
16.06
8
-0.14
1.93
8
-0.14
1.94
9
-2.18
8.43
9
-2.19
8.47
10
38.85
1.19
10
39.05
1.20
Los CUSPT se actualizan con los primeros tres coeficientes de
actualización, los cuales producen un factor global de 1.0052, aumentando
los cargos aprobados en 0.52%.
COEFICIENTE DE AJUSTE ESTRUCTURAL
POR TIPOS DE CAMBIOS
COEFICIENTE
CONCEPTO DE AJUSTE
FECHA DE INICIO DE OPERACIÓN DE PROYECTOS
0.9362
INDICE DE PRECIOS AL CONSUMIDOR
1.0703
DEMANDA Y CAPACIDAD
1.0032
GENERACION OBLIGADA (N/A)
(N/A)
PONDERACION DE SERVICIOS DEL CND
(N/A)
1.0052
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Página 21
Año Tarifario No.4
6.2. CARGOS POR SERVICIOS DE OPERACIÓN INTEGRADA (SOI)
Los cargos SOI actualizados por la variación del Índice de Precios al
Consumidor, se incrementan en 7.03 % (promedio total), respecto a los
aprobados.
6.3 CARGOS POR CONEXIÓN
Los cargos por servicios de Conexión sólo se modifican en proporción
directa con la variación del IPC, cuyo factor de ajuste, como se indicó
anteriormente, resultó ser de 1.073
CUADRO No. 9
CARGOS ANUALES POR CONEXIÓN
AL SISTEMA PRINCIPAL DE TRANSMISION
ANO No. 4
INSTALACIONES
CONSIDERADAS
QUE SE INCORPORAN
Aprobados Actualizados Aprobados Actualizados
TIPO DE ACTIVO
Miles B/./Salida
Salidas de Conexión
30.51
16.97
CXS34.5 Barras sencillas
32.65
18.16
37.25
20.72
CXS34.5 Interruptor y 1/2
39.87
22.18
70.67
39.31
CXS115 Barras sencillas (1)
75.64
42.07
108.36
60.27
115.98
64.51
115.63
64.31
CXS230 Barras sencillas
123.76
68.83
104.27
57.99
111.60
62.07
Transformadores
Miles B/./MVA
1.95
1.08
2.09
1.16
3.99
2.22
4.27
2.38
4.63
2.58
4.96
2.76
3.42
1.9
CXTR Reductor 20/24 MVA
3.66
2.03
Líneas
Miles B/./km
14.98
8.33
16.03
8.92
22.57
12.55
24.16
13.43
17.36
9.66
18.58
10.34
25.09
13.96
26.85
14.94
27.35
15.21
CXL230 KV Doble Cto. Cond.1200 ACAR
29.27
16.28
PARA INSTALACIONES DE EXPANSIÓN CONDICIONADA
Salidas de Conexión, con esquema de in
Miles B/./Salida
112.04
1 IP - 230 KV
119.92
N/A
N/A
199.01
2 IP - 230 KV
213
N/A
N/A
71.16
1 IP - 115 KV
76.16
N/A
N/A
122.44
2 IP - 115 KV
131.05
N/A
N/A
34.85
1 IP - 34.5 KV
37.3
N/A
N/A
61.88
2 IP - 34.5 KV
66.23
N/A
N/A
Líneas
Miles B/./ km
27.26
CXL230 KV Cto. Sencillo / torres Doble (2)
29.18
N/A
N/A
(a) Esquema de conexión de interruptor y medio, con adición de uno o dos interruptores de acuerdo a
(1) Instalación atípica, no disponible para expansión, por restricciones de calidad de servicio.
(2) Línea de 230 KV con un solo circuito en torres de doble circuito.
N/A: No aplica.
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Página 22
ANEXO A: RESOLUCIÓN JD-5455 (5/AGO/2005) PLIEGO
TARIFARIO APROBADO
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Página 23
ENTE REGULADOR DE LOS SERVICIOS PÚBLICOS
Resolución #: JD-5455
Panamá 5 de agosto de 2005
Por la cual se aprueba el Pliego Tarifario del servicio público de transmisión eléctrica,
para la Empresa de Transmisión Eléctrica, S.A. para el período tarifario del 1° de julio
de 2005 al 30 de junio de 2009.
LA JUNTA DIRECTIVA
Del Ente Regulador de los Servicios Públicos
en uso de sus facultades legales
CONSIDERANDO:
1. Que mediante la Ley 26 de 29 de enero de 1996, se creó el Ente Regulador de los
Servicios Públicos (Ente Regulador) como organismo autónomo del Estado, con
competencia para regular y controlar la prestación de los servicios públicos de
abastecimiento de agua potable, alcantarillado sanitario, telecomunicaciones,
electricidad, radio y televisión, así como los de transmisión y distribución de gas
natural;
2. Que mediante la Ley 6 de 3 de febrero de 1997, por la cual se dicta el Marco
Regulatorio e Institucional para la Prestación del Servicio Público de Electricidad, se
establece el régimen al que se sujetarán las actividades de generación, transmisión,
distribución y comercialización de energía eléctrica, destinadas a la prestación del
servicio público de electricidad;
3. Que conforme al numeral 4 del artículo 20 de la Ley 6 antes citada, le corresponde
al Ente Regulador establecer los criterios, metodologías y fórmulas para la fijación de
tarifas de los servicios públicos de electricidad, en los casos en que no haya libre
competencia;
4. Que según se establece en el numeral 1 del artículo 98 de esa misma ley, le
corresponde al Ente Regulador definir periódicamente las fórmulas tarifarias
separadas, para los servicios de transmisión, distribución, venta a clientes regulados y
operación integrada y establecer topes máximos y mínimos tarifarios, de obligatorio
cumplimiento por parte de las empresas, así como definir las metodologías para la
determinación de tarifas;
5. Que el numeral 2 del referido artículo 98, establece que para fijar sus tarifas, las
empresas de transmisión y distribución prepararán y presentarán, a la aprobación del
Ente Regulador, los cuadros tarifarios para cada área de servicio y categoría de cliente,
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Página 24
los cuales deben ceñirse a las fórmulas, topes y metodología establecidas por el Ente
Regulador;
6. Que para el servicio público de transmisión de electricidad, esta Entidad
Reguladora aprobó mediante la Resolución JD-5216 de 14 de abril de 2005, el
Reglamento de Transmisión, el cual contiene el Régimen Tarifario y sus
procedimientos, al que deben acogerse aquellas empresas que cuenten con su
respectiva concesión para la prestación de esa actividad;
7. Que para aprobar las fórmulas tarifarias para el Servicio Público de Transmisión
que rigen a partir del 1° de julio de 2005, el Ente Regulador convocó a una Consulta
Pública para recibir comentarios sobre la Propuesta de Ingreso Máximo Permitido y la
Propuesta de Pliego Tarifario de la Empresa de Transmisión Eléctrica, S.A., para la
actividad de transmisión y el servicio de operación integrada. Dicha Consulta Pública
fue autorizada mediante la Resolución JD-5251 de 19 de abril de 2005;
9. Que luego del análisis de los comentarios recibidos en la Consulta Pública, el Ente
Regulador aprobó mediante la Resolución JD-5393 del 4 de julio de 2005 el Ingreso
Máximo Permitido para el periodo del 1° de julio de 2005 al 30 de junio de 2009 y
ordenó a la Empresa de Transmisión Eléctrica, S.A. que con base a la información
contenida en dicha Resolución preparara y presentara a la consideración de esta
entidad, el Pliego Tarifario de Transmisión;
10. Que en cumplimiento de este mandato, mediante nota ETE-DEOI-PLAN-0822005 del 12 de julio de 2005 la Empresa de Transmisión Eléctrica, S.A. presentó la
propuesta de Pliego Tarifario del Servicio Público de Transmisión de Electricidad,
para su respectiva evaluación y aprobación;
11. Que con su revisión, el Ente Regulador determinó que el pliego presentado por la
Empresa de Transmisión Eléctrica, S.A., se ajusta al Ingreso Máximo Permitido
aprobado para las actividades de transmisión y del servicio de operación integrada y
con las normas del Régimen Tarifario de Transmisión aprobados mediante la
Resolución JD- 5216;
12. Que vistas las anteriores consideraciones y en atención a que el numeral 25 del
artículo 20 de la Ley 6 de 1997, atribuye al Ente Regulador realizar los actos
necesarios para el cumplimiento de las funciones que le asigne la Ley;
RESUELVE:
PRIMERO: APROBAR el Pliego Tarifario del Servicio Público de Transmisión de
Electricidad de la Empresa de Transmisión Eléctrica, S.A., el cual está contenido
como Anexo A de esta Resolución y que forma parte integral de la misma. Este Pliego
Tarifario tiene una vigencia de cuatro (4) años contados a partir de las cero (0) horas
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Página 25
del día 1° de julio de 2005 hasta la vigésima cuarta (24) hora del día 30 de junio de
2009.
SEGUNDO: ADVERTIR que el Pliego Tarifario a que se refiere el artículo primero
de esta Resolución, contiene los cargos por conexión, uso del Sistema Principal y por
el servicio de operación integrada que incluye el servicio del Centro Nacional de
Despacho y de Hidrometeorología.
TERCERO: ADVERTIR a la Empresa de Transmisión Eléctrica, S.A., que sólo
podrá facturar y cobrar a los usuarios de la red de transmisión, los cargos contenidos
en el Pliego Tarifario que se aprueba mediante la presente Resolución.
CUARTO: ORDENAR a la Empresa de Transmisión Eléctrica, S. A., que en un
plazo no mayor de 7 días calendarios contados a partir de la notificación de la presente
Resolución, publique en 2 diarios de circulación nacional por 2 días consecutivos, un
aviso que contenga el texto íntegro del Pliego Tarifario que se aprueba mediante esta
Resolución y ponga a disposición de sus clientes copias del mismo.
QUINTO: ADVERTIR que esta Resolución sólo admite el Recurso de
Reconsideración, el cual debe interponerse dentro del término de cinco (5) días
hábiles, contados a partir de su notificación.
Fundamento de Derecho: Ley 26 de 29 de enero de 1996, Ley 6 de 3 de febrero de
1997; Decreto Ejecutivo Nº 22 de 19 de junio de 1998 y disposiciones concordantes.
NOTIFÍQUESE Y CÚMPLASE.
CARLOS E. RODRÍGUEZ B.
NILSON A. ESPINO
Director
Director
JOSÉ GALÁN PONCE
Director Presidente
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ANEXO A de la Res. JD-5455
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Página 27
15/05/2008
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Página 32
ANEXO B: DEMANDA MÁXIMA Y CAPACIDAD INSTALADA
PREVISTA Y REAL.
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Página 33
EMPRESA DE TRANSMISION ELECTRICA, S. A.
AJUSTE POR DEMANDA MÁXIMA ANUAL NO COINCIDENTE (DMANC)
AÑO 1: 1/JUL/2005-30/JUN/2006
(MW)
DMANC
AGENTE
DIFERENCIA CUSPT AÑO 1
AJUSTE (B/.)
(B/./Kw/año)
PREVISTA
REAL (*)
EDEMET
S/E Llano Sánchez (Zona 5)
S/E Chorrera (Zona 6)
Panamá (Zona 7)
519.16
91.18
87.14
340.84
505.98
90.30
85.86
329.82
ELEKTRA
Panamá (Zona 7)
S/E Bayano (Zona 8)
S/E Bahía las Minas (Zona 9)
368.97
290.14
0.56
78.27
376.54
282.65
0.59
93.30
-7.49
0.03
15.03
16.33
1.08
11.85
178,155.33
N/A
35.13
178,120.19
EDECHI
S/E Progreso (Zona 1)
S/E Caldera (Zona 3)**
S/E Mata del Nance (Zona 4)
82.48
20.86
6.85
54.77
89.62
26.20
6.99
56.43
5.34
0.14
1.66
-35.63
3.35
-20.51
-223,879.89
-190,305.53
459.32
-34,033.68
CPSA (Zona 9)
4.12
5.10
0.98
11.85
11,606.01
Real-Prev
TOTAL
0.00
-0.88
-1.28
-11.02
3.64
6.19
16.33
N/A
N/A
N/A
-34,118.55
*La lectura de los medidores incluye seis decimales sin redondeo
**Incluye 115-19, Caldera y Estrella
NOTA: Este ajuste fue facturado durante el año calendario 2006.
15/05/2008
Página 34
1/ de julio de 2008 - 30 de junio de 2008
EMPRESA DE TRANSMISIÓN ELÉCTRICA, S.A.
DETALLE
Empresa de Distribución Eléctrica MetroOeste, S. A. (EDEMET)
- Zona 5 (S/E Llano Sánchez)
- Zona 6 (S/E Chorrera)
Elektra Noreste, S. A.
- Zona 8 (S/E Bayano)
- Zona 9 (S/E BLM)
Empresa de Distribución Eléctrica Chiriquí, S. A. (EDECHI)
- Zona 1 (S/E Progreso)
- Zona 3 (S/E Caldera)
- Zona 3 (S/E La Estrella)
- Zona 3 (S/E Los Valles)
- Zona 4 (S/E Mata del Nance)
Cemento Panamá, S.A.
- Zona 9 (S/E Bahía las Minas)
Bocas Fruit
- Zona 10 (S/E Changuinola)
TOTAL
15/05/2008
ACTUALIZACIÓN TARIFARIA PARA 1o de JULIO 2008 al 30 de JUNIO 2009
INGRESOS DE CARGOS POR USO CON DEMANDA PREVISTA
DEMANDA MÁXIMA
CARGO POR USO
ANUAL NO
DEL SPT
INGRESOS PREVISTOS
COINCIDENTE
(B/./Kw/año)
.
PREVISTA (MW)
(Miles de Balboas)
.
JUL/DICENE/JUN- JUL/DIC- ENE/JUN- JUL/DIC- ENE/JUNTOTAL
2007
2007
2007
2007
2007
2007
.
536.73
94.27
90.06
352.40
384.28
303.28
0.56
80.44
84.50
21.37
6.88
0.02
0.11
56.12
555.11
97.51
93.11
364.49
414.24
331.08
0.56
82.60
86.59
21.90
7.05
0.02
0.11
57.51
4.12
8.85
3,582.66
211.16
319.71
3,051.78
3,101.09
2,626.40
0.49
474.19
-943.05
-385.84
14.65
0.04
0.23
-572.14
3,605.59
223.30
333.33
3,048.96
3,174.36
2,769.48
0.55
404.33
-955.22
-391.24
14.59
0.04
0.23
-578.84
7,188.25
434.46
653.05
6,100.74
6,275.45
5,395.89
1.04
878.52
-1,898.27
-777.08
29.25
0.08
0.46
-1,150.98
4.48
7.10
17.32
4.58
7.16
16.73
17.32
1.76
11.79
16.73
1.96
9.79
(36.11)
4.26
4.26
4.26
(20.39)
(35.73)
4.14
4.14
4.14
(20.13)
4.12
11.79
9.79
24.29
20.17
44.45
12.20
0.98
1.14
4.34
6.95
11.29
1,018.48 1,072.26
5,769.33
5,851.85
11,621.18
Página 35
15/05/2008
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15/05/2008
Página 37
Año Tarifario No.43
15/05/2008
Página 38
15/05/2008
Página 39
15/05/2008
Página 40
AJUSTE A CARGOS POR USO DEL SISTEMA PRINCIPAL DE TRANSMISIÓN
(CUSPT), POR POTENCIA MAXIMA REAL INYECTADA ACP 2005-2006
AÑO TARIFARIO No. 1
ACP
ZONA 7 PANAMA
FECHA
HORA
CAC 115-5
2005-2006
JULIO
28-Jul-05
12:30:00
-72.10
AGOSTO
30-Aug-05 16:45:00
-84.74
SEPTIEMBRE 26-Sep-05 23:45:00
-85.21
OCTUBRE
14-Oct-05
22:45:00
-73.86
NOVIEMBRE 03-Nov-05 03:00:00
-45.04
DICIEMBRE
30-Dec-05 03:15:00
-57.38
ENERO
22-Jan-06
07:15:00
-70.04
FEBRERO
22-Feb-06 23:00:00
-71.50
MARZO
09-Mar-06 10:15:00
-78.14
ABRIL
13-Apr-06
11:15:00
-75.35
MAYO
31-May-06 05:00:00
72.02
JUNIO
24-Jun-06
07:00:00
-85.39
MES
MAXIMO
-85.39
NO INCLUYE EL SERVICIO B
El SIGNO "-" INDICA QUE ES UN PUNTO DE ENTREGA.
POTENCIA MAXIMA ANUAL (PMA)
2005-2006
AGENTE
POTENCIA (MW)
PREVISTA
REAL
75.00
85.39
DIFERENCIA
CUSPT PARA
LA
GENERACION
AJUSTE (B/.)
AÑO 1
(B/./Kw/año)
Real-Prev
ACP
Zona 7
15/05/2008
10.39
-4.17 -43,343.44
Página 41
ANEXO C: DECLARACIÓN JURADA DE PROYECTOS PUESTOS
EN OPERACIÓN COMERCIAL - AÑO 2007 Y ESTADO DE
EJECUCIÓN DE LAS INVERSIONES EN INFORMÁTICA
15/05/2008
Página 42
EMPRESA DE TRANSMISIÓN ELÉCTRICA S.A
DECLARACION JURADA DE PROYECTOS PUESTOS EN OPERACIÓN
COMERCIAL, DURANTE EL AÑO 2007
DESCRIPCION DEL ACTIVO
FECHA
ROUTER (SWITCH AMPLIACION DE LA RED DE DATOS WAN).
QUINCE IMPRESORAS LASER MULTIFUNCIONAL A COLOR PARA SUBESTACIONES.
07-Ene-07
07-Ene-07
SUMINISTRO, TRANSPORTE Y ENTREGA DE COMPUTADORAS PORTATILES Y DE ESCRITORIO.
MEMORIA USB 1 GB.
PANTALLA PLASMA DE 50" LG. 50PX5RH.XD ENGINE. 1.07 BILLONES DE COLORES(RGB) PARA
MONITOREO EN SERVIDORES PARA DETECCION Y ANTICIPACION DE EVENTOS. GER. TEC. DE LA
INF.
ESCANER HP SCANJET 5590cxi.
EQUIPO DE ACCESO INALAMBRICO CISCO ANTENAS 802.11a 11gAP NI TADIOS FCC CNFG PARA
PUNTOS DE ACCESO EN HATILLO, TUMBA MUERTO, AGUADULCE Y CHIRIQUI.
WIRELESS GEXSTRIOR ACCESS POINT (SWITCH WIRELESS PARA HACER LINK) PARA SER
UTILIZADO EN OFICINA DE ALMACEN EN MATA DE NANCE.
DOS (2) TARJETAS DE RED PARA SER UTILIZADAS EN SERVIDOR DE IMAGENES COMPAQ
PROLIAN ML370.
CISCO 2801 (ROUTER) W/AC PWR, 2FE, 4 SLOTS (2HWIC), 2 PVDM, IP BASE 64F/128D, (GARANTIA
1/
12 MESES) PARA TOCUMEN
ROUTER CISCO 2801, PARA NODO DE CHANGUINOLA, W/AC PWR.2FE, 4 SLOTS(2HWLC) 2PVDM,
05-Feb-07
07-Feb-07
2AIM, OP BAE, 64F/128D
1/
07-Mar-07
07-Mar-07
07-Mar-07
07-Mar-07
07-Mar-07
04-Mar-07
04-Mar-07
TAPE EXPANSION MODULE Y TAPE EXPANSION LIBRARY.
01-Abr-07
10 MEMORIAS FLASH USB 1G KINGSTON.
4 TEL. CP-7936 IP CONF. STATION W EXTERNAL MIC. PORTS; 4-USER LICENSE FOR 7936 (SW-CCMUL-7936); 4-7900 SERIES TRANSF. PWR CORT. NORTH AMERICAN (CP-PWR-CORD-NA); 4SMARTNET 8X5XNBD IP CONF. STATION W E (CON-SNT-CP7936).
04-Abr-07
9-TELEFONOS IP CISCO 7912G, INCLUYE LICENCIA DE CALLMANAGER PARA TELEFONO IP 7912.
7-TELEFONOS IP CISCO 7940G, GLOBAL. INCLUYE LICENCIA DE CALL MANAGER PARA UN
TELEFONO 7940G, TRANSFORMADOR DE PODER PARA TELEFONOS IP SERIE 7900.
52 COMPUTADORAS DE ESCRITORIO Y 10 PORTATILES (ACTO COMPETITIVO 090-2006).
1000 PIES DE CABLE UTP Cat5e GRIS.
REEMPLAZO CATALYST SWITCH WS-C3560-48 10/100 POE-4SFP STANDARD IMAGE, POWER
CORD. 110V SMARTNET 8X5XNBD CATALYST 3560 48.
SERVIDOR DEL POWER EDGE 1950 CONFIGURACION CON 1 CPU DUAL CORDE.
ROUTER SEGUN ESPECIFICACIONES ADJUNTAS PARA NODO DE CHANGUINOLA.
CABLE UTP TEKDATA CAT 5E 1000'FT 350 MHZ AZUL.
ADAPTADORES TELEFONICOS ANALOGOS.
05-Abr-07
05-Abr-07
05-Abr-07
07-Abr-07
07-Abr-07
07-Abr-07
07-Abr-07
07-May-07
07-May-07
07-Jul-07
3 LICENCIAS DE USO DE ORACLE E-BUSINESS PROFESSIONAL USER 2003, PERPETUAL LICENSE.
04-Ago-07
FILTRADO DE CORREOS.
07-Ago-07
REEMPLAZO DE MOTEHRBOARD PARA SCANNER DE PLANOS ACTION IMAGIN COLORTRAC 3680,
UTILIZADO EN LA GERENCIA DE PROYECTOS.
07-Ago-07
CABLE DE RED (PATCH CORD) AZULES DE 7 PIES, CATEGORIA 6, CON CONECTORES (SNAGPROOF BOOTS, PARA HABILITAR LA COMUNICACIÓN.
07-Ago-07
SOFTWARE OFFICE 2007 OLP NL GOVT GARANTÍA: GARANTÍA SOBRE EL MEDIA ESTE
SOFTWARE SE ENCUENTA EN EL CONVENIO MARCO DE BIENES INFORMATICOS (LOTE 52).
08-Ago-07
MEMORIAS USB DE 1G y de 2GB PARA USUARIOS.
08-Ago-07
07-Sep-07
UPS (BATERIA DE RESPALDO) PARA USUARIO DE ETESA.
IMPRESORA DE INYECCIÓN DE TINTA A COLOR -(Lote 19).
07-Sep-07
TARJETAS ETHERNET PARA ENLACE ENTRE VALBUENA Y CHANGUINOLA.
07-Sep-07
09-Sep-07
ESCÁNER BÁSICO (TIPO-1)- (lote 13).
15/05/2008
Página 43
SUMINISTRO E INSTALACIÓN DE SISTEMAS DE PREVENCION Y DETECCION DE INTRUSOS.
07-Oct-07
EQUIPO TECNOLOGICO (5 LAPTOPS PARA PERSONAL DE PROTECCIONES Y COMUNICACIONES).
MEMORIA DE ALMACENAMEINTO USB de 1GB PARA USUARIO DE ETESA.
UNIDAD DE RESPALDO PARA REDES O SERVER (UPS) LOTE 36 DEL LISTADO DE BIENES
INFORMATICOS DEL CONVENIO MARCO.
COMPUTADORA PORTÁTIL (TIPO-1) (Lote 6), ESTOS EQUIPOS SE ENCUENTRAN EN EL CONVENIO
MARCO DE BIENES INFORMATICOS.
SISTEMA DE PROYECCIONES DIGITALES EN LA DIRECCCION EJECUTIVA DE SERVICIOS
CORPORATIVOS Y FINANZAS Y TRANSMISION.
07-Oct-07
07-Oct-07
UNIDAD DE RESPALDO PARA REDES O SERVER (UPS) LOTE 36 DE LISTADO DE BIENES
INFORMATICOS, CONVENIO MARCO. PARA USO DE ESTACION TERRENA UBICADA EN MALEK.
UNIDAD DE DIQUETE (FLOPPY) USB, AUDITORIA INTERNA.
IMPRESORA LÁSER A COLOR (TIPO-1), Lote 17, CONVENIO MARCO DE BIENES INFORMATICOS.
IMPRESORA LÁSER A COLOR (TIPO-2) Lote 18. ESTE EQUIPO SE ENCUENTRA EN EL CONVENIO
MARCO DE BIENES INFORMATICOS.
PROYECTOR MULTIMEDIA LOTE 12 DE CONVENIO MARCO DE BIENES INFORMATICOS. PARA
SER UTILIZADO POR LA GERENCIA DE RECURSOS HUMANOS Y PARA PRESTAMO DE LA
GERENCIA DE TECNOLOGIA.
SISTEMA DE DETECCIÓN Y EXTINCIÓN DE INCENDIOS.
Monitor LCD de 17" VGA (HD-15) TFT.
MONITOR FLATPANEL DE LCD DE 19" . SOLICITADO POR LA GERENCIA DE PLANEAMIENTO Y
EQUIPO DE SOFTWARE POTGEN.
SUMINISTRO DE IMPRESORA PARA CHEQUES.
MEMORIA DE 1GB SO DIMM 200-pin DDR 333 MHz / PC2700 - UMBUFFERED.
COMPUTADORA PORTÁTIL (TIPO-1) LOTE 6 DEL LISTADO DE BIENES INFORMATICOS CONVENIO
MARCO.
ESTACIÓN DE TRABAJO BÁSICA (TIPO-2)B WIFI LOTE 4b LISTADO DE BIENES INFORMATICOS
CONVENIO MARCO.
07-Oct-07
07-Oct-07
07-Oct-07
07-Oct-07
09-Oct-07
10-Oct-07
07-Nov-07
07-Nov-07
07-Nov-07
07-Nov-07
07-Nov-07
07-Nov-07
07-Nov-07
10-Nov-07
10-Nov-07
COMPUTADORA PORTÁTIL (TIPO-1) LOTE 6 DE CONVENIO MARCO DE BIENES INFORMATICOS.
SISTEMA DE VIDEOCONFERENCIA.
11-Nov-07
01-Dic-07
PROGRAMA NORTON GHOST 2007 PARA REALIZAR RESPALDO A EQUIPOS DE SUBESTACIONES.
SUMINISTRO DE CABLEADO ESTRUCTURADO PARA 43 SALIDAS DE RES. RQUERIDO POR
REMODELACIONES.
SUMINISTRO E INSTALACION DE DOS (2) UPS PARALELO.
ADOBE ACROBAT PROFESSIONAL VER 8. GERENCIA DE GESTION COMERCIAL.
SUMINISTRO, TRANSPORTE, INSTALACION, PRUEBAS Y PUESTA EN MARCHA DE SERVIDOS
PARA INTRANET.
COMPUTADORA PORTÁTIL (TIPO-1) lote 6 del convenio Marco de Bienes Informáticos.
ESTACIÓN DE TRABAJO BÁSICA (TIPO-2)B WIFI LOTE 48 DE CONVENIO MARCO DE BIENES
INFORMATICOS.
07-Dic-07
COMPUTADORA PORTÁTIL (TIPO-2) LOTE 7 DEL CONVENIO MARCO DE BIENES INFORMATICOS.
SUMINISTRO DE DOS MEMORIA DDR333 PC2700 de 1GB.
MEMORIA DE 1GB DDR333 PARA COMPUTADORA HP D530, PARA INCREMENTO DE MEMORIA A
EQUIPO D530 DENTRO DE LA EMPRESA,
MIGRACION DE ESQUEMA DE LICENCIAMIENTO ORACLE APPLICARION SERVER ENTERPRISE
EDITION DE 40 USER NAMED PLUS A 1 PROCESADOR.
SISTEMA DE PROYECCIONES DIGITALES EN GERENCIA GENERAL Y DIRECCION EJECUTIVA DE
TRANSMISION.
07-Dic-07
07-Dic-07
07-Dic-07
07-Dic-07
10-Dic-07
10-Dic-07
10-Dic-07
10-Dic-07
10-Dic-07
10-Dic-07
10-Dic-07
_______________________________________________
ISAAC ARCADIO CASTILLO RODRÍGUEZ
15/05/2008
GERENTE GENERAL
Página 44
EMPRESA DE TRANSMISIÓN ELÉCTRICA S.A
Inversiones en Informática (Balboas)
Rubro
Comprometido
2005-2006-2007
EQUIPO DE COMPUTACIÓN
Equipo de Comunicaciones Sub Estaciones
Switches, Racks, Routers, etc
Servidores
RISC Inteligencia de Negocios Data Warehouse
RISC CMI
Alta Disponibilidad Correo
Servidores de Aplicaciones adquiridas (Auto Cad, ACL, Helpdesk)
Servidor de Replicación e-Power (TM y Chiriquí)
Servidores Regionales Chiriquí
Reemplazo de Servidores (NTMAIL, INTRAETESA, ETESA1)
Reemplazo de Servidores (ETESAMAIL01, ..03)
Reemplazo de Servidor GIS, Map GUIDE
Reemplazo de Servidores Mercado
Equipos
Computadoras Desktop
Computadoras Laptop
Reemplazo Impresoras y Plotters
24,000
24,000
440,000
60,000
60,000
50,000
20,000
30,000
15,000
50,000
60,000
20,000
75,000
494,000
300,000
84,000
110,000
Total Final
958,000
15/05/2008
EJECUTADO
2005
2006
2007
Pendiente
Fecha probable de
inicio de operación
76%
24%
0%
0%
0%
0%
0%
0%
0%
100%
100%
100%
0%
0%
0%
0%
56%
100%
100%
0%
100%
0%
0%
100%
77%
100%
44%
Diciembre-08
Diciembre-08
0%
0%
0%
0%
0%
0%
0%
0%
0%
0%
23%
0%
0%
27%
35%
29%
73%
65%
71%
80%
86%
94%
20%
14%
6%
Diciembre-08
Diciembre-08
Diciembre-08
Página 45
Diciembre-08
Diciembre-08
Diciembre-08
Diciembre-08
Diciembre-08
ANEXO D: CORRESPONDENCIA Y DOCUMENTACIÓN
RELACIONADA
15/05/2008
Página 46
LISTADO DE DOCUMENTACIÓN ADJUNTA
NÚMERO Y FECHA
DESCRIPCIÓN
Nota No. DSAN-1359-07 de
20/abr/2007
Nota de la ASEP, para ETESA, con instrucciones de
aplicación del Factor de Ponderación de Servicios del
CND a la correspondiente porción de los cargos por
Servicios de Operación Integrada.
Nota No. DSAN-3094-2007 de
2/mar/2007 (19/sep/2007)
Nota de la ASEP, sobre la aplicación del FP del CND
Nota No. ETE-DEOI-CND-3532007 de 6/agosto/2007
Nota referente al aumento de capacidad de Los Valles y
La Estrella.
15/05/2008
Página 47

2008 Informe de Actualización Año 4 2008-2009

Transcripción

Documentos relacionados