REPÚBLICA DE PANAMÁ

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AUTORIDAD NACIONAL DE LOS SERVICIOS PÚBLICOS

Resolución No. 2821-Elec Panamá, 29 de julio de 2009

"Por la cual se aprueban modificaciones a las Reglas Comerciales para el Mercado Mayorista de Electricidad, aprobadas mediante la Resolución N° JD-605 de 24 xx xxxxx de 1998 y sus modificaciones"

El Administrador General, en uso de sus facultades legales,

CONSIDERANDO:

1. Que mediante el Decreto Ley 10 de 22 de febrero de 2006, se reestructuró el Ente Regulador de los Servicios Públicos, bajo el nombre de Autoridad Nacional de los Servicios Públicos (en adelante ASEP), 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 la Ley 6 de 3 de febrero de 1997, modificada por el Decreto Ley 10 de 00 xx xxxxxxx xx 0000, "Xxx la cual se dicta el Marco Regulatorio e Institucional para la Prestación del Servicio Público de Electricidad," establece el régimen al cual se sujetarán las actividades de generación, transmisión, distribución y comercialización de energía eléctrica, destinadas a la prestación del servicio público de electricidad;

3. Que el numeral 1 del artículo 20 de la Ley 6 de 1997, otorga a la ASEP la función de regular el ejercicio de las actividades del sector de energía eléctrica, para asegurar la disponibilidad de una oferta energética eficiente, capaz de abastecer la demanda bajo criterios sociales, económicos y de viabilidad financiera; así como propiciar la competencia en el grado y alcance definidos por dicha Ley;

4. Que, mediante la Resolución No. JD-605 de 24 xx xxxxx de 1998, la cual ha sido modificada a través de las resoluciones JD-763 de 8 xx xxxxx de 1998, JD-3207 de 22 de febrero de 2002, JD-3463 de 21 xx xxxxxx de 2002, JD-4812 de 22 xx xxxxx de 2004 y JD-5864 de 17 de febrero de 2006, la ASEP aprobó las Reglas Comerciales para el Mercado Mayorista de Electricidad;

5. Que el artículo tercero de la Resolución No. JD-605 de 24 xx xxxxx de 1998 y sus modificaciones, establece que las Reglas Comerciales para el Mercado Mayorista de Electricidad, podrán ser modificadas por la ASEP a través del procedimiento de Audiencia Pública, ya sea a petición de parte o de oficio;

6. Que el numeral 15.3.1.1 de las Reglas Comerciales establece que toda modificación a las mismas debe justificarse en las mejoras o adecuaciones necesarias para cumplir con los principios definidos en la Ley Eléctrica, su Reglamento General y sus modificaciones;

7. Que la ASEP preparó una propuesta de modificaciones de las Reglas Comerciales xxx Xxxxxxx Mayorista la cual fue sometida a la opinión de la ciudadanía, a través del mecanismo de participación ciudadana denominado Audiencia Pública, cuyo procedimiento fue aprobado mediante Resolución AN N° 2372 -Elec de 20 de enero de 2009;

8. Que el día jueves 5 xx xxxxx de 2009 se celebró la Audiencia Pública para la modificación de las Reglas Comerciales xxx Xxxxxxx Mayorista de Electricidad y las personas jurídicas y naturales, que a continuación se enumeran, presentaron sus aportes y comentarios a la misma:

a) Pedregal Power Company, S DE R.L. (en adelante PEDREGAL)

b) Empresa de Distribución Eléctrica Chiriquí, S.A. (en adelante EDECHI)

c) Empresa de Distribución Eléctrica Metro-Oeste, S.A. (en adelante EDEMET)

d) Xxxxxxx Xxxxxxx, S.A. (en adelante ELEKTRA)

e) Centro Nacional de Despacho, Dependencia de la Empresa de Transmisión Eléctrica, S.A. (en adelante CND)

f) Bahía Las Minas, Corp. (en adelante BLM)

g) Inversiones y Desarrollos Balboa, S.A. (en adelante IDB)

9. Que sobre los comentarios y observaciones relativos a la propuesta de modificaciones de las Reglas Comerciales xxx Xxxxxxx Mayorista, presentados en la Audiencia Pública celebrada el 5 xx xxxxx de 2009, esta Autoridad hace el siguiente análisis:

9.1 Comentarios a las modificaciones del numeral 2.1 relacionado con las definiciones. Definición de Servicio Auxiliar de Reserva de Largo Plazo:

CND: Manifiestan su desacuerdo con la propuesta de modificación debido a que en la misma se elimina la posibilidad de optar por no comprar este servicio a cambio de ofertar interrumpibilidad, figura que está considerada como un servicio auxiliar y que es parte de cómo la demanda participa en el mercado mayorista.

Análisis de la ASEP

Esta modificación hace consistentes los cambios realizados a las Reglas Comerciales mediante Resolución JD-5804 de 17 de febrero de 2006, en donde se estableció la obligatoriedad de los Grandes Clientes de requerir el Servicio Auxiliar de Reserva de Largo Plazo, para su demanda no contratada, tal como se establece en el numeral 5.5.2.5 de las Reglas Comerciales.

9.2 Comentarios al numeral 3.2.1.5 relacionado con la estructura comercial.

CND: Solicita que se verifique esta propuesta ya que en las actuales reglas existen dos (2) artículos con la numeración

3.2.1.5. Observan que se quiere renombrar aquel que está contenido en el numeral 3.3, por lo que al final debe ser "3.3.1.2".

Análisis de la ASEP

Se revisó la propuesta y estamos de acuerdo con lo planteado por el CND, el numeral 3.2.1.5 debe corresponder al 3.3.1.2.

9.3 Comentarios referentes al numeral 3.4.1.3 referente al despacho y participación en el mercado de los distribuidores con generación propia.

EDEMET y EDECHI: Señalan que la modificación propuesta del numeral 3.4.1.3 riñe con lo dispuesto en el literal "b" del numeral 4 del artículo 62 y el numeral 1 del artículo 94 de la Ley 6 de 3 de febrero de 1997, toda vez que la restricción para que las empresas distribuidoras tuviesen generación propia es que no excedieran el 15% de la demanda atendida en la respectiva zona de concesión. Consideran que la modificación refleja un trato discriminatorio, que contraviene lo dispuesto en la Resolución N° JD-3147, de 31 de diciembre de 2001 para los generadores de hasta 10 MW.

Indican que restringir el despacho de estas plantas conectadas directamente a las redes de las empresas distribuidoras podría afectar la calidad del servicio ya que estas plantas pueden ser utilizadas, además, para mantener los niveles de voltaje, la cargabilidad de las líneas y para dar el suministro (dentro siempre del límite del 15% de la demanda atendida en la zona de concesión de que se trate) cuando las distribuidoras realicen trabajos de mantenimiento en las redes. Agregan que el CND no toma en consideración estos aspectos al ordenar el despacho de las plantas de generación, pues los criterios que utiliza son la seguridad del suministro a nivel del sistema de transmisión y que el despacho sea económico.

Proponen mantener la redacción actual del numeral 3.4.1.3, o bien establecer las siguientes excepciones:

"Por calidad de servicio, las empresas distribuidoras podrán operar sus plantas de generación conectadas a las redes de distribución. Mensualmente remitirán un informe al CND en donde se reportará, el tiempo y las causas que motivaron la operación de la planta.

En aquellos casos, que el CND requiera despachar las plantas de generación propia de la empresa distribuidora, se le reconocerá el precio xxx xxxxxxx ocasional por la energía generada."

ELEKTRA: Señala que la Resolución JD-3147 de 00 xx xxxxxxxxx xx 0000, xxxxxxxxx xx xxxxxxx que se propone eliminar en la propuesta consultada. La ASEP expidió la regla establecida en el numeral 3.4.1.3 fundamentándose en el párrafo final del artículo 67 de la Ley 6 de 3 de febrero de 1997. Por tales razones, solicita que se deje sin efecto la propuesta de modificación, pues se desconocerían las diferencias naturales de las plantas pequeñas respecto a las grandes, tal como el legislador en su momento reconoció y fue normado por el regulador.

Análisis de la ASEP

Respuesta a EDEMET, EDECHI y ELEKTRA: La modificación propuesta es cónsona con lo dispuesto en la Ley 6 de 3 de febrero de 1997, los contratos de concesión de distribución y de generación hidroeléctrica y las respuestas dadas en el proceso de homologación, ya que la misma no limita el derecho de tener generación propia por parte de los distribuidores, de acuerdo a lo establecido en el literal "b" del numeral 4 del artículo 62 y el numeral 1 del artículo 94 de la Ley 6 de 1998. En las modificaciones propuestas sólo se reglamenta la participación de la generación propia para efecto de regular

su uso adecuado en la garantía de abastecimiento de los clientes, ya que la función principal de las empresas distribuidoras es precisamente distribuir y comercializar energía eléctrica.

En referencia a la operación por parte del distribuidor de la Generación Propia por calidad de servicio para mantener niveles de tensión, de cargabilidad de las líneas o de suministro, esta Autoridad considera que lo señalado es aceptable y será modificado el numeral 3.4.1.3 en dicho sentido, haciendo énfasis en que dicha operación deberá contar con la Autorización del CND y estar debidamente sustentada en un Informe que mensualmente presentará el distribuidor al CND.

Sobre los costos de generación a reconocer por la operación de las plantas de generación propia, cuando dichas plantas son requeridas por el CND, debemos indicar que el procedimiento de trasladar a tarifa la generación propia comprometida de un distribuidor se encuentra normado en el numeral 3.4.3.6 de las Reglas Comerciales el cual se fundamenta en el artículo 112 de la Ley Nº 6 de 1997, y no es objeto de este proceso de consulta ciudadana.

En lo que se refiere a la Resolución JD-3147 de 31 de diciembre de 2001, la propuesta de modificación no contraviene lo establecido en dicha Resolución y tampoco desconoce la diferencia que hay entre las plantas pequeñas con respecto a las plantas grandes. Por el contrario, la propuesta de modificación reconoce la diferencia que puede existir entre una planta que está completamente dedicada al servicio público de generación eléctrica, de otra planta que está considerada como generación propia de un distribuidor el cual tiene como función principal distribuir y comercializar energía eléctrica. En este sentido, con el fin de garantizar la adecuada prestación del servicio público de distribución y comercialización, es necesario que las plantas de generación propia se despachen de acuerdo a los requerimientos del despacho económico que realiza el CND. Por lo anterior, no se acogen estos comentarios.

9.4 Comentarios a la propuesta de adición del numeral 3.4.1.5, referente "Despacho y Participación en el Mercado".

CND: Indica que no se entiende el alcance que tiene este numeral, no les queda claro que clase de figura es "una empresa de generación cuya actividad sea considerada como generación propia de una empresa de distribución eléctrica."

Análisis de la ASEP

Respuesta al CND: Este numeral se refiere a las empresas de generación con razón social diferente a la del distribuidor, pero cuyas plantas son consideradas generación propia del distribuidor. En estos casos, a dichas empresas de generación, le aplica lo dispuesto en las Reglas Comerciales para la generación propia del distribuidor. Se modificará la redacción de este numeral para darle mayor claridad.

9.5 Comentarios al numeral 3.4.2.2 "Generación Propia Comprometida".

CND: Señala que la parte subrayada al final del nuevo texto de este numeral, prácticamente dice lo mismo que la parte inicial del numeral. Indican que por el contenido de la parte subrayada, parece que se busca que el Distribuidor pueda comercializar su generación propia, siempre y cuando haya cumplido con su obligación de contratar, pero no es lo que se lee del nuevo texto.

Análisis de la ASEP

Respuesta al CND: La modificación propuesta establece que si el distribuidor no ha cumplido con su obligación de contratar tendrá la obligación de dedicar su generación propia al abastecimiento de sus clientes con los mismos compromisos que un contrato de suministro. En caso contrario de que distribuidor haya cumplido con su obligación de contratar, lo que es su obligación, se convierte en una opción que el distribuidor puede ejercer o no.

9.6 Comentarios a los puntos 3.4.2.2, 3.4.2.3, 3.4.2.5, 3.4.2.7, 3.4.3.1, 3.4.4.1, 3.4.4.3, 6.2.1.2, 6.3.1.2 de los numerales

3.4 "Distribuidores con Generación Propia" y 6 "La Obligación de la Garantía de Suministro y los Contratos de Distribuidores"

EDEMET y EDECHI: Señalan que la restricción propuesta de supeditar el destino de la generación de las plantas de una empresa distribuidora al cumplimiento de la obligación de contratar establecida en las Reglas de Compra, está por encima de lo establecido en la Ley y de los principios que rigen el mercado eléctrico de Panamá y le da un tratamiento distinto con respecto al resto de los generadores que operan en el país.

Igualmente de acuerdo con lo dispuesto en los artículos 62 y 94 de la Ley 6 de 1997, los CONTRATOS DE CONCESIÓN y las Resoluciones N° JD-1014, XX-0000, XX-0000 y JD-1012 de 14 de septiembre de 1998, EDEMET y EDECHI, están facultadas a explotar y operar plantas de generación, para producir y vender en el sistema eléctrico nacional, así como de realizar ventas internacionales de energía. Dichas disposiciones no le imponen ninguna restricción a EDEMET y EDECHI para generar energía eléctrica, salvo la referente al límite del 15% de la demanda atendida en sus zonas de concesión. De ahí que, EDEMET y EDECHI pueden usar la energía eléctrica que producen para cubrir parte de la demanda de sus clientes regulados, o bien, venderla en el mercado ocasional o a través de contratos con cualquier agente o participante xxx xxxxxxx, todo ello hasta el límite señalado del 15% de la demanda atendida en sus zonas de concesión.

Señalan que el suministro a los clientes se encuentra garantizado con la potencia firme de la central de generación. Por ello, los principios consagrados en las Reglas xxx Xxxxxxx Mayorista de Panamá, establecieron la contratación de la potencia como un compromiso físico, que contempla la relación comercial asociada a la relación física: demanda - potencia instalada, y la contratación de energía corresponde a un compromiso financiero. En estos principios se estableció también que ante una condición de racionamiento, el contrato se convierte en un compromiso físico y la energía asociada a la potencia contratada está dedicada a garantizar el suministro del comprador.

Otro aspecto que ha sido soslayado, es que el objetivo de la Ley 6 al disponer que las distribuidoras tuviesen generación hasta por el 15% de la demanda, era crear una mayor competencia en el mercado de generación, y que los generadores supieran que existía un competidor más que con sus proyectos de generación podría participar en la formación de precios, y hasta podría desplazar generación ineficiente.

Con respecto al cumplimiento de los niveles de contratación, consideran necesario que se defina la forma en que se calculan estos niveles, ya que de hacerlo, tomando en cuenta sólo las cantidades contratadas entre los requerimientos totales de potencia y energía, sería muy difícil alcanzar los límites de contratación, aún con los márgenes de 5%, establecidos en las Reglas de Compra, especialmente durante los primeros años, por razones como la falta de propuestas de parte de los generadores, las ofertas onerosas, y que son rechazadas y aprobadas por la ASEP y los cambios en la Proyección de la Demanda.

Finalmente, indican que otro aspecto que hace discriminatorio o desigual la generación propia del distribuidor con respecto al resto de los generadores, es el hecho que los generadores cuando ofertan potencia y energía en los actos de libre concurrencia o licitaciones, la energía contratada es la energía asociada a la potencia firme. En estas modificaciones, se establece que el Distribuidor debe comprometer toda la energía generada y no la energía asociada a la Potencia Firme de dichas plantas.

ELEKTRA: Xxxxxx que la propuesta de la ASEP es ilegal ya que la Ley Nº 6 de 1997, en materia de generación propia solamente se limita a la capacidad no así al uso o destino de dicha generación propia.

Consideran que la ASEP se extralimita al supeditar los derechos del distribuidor como Participante Productor (de participar sin restricción en actos de libre concurrencia propia o de otros Participantes Consumidores) a su responsabilidad como Distribuidor (obligación de contratar).

La propuesta de modificación a los numerales 3.4.4.1 y 3.4.3.3 desconoce que la participación de la generación propia en el Mercado Ocasional y en las compensaciones de potencia es consustancial a la actividad de generación y, por lo tanto, es independiente de que esté comprometida o no. Por estas razones solicita que sean eliminadas en todos estos numerales las restricciones: "que haya cumplido con su obligación de contratar" o "siempre que no haya cumplido con su obligación de contratar".

Solicita, además, que sea aclarado el término o periodo en que el Distribuidor habilitado como Participante Productor debe demostrar el cumplimiento de su obligación de contratar.

Agregan que en la modificación de los numerales 3.4.2.3, 3.4.2.5 y 3.4.4.1 la ASEP pretende restringir al Distribuidor habilitado como Participante Productor, para que solo pueda vender su generación propia a otro Participante Consumidor. Ello va en contra de lo establecido por la propia ASEP en el numeral 2.3 del Anexo A de la Resolución AN-991-Elec de 11 de julio de 2007 y sus modificaciones, que establece los Parámetros, Criterios y Procedimientos para la Compraventa Garantizada de Energía y Potencia para las Empresas de Distribución Eléctrica, el cual contempla que las empresas de distribución con generación propia sólo podrán participar en Actos de Libre Concurrencia, propios o de otras empresas de distribución, siempre y cuando hayan cumplido con su obligación de contratar su demanda.

Solicitan aclaración del numeral 3.4.3.1, en cuanto al periodo de compromiso (en que se compromete la potencia y/o energía) inicia al año siguiente de la notificación al CND o puede iniciar dos, tres o cuatro años después de la notificación y se establezca claramente cuál es el término máximo del compromiso.

Análisis de la ASEP

Respuesta a EDEMET y EDECHI: Es necesario recordar que la actividad principal de una empresa distribuidora es el transporte de energía hasta el punto de suministro al cliente, a quien debe garantizársele la prestación del servicio en forma continua y eficiente, con seguridad en el abastecimiento. Los comentarios de estas empresas mantienen la hipótesis de que el derecho que les otorga la Ley de poder participar, directa o indirectamente, en el control de plantas de generación, con la limitante de quince por ciento (15%) de la demanda atendida en su zona de concesión, les da la categoría de agentes productores de energía eléctrica y exigir por ello igualdad de condiciones y competencia que las empresas que llevan a cabo la generación como actividad comercial principal. Precisamente, por ello, el producto que surge de una planta de generación, cuya propiedad la ostenta una empresa distribuidora, es distinguido con el nombre de "generación propia" la cual se define en las Reglas Comerciales como la "Participación directa o indirecta de una empresa distribuidora en el control de plantas de generación, cuando la capacidad agregada equivalente no exceda el quince por ciento (15%) de la demanda atendida en su zona de concesión", el cual es un concepto establecido previamente por la Ley Nº 6 de 1997.

Con respecto a la forma en que se calculan los niveles de contratación, el mecanismo se encuentra contemplado en el Anexo A "Parámetros, Criterios y procedimientos para la Compra / venta Garantizada de Energía y/o Potencia para las Empresas de Distribución Eléctrica" de la Resolución AN No. 991-Elec de 11 de julio de 2007 y no es motivo de las presentes modificaciones a las Reglas Comerciales.

Respuesta a ELEKTRA: En referencia a la legalidad de las modificaciones aplica lo indicado en la respuesta a EDEMET y EDECHI.

Debemos agregar que la propuesta de modificación de los numerales 3.4.2.3, 3.4.2.5 y 3.4.4.1, es cónsona con lo establecido en el numeral 2.3 de la Resolución AN-991-Elec de 11 de julio de 2007 y sus modificaciones, por la cual se xxxxxx los Parámetros, Criterios y procedimientos para la Compra y venta Garantizada de Energía y/o Potencia, ya que el mismo lo que establece es la obligación de la Empresa de Distribución claramente consignada en la Ley No. 6 del 3 de febrero de 1997, que en sus artículos 88 y 92 señala lo siguiente:

"Artículo 88. Alcance. El servicio de distribución comprende las actividades de compra de energía en bloque, transporte de energía por las redes de distribución, la entrega de energía a los clientes finales y la comercialización de energía a los clientes".

"Artículo 92. Compra de energía en bloque por las empresas distribuidora…

A partir del sexto año de la entrada en vigencia de esta Ley, la Empresa de Transmisión cesará en su función de comprador principal y las empresas de distribución contratarán el suministro de energía, mediante un proceso de libre concurrencia…"

En los artículos precedentes el legislador ha dejado plasmado su voluntad de establecer la obligación de contratar el suministro por parte de las Empresas de Distribución, toda vez que con ello se garantiza el abastecimiento continuo a los clientes finales. El cumplimiento de la obligación de contratar se consigna en el Informe Anual de Contrataciones de acuerdo a lo establecido en el numeral 2.1.2 de la sección II del anexo A de la Resolución AN Nº 991-Elec en referencia.

Sobre lo dispuesto en el numeral 3.4.3.1, debemos señalar que el informe Indicativo de Xxxxxxxx es el resultado de análisis de los diferentes escenarios de demanda que el CND realiza para los siguientes 10 años. El período de compromiso de potencia firme y energía, que el distribuidor debe enviar antes del 15 de julio de cada año, corresponde al período de vigencia del estudio, y el término máximo de compromiso de su generación lo determina el distribuidor, de acuerdo con el porcentaje de contratación establecido en los Parámetros, Criterios y procedimientos para la Compra / venta Garantizada de Energía y/o Potencia. Por todo lo anterior esta Autoridad no acoge la solicitud de ELEKTRA y mantiene la redacción del numeral.

9.7 Comentarios al punto 4.2.1.2 "Información de los Contratos"

BLM e IDB: Indican que con la modificación propuesta, ahora los contratos que se presenten al CND deben ser previamente registrados en la ASEP. En el mercado, agregan, el manejo de los diferentes tipos de contratos requiere de un manejo rápido y eficiente. Con la exigencia de contratos incluso de un día, la exigencia de registrarlos en la ASEP previo al día hábil que se requiere en el CND muestra el alto grado de ineficiencia del proceso cuando puede requerirse más xxx xxxxx del tiempo para aprobar un contrato cuya efectividad es de tan sólo un día.

EDEMET y EDECHI: Consideran que la ASEP debe adecuar esta redacción a lo establecido en las Reglas de Compra, y además debe exceptuar las compras de excedentes de energía que se aprueba a finales del año, y cuya demora se da por la firma del contrato.

CND: Señala que debe aclararse la redacción ya que actualmente la gestión del registro de contratos ante la ASEP está establecida en la Resolución AN N° 991-Elec, antes mencionada, pero tal y como está la redacción de la propuesta, se entiende que antes de ser enviados al CND para evaluación de administrabilidad, deberán estar registrados ante la ASEP, todos los contratos que se celebren en el Mercado Mayorista de Electricidad.

PEDREGAL: manifiestan su desacuerdo en introducir el registro ante el regulador porque la administración xxx xxxxxxx es asignada al operador, y solicitan mantener la redacción actual, debido a que la gestión del CND debe ser expedita en vez de crear obstáculos cuando las voluntades de compra y venta de los generadores se ajuste a tiempos razonables.

Análisis de la ASEP

Respuesta a IDB, BLM y CND: La modificación al numeral 4.2.1.2 se refiere a los plazos de presentación al CND de los contratos de suministro que realizan las distribuidoras. Por lo que se acogen los comentarios de IDB, BLM y CND, y se establecerá que el requerimiento de registro es sólo para los contratos de suministro de los distribuidores.

Respuesta a EDEMET y EDECHI: Si bien se establece un período para el registro de los contratos de suministros en los parámetros, criterios y procedimientos para la compraventa garantizada de energía y/o potencia para las empresas de distribución eléctrica, esta Autoridad considera que se debe unificar el procedimiento para la administración de los

contratos que realiza el CND. La administración de los contratos se encuentra contemplada en las Reglas Comerciales, por lo que es necesario establecer las pautas para el procedimiento de dicho registro en las Reglas Comerciales xxx Xxxxxxx Mayorista. Por ello, se acoge el comentario de EDEMET y EDECHI, estableciendo en la redacción, que para la aplicabilidad del numeral se requerirá que el contrato de suministro sea registrado inicialmente en la ASEP.

Con referencia a la solicitud de excepción de registro de los contratos de excedente de energía, la solicitud es improcedente, ya que aún cuando los actos de libre concurrencia de excedentes no se rigen bajo los parámetros establecidos en la Resolución AN Nº 991-Elec, los mismos constituyen contratos de suministros de energía, y por lo tanto, el procedimiento de registro y administración debe ser igual al establecido para este tipo de contrato.

Respuesta a PEDREGAL: La facultad otorgada al CND para declarar un contrato administrable, corresponde a la disponibilidad del producto y a los mecanismo de medición del mismo, por lo que el registro en la ASEP, verifica que se cumpla con las normas de contratación establecidas para los Actos de Libre Concurrencia, por lo tanto, lejos de ser una ineficacia, en detrimento de los agentes, cumplir con un procedimiento establecido en las Reglas de Compra, le brinda al proceso orden y transparencia.

En otro orden de ideas concordamos con XXXXXXXX en cuanto a que por Ley la Administración xxx Xxxxxxx está asignada al CND, sin embargo, la introducción del requerimiento previo de registro ante la ASEP de los contratos de suministro, para efecto de la declaración de administrabilidad que realiza el CND, no introduce obstáculos con el resto de los contratos entre agentes, razón por la cual no se acoge su solicitud.

9.8 Comentarios al punto 4.4.5.4, "Contratos de Suministro con Compra / Venta de Potencia"

CND: Recomienda revisar la Resolución AN N° 991-Elec y modificaciones para verificar si esta obligación está establecida en los Criterios y Procedimientos de Compra/Venta de las Distribuidoras.

PEDREGAL: Observa que la modificación tiene una parte positiva siempre que la interpretación se ajuste a como se liquida la energía en periodos de racionamiento, ya que si el contrato es de potencia, lo que garantiza es disponibilidad, debería tener prioridad el consumidor que ha incentivado a través de remuneraciones de potencia al generador a que esté disponible. El cambio debe aplicar únicamente para la asignación de la energía xxx xxxxxxx ocasional al consumidor que tiene contratada la potencia, teniendo prioridad de uso sobre quienes han preferido arriesgarse a posibles periodos de escasez en el mercado de oportunidad.

Análisis de la ASEP:

Respuesta al CND: En el numeral 6.3 de la sección II del anexo A "Parámetros, Criterios y procedimientos para la Compra / venta Garantizada de Energía y/o Potencia para las Empresas de Distribución Eléctrica" de la Resolución AN No. 991 -Elec de 11 de julio de 2007, se establece que en los casos donde se solicite potencia, el mismo corresponde a potencia firme. Por lo tanto, la modificación al numeral 4.4.5.4 establece que en caso de racionamiento la energía asociada a los contratos de potencia, sean de uso prioritario para cubrir los contratos de suministro, en cualquier caso y no sólo cuando el contrato sea con energía asociada.

Respuesta a PEDREGAL: La propuesta de modificación está orientada a garantizar que en caso de racionamiento se asigne la energía correspondiente a los contratos de suministro de sólo potencia, ya que la compra de potencia firme busca garantizar que los que compran dicha potencia tengan seguridad de suministro en situaciones de déficit.

9.9 Comentarios al punto 4.4.5.5, "Contratos de Suministro Con Compra / Venta de Potencia"

CND: Recomienda revisar la Resolución AN N° 991-Elec y sus modificaciones para verificar si esta obligación está establecida en los Criterios y Procedimientos de Compra/Venta de las Distribuidoras.

PEDREGAL: La redacción propuesta afecta negativamente a todos los generadores con contratos de potencia, con esta imposición los generadores asumen el riesgo y la volatilidad xxx xxxxxxx ocasional por la decisión exclusiva del tipo de compra que realiza el distribuidor. El liberar al comprador de la responsabilidad por tomar una decisión errónea de compra y traspasarla al vendedor extiende sus efectos (negativos) sobre el mercado, pues limitaría los tipos de contratos, desincentivando la contratación de potencia en detrimento de los clientes y participantes al reducir las opciones de productos a comercializar.

Consideran que el Servicio Auxiliar de Reserva de Largo Plazo (SARLP), el cual fue creado inicialmente para volúmenes mínimos y estaba principalmente orientado a los generadores, ya que las distribuidoras atendían el principio de que los clientes estarían 100% contratados, se ha desvirtuado, toda vez que está siendo utilizado para atender a volúmenes significativos de demanda no contratada y que lo ha llevado a las resultados antes mencionados, de allí que extender este tipo de práctica a los contratos de potencia debe producir efectos similares.

A través del contrato, los generadores están comprometiendo disponibilidad, no un seguro de precios por energía, este se consigue a través de la contratación de potencia y energía (precios fijados para ambos productos).

Análisis de la ASEP

Respuesta al CND: En el numeral 3.4, Disposiciones Generales, de la sección II del anexo A "Parámetros, Criterios y procedimientos para la Compra y venta Garantizada de Energía y/o Potencia para las Empresas de Distribución Eléctrica" de la Resolución AN No. 991 -Elec de 11 de julio de 2007, se establece dichas reglas deben cumplir con lo que lo establecido en la Ley No. 6 del 3 de febrero de 1997, las Reglas Comerciales xxx Xxxxxxx Mayorista de Electricidad de Panamá, y demás normativas vigentes. El tema de seguro de precio en los contratos de suministro estaba ya en las Reglas Comerciales como una opción, lo que se propone en la modificación es establecer la obligatoriedad de dicho seguro.

Respuesta a PEDREGAL: El seguro de precio debe ser obligatorio en los contratos de sólo potencia firme, ya que en este tipo de contratos no sólo es necesario la garantía de suministro a los clientes finales, sino también que la misma se realice a precios razonables, de otro modo, el precio de la energía que podría terminar comprando la demanda en casos de déficit podría llegar a valores muy elevados.

El realizar contratos de compra de sólo Potencia Firme no constituye "una decisión errónea de compra", sino una alternativa viable de compra en nuestro mercado, que debe ser complementada con compras de sólo energía, sin embargo, los compromisos resultantes de contratos de solo energía no tienen carácter de firmeza, y son sólo contratos de tipo comercial, por lo cual el producto "energía" en estos contratos no está completamente garantizado en situaciones de déficit. Por tanto, el seguro de precio es la forma en que los clientes finales se cubren de pagar un sobre costo en la energía a causa de situaciones de déficit que puedan ocurrir, debido por ejemplo a indisponibilidades de plantas de generación o bajos aportes hidrológicos.

En referencia a lo indicado sobre el SARLP, señalamos que dicho servicio está orientado a cubrir las desviaciones de contratación de la demanda, no del generador. En todo caso el generador tiene como opción realizar contratos de reserva para cumplir con sus desviaciones. En cuanto a la retracción de ofertas al SARLP, el mismo está afectado por la indisponibilidad actual que presenta el parque de generación y que de alguna forma incide en nivel de ofertas que los agentes hacen al mismo

En cuanto a la disponibilidad de potencia, esta Autoridad considera que el Comprador que adquiere este producto no debe pagar a cualquier precio la Energía Asociada al mismo cuando haya escasez.

9.10 Comentarios al punto 5.1.1.11, del numeral 5.1 "Demanda Máxima de Generación"

CND: Señala que el Informe de Confiabilidad es un estudio que se complementa con el Informe Indicativo de Xxxxxxx, debido a que uno depende del otro al considerarse en el primer informe las estimaciones de la demanda del primer año del horizonte que se incluye en el segundo informe. Además, en el Informe Indicativo de Demanda se incluye el resultado de la reserva de confiabilidad para aplicarse en el escenario de los diez (10) años.

En consecuencia, consideran que ambos informes deben entregarse a la entidad reguladora en una misma fecha.

En síntesis, cuando la entidad reguladora acepta el Informe de Confiabilidad, de alguna manera igual está aceptando los pronósticos de los consumidores, por lo menos para el primer año del escenario considerado en el Informe Indicativo de Demanda, siendo que los pronósticos son la materia prima para establecer un nivel de reserva adecuado.

Análisis de la ASEP

Respuesta al CND: Si bien es cierto que el Informe de Confiabilidad toma información de pronósticos de los consumidores, el mismo tiene un procedimiento específico para determinar el nivel de reserva necesario que debe tener el sistema y que no está exclusivamente relacionado con el contenido del Informe Indicativo de Demanda, muy por el contrario, el Informe Indicativo de Demanda toma los resultados del Informe de Confiabilidad para establecer el porcentaje de reserva que debe adicionarse a la demanda prevista de los consumidores para efecto de determinar la Demanda Máxima de Generación (DMG). Es precisamente por esto, que es necesario que esta Autoridad tenga el Informe de Confiabilidad con suficiente anticipación, de manera tal de evaluar dicho informe y proceder a su aprobación o solicitud de ajuste que correspondan.

9.11 Comentarios al punto 5.2.1.10 "Informe Indicativo de Demandas"

CND: Recomienda a la ASEP introducir conceptos de penalidad a las empresas que realizan sus pronósticos ante un determinado nivel de desviación, tal y como se presenta en regulaciones de otros mercados. Con lo cual se compromete a los participantes consumidores a presentar una estimación correcta y acorde con la realidad a futuro.

EDEMET y EDECHI: Indican que tomando en cuenta que las Reglas xxx Xxxxxxx actuales tienen mecanismos que autorregulan las proyecciones de corto y largo plazo, estas modificaciones son innecesarias. Por un lado, las proyecciones para el corto plazo, son revisadas de acuerdo a la Metodología para el Cálculo del Valor del Agua. En el largo plazo, la revisión se hace anualmente, con cada nuevo Informe Indicativo de Demanda que se aprueba, lo cual nos parece razonable. En todo caso, para situaciones inesperadas, proponen que la revisión que se le haga al Informe Indicativo de Xxxxxxx, sea el resultado de un requerimiento de la ASEP.

ELEKTRA: Xxxxxx que se le da mucha libertad al CND para que realice cambios al Informe Indicativo de Xxxxxxxx a su discreción. Considera que se debe regular esta facultad dada al CND, estableciendo un rango o nivel mínimo de desviación que motive o fundamente la modificación del Informe Indicativo de Demanda. Debe ser hacia el alza como hacia la baja. Se debe establecer el periodo mínimo que debe transcurrir antes de efectuar el próximo cambio

PEDREGAL: El cambio propuesto no establece claramente cuándo y cómo se realizan cambios "extraordinarios", con lo cual le resta transparencia a la administración xxx xxxxxxx. No incluir mecanismos de reglamentación a través de metodologías para la definición y/o cálculo de desviaciones significativas y su correspondiente aplicación en cambios extraordinarios al Indicativo de Demandas crea mayor incertidumbre en la asignación de energía de los contratos. Es necesario recordar que el Indicativo de Xxxxxxxx no es solo un documento de cómo están los consumo de los clientes sino que se usa en las fórmulas de asignación de la energía asociada a los contratos, por lo cual no se puede dejar de establecer criterios y procedimientos claros para sus modificaciones.

Análisis de la ASEP

Respuesta al CND: No es necesario establecer penalidades por las desviaciones en los pronósticos que realizan los agentes. En todo caso, lo que corresponde es que el CND como responsable en la elaboración del Informe Indicativo de Xxxxxxx, verifique la validez de la información que suministran los agentes, ya que él es el responsable de los pronósticos que aparecen en dicho informe, por lo que no se acepta la recomendación presentada.

Respuesta a EDEMET y EDECHI: Debido a la importancia que tiene el Informe Indicativo de Xxxxxxx en distintos aspectos xxx Xxxxxxx Mayorista de Electricidad, tales como la aplicación de los contratos de suministro, es necesario que dicho informe refleje la realidad en el mayor grado posible. Esto no se consigue sólo con la aplicación de lo dispuesto en algunas Metodologías de Xxxxxxx, siendo necesario que dicho informe pueda ser modificado intranualmente a propuesta del CND y aprobado por la ASEP, tal y como se contempla en la modificación propuesta al numeral 5.2.1.10.

Respuesta a ELEKTRA y PEDREGAL: La modificación propuesta puede introducir incertidumbres en cuanto a la discrecionalidad del CND para modificar el Informe Indicativo de Demandas, por lo cual se aceptan los comentarios de ELEKTRA y PEDREGAL en este sentido se complementará este numeral para establecer que el CND deberá desarrollar una Metodología de Detalle en donde se reglamente la aplicación del numeral 5.2.1.10 de las Reglas Comerciales.

9.12 Comentarios al punto 5.5.1.3, 5.5.3.2, 5.5.3.3, 5.5.3.4, 5.5.3.5, 5.5.6.1, del numeral 5.5 "Reserva de Largo Plazo"

BLM e IDB: Comentan a los numerales 5.5.1.3 y 5.5.3.2 que se introduce un paso de asignación "anual", sin embargo, el efecto de esto no se evidencia. El requerimiento calculado, según la modificación del 5.5.3.2, es mensual, y sólo funciona si se obliga al distribuidor a contratar valores fijos a lo largo de un año.

EDEMET y EDECHI: Señalan que esta propuesta de modificación de mensual a anual en la asignación del requerimiento del SARLP, afecta significativamente a los clientes, encareciendo la tarifa final sin ningún beneficio. Los porcentajes de reserva de confiabilidad son suficientemente altos, como para adicionarle al cliente otro sobre costo en el pago de potencia firme, sin que se incremente la garantía de suministro.

ELEKTRA: Sobre los numerales 5.5.1.3 y 5.5.3.2 indica que el cambio, de mensual a anual, en el paso de asignación del requerimiento del SARLP, contradice el requerimiento de presentar de manera mensual la proyección de la demanda máxima de generación; además, este cambio va en detrimento de los clientes ya que van a incurrir en sobre costos por el pago de SARLP que evidentemente no van a requerir.

Solicita modificar la propuesta para mantener el paso de asignación del requerimiento del SARLP de manera mensual o en periodo más cortos, con los ajustes necesarios en el curso del año, tal como se está haciendo actualmente. Los numerales relativos al SARLP deben incluir la posibilidad de que la generación propia no comprometida participe de este servicio.

CND: Considera que el actual procedimiento cumple con el objetivo de ser garantía de suministro. Indican que la propuesta de modificación está bastante confusa debido a lo siguiente:

a. Se dice que el paso de asignación es un año (numeral 5.5.1.3). Sin embargo, en muchos de los numerales modificados se dice "para cada paso de asignación" (numeral 5.5.3.2). El plazo que tiene este servicio es un año (es decir cubrir los faltantes del siguiente año), y la propuesta de la ASEP está indicando que el paso es de un año, por lo que no se entiende que se mantenga el texto, de "para cada paso de asignación".

b. La propuesta está eliminando (numeral 5.5.3.2), el procedimiento para calcular el requerimientos de los Productores. En cuanto al procedimiento para calcular el requerimiento de los Consumidores no queda claro, se dice que se compara la Demanda Máxima de Generación mensual (son 12 valores) y la mayor potencia contratada mensual, de allí surgirían 12 valores de requerimiento.

c. El numeral 5.5.6.1 habla de una asignación definitiva, pero si la asignación tiene un horizonte anual indicado en esta propuesta, solamente se hace una y no hay que revisar ninguna asignación con los mismos criterios utilizados en la asignación inicial.

Recomienda que se evalúe bien el objetivo que se persigue con este cambio, si se refiere a realizar una asignación definitiva anual o realizar una asignación preliminar anual y corregirla mensualmente. El procedimiento que se elija, debe quedar claro como se determina los requerimientos tanto para los Productores como para los Generadores.

PEDREGAL: Indica que para los numerales 5.5.1.3, 5.5.3.2 y 5.5.3.5 no hay uniformidad entre los pasos de asignación anual y los cálculos del requerimiento. La redacción propuesta de los numerales relacionados no permite alcanzar el objetivo.

Pareciera que la asignación preliminar es la definitiva (eliminación de numeral 5.5.3.5), con la excepción de que se si se aprueban los cambios extraordinarios al Indicativo de Demanda sería el único valor a ajustar.

El cálculo del Requerimiento inicial del servicio introduce una nueva variable de comparación como lo es el mes de mayor requerimiento de generación del año. El producto a requerir a través de reserva de largo plazo es potencia, por lo cual se debe calcular en términos similares y no vincularlo con generación, por lo cual recomiendan utilizar el término de Demanda Máxima de Generación.

Análisis de la ASEP:

Respuesta a EDEMET, EDECHI Y ELEKTRA: luego de analizar los comentarios de estas empresas, la ASEP considera que la propuesta sí podría introducir sobrecostos a los clientes finales, razón por la cual las modificaciones relativas al cambio del paso de asignación del Servicio Auxiliar de Reserva de Largo Plazo a un periodo de tiempo anual, en los numerales 5.5.1.3, 5.5.3.2, 5.5.3.3, 5.5.3.4, 5.5.3.5, 5.5.6.1, no se realizarán; no obstante, se llevarán a cabo modificaciones a los numerales 5.5.3.2, 5.5.3.3, 5.5.3.4, 5.5.3.5, en lo relativo a eliminar la consideración de los Participantes Productores como compradores del SAERLP y a ordenar los numerales con la nomenclatura que corresponda .

Respuesta al CND, BLM, IDB y PEDREGAL: Los comentarios no se atenderán en virtud a lo indicado en el análisis a los comentarios de XXXXXX, XXXXXX y ELEKTRA, ya que los comentarios guardan relación con el paso de asignación anual del SARLP que se había propuesto.

9.13 Comentarios al punto 5.5.4.1 relativo a las "Ofertas".

PEDREGAL: Señala que se deben unificar los tiempos (fechas) de entrega de ofertas y asignación preliminar del servicio de reserva de largo plazo con la finalidad de que se realicen en la misma fecha. Las infraestructuras tecnológicas permiten que conocidos los requerimientos y ofertas durante el acto de recepción de oferta se realice también la asignación preliminar.

Análisis de la ASEP

Respuesta a PEDREGAL: La modificación de la redacción del numeral 5.5.4.1 tiene como objetivo actualizar el proceso de recepción de ofertas de potencia para el SARLP, no intenta modificar la fecha de la asignación del mismo, por lo que esta autoridad no acoge el comentario xx XXXXXXXX y mantiene la redacción del numeral modificado.

9.14 Comentarios al punto 5.5.7.3 "Compromiso".

CND: Indica que racionamiento se refiere a la existencia xx xxxxxx de carga, de modo que debería quedar explícito que la compensación que debe pagar un Productor cuando se presenta el literal b) del numeral 5.5.7.3, sea en los casos en que existan cortes de carga (racionamiento). Lo anterior asegura que ante situaciones xx xxxxx de carga, el Productor cobrará por la energía asociada al servicio de reserva de largo plazo el precio xxx xxxxxxx ocasional (que será mayor al de la primera unidad xx xxxxx), pero al tener activado el seguro de precio, ese mismo Productor devolverá al comprador el diferencial entre el precio xxx xxxxxxx ocasional y la primera unidad xx xxxxx.

PEDREGAL: Si la compensación actual (limitada hasta la compensación que recibe el generador por el servicio ofrecido) ha desincentivado las ofertas, ahora el pretender que el generador asuma el sobrecosto de las compras de energía del distribuidor en el mercado ocasional, en periodos de precios de éste por encima de la primera unidad xx xxxxx, indudablemente traerá como resultados que la demanda no cuente con el respaldo de potencia en la porción de demanda no cubierta por medio de contratos de suministro.

Desean reafirmar que el seguro de precios de las compras de energía se logra por contratos de potencia y energía, la modificación en el numeral 5.5.7.3 y 4.4.5.5 están relacionadas y tienen un efecto negativo que reduce las opciones de compradores y vendedores por traspasar la mayoría de los riesgos que no están asociados a la actividad de generación a los generadores. Siendo que la parte de competencia se encuentra en la actividad de generación, ambas modificaciones, al pretender regular indirectamente los precios de la energía, no benefician el mercado, reducen las ofertas y perjudican la

estabilidad económica de las empresas de generación.

Análisis de la ASEP

Respuesta al CND y PEDREGAL: Reiteramos lo indicado en el análisis a los comentarios del numeral 4.4.5.5, en referencia a la compra de sólo potencia firme y el seguro de precio que debe conllevar esta compra y que es análogo en el caso de la compra de potencia firme a través del Servicio Auxiliar de Reserva de Largo Plazo. Adicionalmente, se señala que la compensación por la activación del seguro de precio no debe limitarse a cuando ocurren cortes de carga, tal y como lo indica el CND, sino que el seguro de precio se debe activar cada vez que el precio de la energía en el Mercado Ocasional supera el valor de la primera unidad xx xxxxx. Por su parte, la energía a compensar debe corresponder con la energía asociada requerida por los compradores de acuerdo a su perfil de carga. Esto último será aclarado en la redacción de este numeral.

9.15 Comentarios al punto 5.5.8.2 "Incumplimientos".

CND: Indica que no se considera correcto incluir como parte de la penalización la reducción de potencia firme de largo plazo a aquel Productor que incumple, por dos razones: la primera porque esta es una señal para el que oferta potencia en el mediano y largo plazo, que escapa al ámbito de aplicación de la reserva de largo plazo que es anual. La segunda, porque se está penalizando dos veces al Productor que incumple, inhabilitándole sus ofertas por el resto del año y reduciéndole su potencia firme de largo plazo.

PEDREGAL: Señala que los incumplimientos reiterados de generadores se calculan en pasos semanales, no obstante, la asignación se da en otros pasos por lo que cual es necesario adecuar al mismo paso los compromisos. Recomiendan que se especifique que los incumplimientos se calcularan y llevaran de acuerdo a los periodos en que se establezcan los compromisos, teniendo como máximo cinco (5) incumplimientos en el año.

Análisis de la ASEP

Respuesta al CND: Es adecuada la reducción de la potencia firme de largo plazo a aquel participante productor que incumple, y las razones aducidas por el CND para considerar incorrecto esta modificación tales como que el Servicio Auxiliar de Reserva de Largo Plazo es anual y que se estaría penalizando dos veces con esto al agente productor no son válidas. Lo anterior se sustenta en que precisamente, lo que se busca es aplicar sanciones acordes al incumplimiento, y una forma de lograrlo es a través del ajuste de la potencia firme de largo plazo a la potencia que realmente puede comercializar el participante productor con niveles adecuados de disponibilidad. Distinto a lo que existe actualmente, en donde se inhabilita por completo al participante productor participar por lo que resta del año después del incumplimiento reiterado y por el año siguiente. Esto último, sí debe considerarse como una doble penalización ya que le quita por completo al participante productor la posibilidad de ofertar en dicho servicio. Por lo antes expuesto no se acepta el comentario.

Respuesta a PEDREGAL: Este comentario no se atenderá considerando que los cambios propuestos para realizar una asignación anual del Servicio Auxiliar de Reserva de Largo Plazo no serán efectuados.

9.16 Comentarios al punto 14.10.1.6 "Xxxx y Falta de Pago".

EDEMET y EDECHI: Consideran que en este mercado, las empresas distribuidoras han cumplido siempre con sus compromisos de pago, lo que significa que siempre han honrado las transacciones económicas que han resultado ya sea por contratos x xxx xxxxxxx ocasional. No existe razón que justifique esta modificación.

ELEKTRA: Considera que se le da mucha libertad al CND para que a su discreción realice cambios en los montos de los depósitos de garantía. Solicita que se regule cuándo es necesario el cambio (nivel de variación), con qué frecuencia se puede hacer y el término que debe transcurrir antes del próximo cambio.

Análisis de la ASEP

Respuesta a EDEMET y EDECHI: Más allá de la buena conducta que hayan tenido los Agentes xxx Xxxxxxx en cuanto a sus obligaciones, es necesario que en todo momento garantizar que los compromisos adquiridos sean siempre honrados, por lo que es necesario que dichos compromisos estén siempre respaldados con las garantías correspondientes.

Respuesta a ELEKTRA: Se acepta el comentario y se modificará el numeral para establecer que el CND debe reglamentar mediante Metodología de Detalle el cálculo de los montos de depósito de garantía y sus modificaciones intranuales.

10. Que en virtud de todo lo expuesto, el Administrador General,

RESUELVE:

PRIMERO: APROBAR las modificaciones que resultaron de la Audiencia Pública celebrada el 5 xx xxxxx de 2009, relativas a las Reglas Comerciales xxx Xxxxxxx Mayorista de Electricidad, que fueron dictadas mediante la Resolución No. JD-605 de 24 xx xxxxx de 1998 y sus respectivas modificaciones. Las modificaciones aprobadas se transcriben en el ANEXO A de la presente resolución, la cual forma parte integral de la misma.

SEGUNDO: ADVERTIR que las Reglas Comerciales xxx Xxxxxxx Mayorista de Electricidad, sólo podrán modificarse mediante la celebración de una Consulta Pública, la cual podrá realizarse a solicitud de los agentes xxx xxxxxxx, o de oficio, y se efectuará en la fecha y forma que determine Autoridad Nacional de los Servicios Públicos.

TERCERO: ADVERTIR que para todos los efectos no contemplados en la modificación objeto de la presente Resolución, queda vigente e inalterable el resto de la Resolución No. JD-605 de 24 xx xxxxx de 1998, la cual ha sido modificada a través de las resoluciones JD-763 de 8 xx xxxxx de 1998, JD-3207 de 22 de febrero de 2002, JD-3463 de 21 xx xxxxxx de 2002, JD-4812 de 22 xx xxxxx de 2004 y JD-5864 de 17 de febrero de 2006.

CUARTO: COMUNICAR que la Autoridad Nacional de los Servicios Públicos emitirá una versión unificada de las Reglas Comerciales que contenga todos los cambios aprobados a través de la presente resolución.

QUINTO: Esta Resolución regirá a partir de su promulgación.

FUNDAMENTO DE DERECHO: Ley 26 de 29 de enero de 1996, tal cual fue modificada por el Decreto Ley 10 de 00 xx xxxxxxx xx 0000; Xxx 0 xx 0 xx xxxxxxx xx 0000; Decreto Ley 10 de 26 de febrero de 1998. Resolución JD-605 de 24 xx xxxxx de 1998 y sus modificaciones.

PUBLÍQUESE Y CÚMPLASE,

XXXXXX XXXXXX XXXXXXX

Administrador General

ANEXO A RESOLUCIÓN AN No. 2821 -Elec.

de 29 de julio de 2009

MODIFICACIONES A LAS REGLAS COMERCIALES

SE MODIFICAN LOS SIGUIENTES NUMERALES:

3.3.1.2 La compra de los Participantes Consumidores con garantía de suministro se logra a través xxx Xxxxxxx de Contratos.

3.3.1.8 Los Participantes Productores pueden vender, por contratos o en el Mercado Ocasional, potencia y/o energía propia o contratada de terceros, y comprar, por contratos o en el Mercado Ocasional, la potencia y/o la energía faltante con respecto a sus compromisos contratados. Los mismos derechos aplican al Distribuidor cuando es considerado Participante Productor por vender a terceros excedentes de generación propia, dentro de las restricciones, normas y procedimientos que establecen estas Reglas Comerciales y los Parámetros, Criterios y Procedimientos para la Compra / venta Garantizada de Energía y/o Potencia para las Empresas de Distribución Eléctrica.

3.4.1.1 Si un Distribuidor tiene generación propia, el CND deberá realizar el seguimiento de los resultados como Participante Consumidor (o sea de la demanda y consumo que abastece como Distribuidor) y de su generación.

3.4.1.3 Todas las plantas de generación propia del distribuidor están sujetas a las mismas obligaciones de despacho establecidas en el Reglamento de Operación y en las metodologías vigentes a las cuales están sujetos los GGC de un Generador. Las plantas de generación propia conectadas a la red de un distribuidor podrán ser despachadas, previa autorización del CND, para atender requerimientos técnicos o de suministro de dicho distribuidor en la operación de sus redes; en estos casos la operación de estas plantas no se considerarán para efectos del despacho económico. El distribuidor deberá remitir mensualmente al CND, a más tardar quince (15) días calendario después de finalizado el mes, un informe que sustente el despacho de sus plantas de generación propia por requerimientos distintos al despacho económico que realiza el CND.

3.4.2.2 El Distribuidor deberá dedicar su generación propia a la garantía de suministro de sus clientes que abastece a tarifas reguladas con los mismos compromisos que un Contrato de Suministro (compromiso de Potencia Firme y compromiso de precio de la energía y de la Potencia Firme). Si el distribuidor ha cumplido con su obligación de contratar, el mismo tendrá la opción de dedicar su generación propia, a la garantía de suministro de sus clientes en los términos antes mencionados. En todo caso, esto deberá informarse con la anticipación establecida en estas Reglas Comerciales.

3.4.2.3 El Distribuidor habilitado como Participante Productor, que haya cumplido con su obligación de contratar según lo establecido en la regulación vigente, podrá comprometer Potencia Firme y/o energía de su generación propia en venta en contratos a otros Participantes Consumidores, de acuerdo a los requerimientos y procedimientos que establecen estas Reglas Comerciales para la contratación de Participantes Consumidores y para la venta por contratos de Participantes Productores. La generación propia que resulte asignada a contratos de venta a terceros o al cubrimiento de la garantía de suministro propia se denomina Generación Propia Comprometida.

3.4.2.5 El Distribuidor habilitado como Participante Productor, que haya cumplido con su obligación de contratar según lo establecido en la regulación vigente, sólo podrá vender por contratos a otros Participantes Consumidores o Productores, Potencia Firme y/o energía de su generación propia que no estén comprometidos a la garantía de suministro de sus clientes que abastece a tarifas reguladas.

3.4.2.7 El Distribuidor habilitado como Participante Productor, que haya cumplido con su obligación de contratar según lo establecido en la regulación vigente, podrá aportar al servicio auxiliar de reserva de largo plazo Potencia Firme de su generación propia que no esté comprometida a la garantía de suministro de sus clientes, para lo cual deberá cumplir con los requisitos establecidos en estas Reglas Comerciales y demás normativas vigentes, para que un Participante Productor esté habilitado a proveer este servicio. La Potencia Firme que aporta a este servicio se considerará también generación propia comprometida.

3.4.3.1 Con el objeto de contar con suficiente anticipación con Potencia Firme y energía comprometida de los clientes, el Distribuidor, que no haya cumplido con su obligación de contratar de acuerdo a lo establecido en la regulación vigente, deberá comprometer la Potencia Firme y energía de su generación propia con sus clientes regulados. De cumplir con dicha obligación deberá informar por escrito al CND, antes del 15 de julio de cada año, la potencia firme y energía de su generación propia, que compromete para cubrir la garantía de suministro de sus clientes regulados y el plazo de las mismas, y conjuntamente suministrar los datos de las proyecciones de demanda para elaborar el Informe Indicativo de Demandas. El periodo de compromiso para el que compromete la generación propia debe cubrir por lo menos los 12 meses del año siguiente.

3.4.3.5 El Distribuidor tiene la obligación de contratar la garantía de suministro de sus clientes regulados de acuerdo a lo establecido en la regulación vigente. La obligación de contratar se cumplirá mediante procesos de libre concurrencia, de acuerdo a lo que establece la Ley, y las normas y procedimientos que establezca la ASEP.

3.4.4.1 El Distribuidor con generación propia comprometida para su garantía de suministro o habilitado como Participante Productor y que vende en Contratos de Suministro a otro Distribuidor o a Grandes Clientes o que aporta al servicio auxiliar de reserva de largo plazo, se regirá por lo establecido en la regulación vigente para la participación en el Mercado Ocasional y en las compensaciones diarias de potencia aplicables a un Participante Productor. En consecuencia, podrá resultar comprando xxx Xxxxxxx Ocasional o de compensaciones de potencia para cumplir la obligación asociada a la generación propia comprometida. Le aplicarán también las reglas referidas a incumplimientos a los compromisos de Potencia Firme. El Distribuidor sólo podrá participar con su generación propia en el Mercado Ocasional y/o en las compensaciones diarias de potencia siempre que haya cumplido con su obligación de contratar de acuerdo a lo establecido en la regulación vigente.

3.4.4.3 El CND deberá realizar el seguimiento de la generación propia de un Distribuidor como si se tratara de un Generador. Para estos efectos, la energía producida por generación propia del Distribuidor que no resulte parte de la generación propia comprometida se considerará vendida al Mercado Ocasional. El Distribuidor habilitado como Participante Productor podrá ofertar en las compensaciones diarias de potencia la potencia disponible excedente respecto de la generación propia comprometida. El Distribuidor sólo podrá participar con su generación propia en el Mercado Ocasional y/o en las compensaciones diarias de potencia siempre que haya cumplido con su obligación de contratar de acuerdo a lo establecido en la regulación vigente.

4.2.1.2 Con las excepciones que se aplican a los contratos de importación y exportación de largo plazo, de acuerdo a lo que establecen las presentes Reglas Comerciales, los plazos de anticipación para que un Participante presente al CND un contrato y el plazo en que el CND debe responder sobre su administración, deben ser los siguientes:

a) Para contratos cuya duración sea mayor o igual que dos meses, la anticipación requerida no podrá ser menor que 15 días de la fecha de inicio del contrato. El CND debe responder a los Participantes que sean parte en un plazo no mayor que 5 días hábiles a partir de presentando el respectivo contrato, indicando que es administrable o solicitando aclaraciones o rechazando el mismo.

b) Para contratos cuya duración sea menor que dos meses pero mayor o igual que 15 días, la anticipación requerida no podrá ser menor que una semana de la fecha de inicio del contrato. El CND debe responder a los Participantes que sean parte en un plazo no mayor que 3 días hábiles, a partir de presentado el respectivo contrato indicando que es administrable o solicitando aclaraciones o rechazando el mismo.

c) Para contratos cuya duración sea menor que 15 días pero mayor que un día, la anticipación requerida no podrá ser menor que dos días hábiles de la fecha de inicio del contrato. El CND debe responder a los Participantes que sean parte en un plazo no mayor que un día hábil, a partir de la fecha de presentado el respectivo contrato, indicando que es administrable o solicitando aclaraciones o rechazando el mismo.

d) Para contratos cuya duración sea menor o igual que un día, la anticipación requerida no podrá ser menor que un día hábil de la fecha de inicio del contrato. El CND debe responder a los Participantes que sean parte el mismo día, a partir de la fecha de presentado el respectivo contrato, indicando que es administrable o solicitando aclaraciones o rechazando el mismo.

Para la aplicación de este numeral, sólo los contratos de suministro deberán estar previamente registrados en la ASEP.

4.4.5.4 La contratación de Potencia Firme establece la prioridad de uso del Participante Consumidor que compra. Ante una condición de racionamiento, el contrato se convierte en un compromiso físico y el CND deberá asignar la energía asociada a la potencia contratada al suministro de la parte compradora.

4.4.5.5 El contrato de Potencia Firme debe incluir un seguro de precio máximo por energía referido al precio de la energía de la primera Unidad Falla. En este caso, el contrato debe indicar que para cada hora en que el precio de la energía en el Mercado Ocasional supere el precio de la primera Unidad Falla, el Participante que sea la parte vendedora, pagará una compensación al Participante que sea la parte compradora, igual a la energía horaria correspondiente a la potencia contratada valorizada por la diferencia entre el precio de la energía de la primera Unidad Falla y el precio de la energía en el Mercado Ocasional.

5.1.1.3 Antes del 15 de julio de cada año, los Participantes deberán suministrar al CND sus proyecciones de demanda con información de detalle mensual para los siguientes diez años. El CND debe desarrollar una Metodología de Detalle que normalice la información requerida.

a) Los Participantes Consumidores deberán informar sus proyecciones de crecimiento de demanda, consumo de energía, curvas típicas, factor de carga típico y demanda máxima, demanda interrumpible e importación contratada.

b) Para el caso de Clientes que han informado que para el siguiente año se convertirán en Participantes Consumidores, corresponde a éstos informar el consumo y demanda previsto para el año que comprará xxx Xxxxxxx Mayorista. La porción de demanda correspondiente a este Gran Cliente, será excluida de la demanda del Distribuidor. Aquellos Grandes Clientes que siendo Participantes xxx Xxxxxxx, pasarán a comprar nuevamente de su Distribuidor, corresponde al Distribuidor informar el consumo y demanda previsto para los meses que comprará del Distribuidor.

c) Los Participantes Productores deberán informar las exportaciones comprometidas.

5.1.1.11 El CND debe calcular el nivel de reserva para confiabilidad de largo plazo de acuerdo a los criterios de calidad y de confiabilidad vigentes. Dichos criterios y el nivel de reserva para confiabilidad serán propuestos por la empresa de transmisión y el CND. La propuesta junto con su justificación se elevará a la ASEP a más tardar el 10 de septiembre de cada año, mediante un informe denominado Informe de Confiabilidad. Los valores propuestos requieren la aprobación de la ASEP, que verificará que reflejen la seguridad de abastecimiento pretendida. El informe de Confiabilidad será puesto en conocimiento de los participantes.

5.3.1.10 Si durante los últimos 12 meses un Participante Productor tiene uno o más incumplimientos reiterados, el CND deberá recalcular su Potencia Firme de largo plazo aplicando lo contenido en el numeral 5.3.1.11. Cada vez que por la aplicación de este numeral se tenga una nueva potencia firme de largo plazo menor a la previamente establecida, la nueva Potencia Firme de largo plazo se considerará en firme y entrará a regir de acuerdo a lo señalado en el numeral 5.3.1.8 y será válida para los siguientes dos años. Si, por el contrario, esta nueva potencia firme de largo plazo es mayor a la inicialmente calculada, esta última permanecerá vigente por el plazo inicialmente calculado.

5.5.3.2 Para cada paso de asignación del año siguiente, el CND debe asignar a cada Participante Consumidor cuya potencia mensual contratada es menor que su demanda máxima de generación mensual prevista un requerimiento inicial de Servicio Auxiliar de reserva de largo plazo igual al faltante no contratado, salvo que el Participante Consumidor esté autorizado a elegir y opte por no requerir este servicio auxiliar. Si el Participante Consumidor cubre toda su demanda máxima de generación con contratos, el requerimiento inicial para el servicio auxiliar de reserva de largo plazo es cero.

5.5.3.3 El CND debe calcular para cada paso de asignación el requerimiento total inicial deservicios auxiliares de reserva de largo plazo totalizando los requerimientos que resultan para cada Participante. Antes del 1 de Diciembre, el CND debe informar a los Participantes y a la ASEP el requerimiento inicial de reserva de largo plazo que corresponde a cada Participante, junto con los datos y cálculos que lo avalan, y el requerimiento total el Mercado.

5.5.3.4 Durante el año, antes del comienzo de cada paso de asignación, el CND deberá ajustar el requerimiento de Servicio Auxiliar de Reserva de Largo Plazo a los Participantes Consumidores. Para cada Participante Consumidor, el CND deberá calcular para el paso de asignación el faltante real como su demanda máxima de generación, que resulte del Informe Indicativo de demandas vigente (incluyendo los ajustes que hayan resultado por cambios en las decisiones de

compra de los Grandes Clientes), menos la potencia que compra por contratos. Si el faltante resulta negativo, se considerará cero. El requerimiento será el faltante calculado.

5.5.4.1 Cada año, antes del 25 de noviembre, los Participantes podrán ofertar potencia como aporte para el Servicio Auxiliar de Reserva de Largo Plazo. De acuerdo con las condiciones de competencia en el mercado, la ASEP puede fijar una fecha anterior a la fecha de asignación inicial. El CND deberá registrar en un acta las ofertas recibidas. Los participantes informarán al CND sus ofertas para cada paso de asignación, como uno o más bloques de potencia, cada bloque con el precio requerido. En caso de recibir una oferta de un Participante que no disponga de potencia excedente para ofertar en este Servicio Auxiliar, el CND deberá rechazar la oferta y devolverla al Participante, notificando el motivo que justifica el rechazo. Se considera que un participante no dispone de potencia excedente para ofertar si se verifica una de las siguientes condiciones:

a) Es un Participante Productor que no tiene excedentes de potencia firme de largo plazo, de acuerdo a lo que resulte del Informe de Potencia Firme de Largo Plazo de los Participantes Productores.

b) Es un Participante Consumidor que no oferta demanda interrumpible, o no lo ha informado al CND, o no ha sido autorizado a proveer este servicio con demanda interrumpible, de acuerdo con los requisitos definidos en estas Reglas Comerciales. El CND deberá desarrollar la Metodología sobre el procedimiento y requisitos para implementar la demanda interrumpible.

5.5.7.3 El compromiso asociado al aporte al servicio auxiliar de reserva de largo plazo es el siguiente:

a) Cumplir con la disponibilidad o interrumpibilidad comprometida, o pagar una penalidad por faltantes.

b) Para un Participante Productor, pagar a los Participante que son compradores de reserva de largo plazo, una compensación cada hora en que el precio xxx Xxxxxxx Ocasional supere el de la primera unidad falla, calculada como la energía asociada requerida, considerando el factor de carga mensual real del Participante Comprador, correspondiente a la potencia que aporta al Servicio Auxiliar de Reserva de Largo Plazo valorizada a la diferencia entre el precio de la energía en el Mercado Ocasional y el precio de la primera unidad falla.

c) Para un Participante Consumidor, cada día del período en que su oferta es aceptada debe ofertar interrumpibilidad por la potencia comprometida como Servicio Auxiliar de Reserva de Largo Plazo a un precio de la energía inferior al de la primera unidad falla.

5.5.8.2 Ante incumplimientos reiterados de un Participante, salvo contingencias extraordinarias debidamente fundamentadas, el CND deberá inhabilitarlo a participar en el servicio de reserva de largo plazo en el resto del año en curso. Se considera que un Participante Productor que aporta el Servicio Auxiliar de Reserva de Largo Plazo presenta una condición de incumplimiento reiterado cuando, dentro de un año de asignación presenta 5 incumplimientos semanales. El CND deberá reducir la potencia firme del Participante con incumplimientos reiterados de acuerdo al numeral 5.3.1.11.

6.1.1.2 El Distribuidor debe cumplir con la normativa definida en las presentes Reglas Comerciales para llevar a cabo su contratación, así como con los Parámetros, Criterios y procedimientos para la Compra / venta Garantizada de Energía y/o Potencia para las Empresas de Distribución Eléctrica y sus modificaciones.

6.2.1.1 Cada Distribuidor está obligado a comprar potencia firme de largo plazo mediante Contratos de Suministro para cubrir la demanda máxima de generación de sus clientes regulados, salvo las excepciones que se indican en estas Reglas Comerciales.

6.2.1.2 Cada Distribuidor, que no haya cumplido con su obligación de contratar establecida en la regulación vigente, tiene la obligación de comprometer con sus clientes regulados la Potencia Firme de largo plazo de su generación propia.

6.3.1.1 El Distribuidor está obligado a cubrir el consumo de energía previsto para sus clientes regulados, con compra de energía mediante Contratos de Suministro, salvo las excepciones que se indican en estas Reglas Comerciales.

6.3.1.2 Cada Distribuidor, que no haya cumplido con su obligación de contratar establecida en la regulación vigente, tiene la obligación de comprometer con sus clientes regulados toda la energía que resulte generada por su generación propia.

6.4.1.2 De considerar la ASEP que el motivo es justificado, se aplicará lo dispuesto en los Parámetros, Criterios y procedimientos para la Compra / venta Garantizada de Energía y/o Potencia para las Empresas de Distribución Eléctrica y sus modificaciones.

6.5.1.1 La ASEP, mediante los Parámetros, Criterios y procedimientos para la Compra /venta Garantizada de Energía y/o Potencia para las Empresas de Distribución Eléctrica y sus modificaciones, estableció la normativa de compra eficiente a cumplir por un Contrato de Suministro a trasladar a tarifas de un Distribuidor.

9.3.1.1 El CND debe simular el Costo Variable asociado a los costos de racionamiento y/o costo de riesgo xx xxxxxx por falta de reserva, a través de agregar a la oferta en el despacho unidades ficticias, denominadas unidades falla, con un Costo Variable aplicable al despacho relacionado con el costo de la energía no suministrada y el nivel de desabastecimiento o riesgo de desabastecimiento que representa. Cada unidad falla tendrá un costo creciente respecto de la anterior y la última unidad falla tendrá un costo igual al costo xx xxxxx establecido por la ASEP.

9.6.1.3 Cada hora el CND debe considerar como generación obligada a la energía que no resultaría aceptada por el despacho económico sin restricciones pero que en la operación real dichas restricciones obligan su generación, o la energía cuyo Costo Variable aplicable al despacho es mayor que el precio en el Mercado Ocasional.

9.6.1.4 La generación obligada no participa en la formación del precio de la energía en el Mercado Ocasional.

13.3.1.5 Ante requerimientos de despacho económico, el CND está habilitado a interrumpir en el predespacho diario un intercambio por contrato en una interconexión internacional si corresponde a un contrato de corto plazo notificado con un preaviso no menor de tres días.

Si el CND interrumpe un contrato de importación de corto plazo en el predespacho, no podrá acordar importación de ocasión. Si el CND interrumpe un contrato de exportación de corto plazo en el predespacho, no podrá acordar exportación de ocasión.

14.2.1.3 El CND debe definir por Metodología los requisitos de los medidores comerciales junto con el sistema de comunicaciones y enlace de datos asociados. Mediante auditorías técnicas, a establecer también por Metodología, deberá certificar la habilitación de los puntos de medición y supervisar el cumplimiento de los requisitos definidos. Además, el CND debe establecer por Metodología de Detalle los procedimientos para determinar el consumo horario correspondiente a la medición comercial de aquellos Participantes Consumidores que opten por utilizar su perfil típico de consumo.

14.3.1.2 Cuando por cualquier causa el CND no cuente con alguna información comercial proveniente del sistema de medición comercial existente, debe completarla de acuerdo al siguiente procedimiento. Para puntos de medición con medidores principales y de respaldo:

a) De no contar con información del medidor principal, recurrir a la información del medidor de respaldo.

b) De no contar con información del medidor de respaldo, recurrir a la información del sistema de medición con que cuente el CND en los puntos de entrega / retiro xxx xxxxxxx mayorista.

c) De no contar con información del sistema de medición con que cuente el CND en los puntos de entrega / retiro xxx xxxxxxx mayorista, recurrir a información del Sistema SCADA.

d) De contar con información en el SCADA, coordinar con personal del Participante xxx Xxxxxxx dueño del punto de medición para recolectar localmente los datos horarios y enviar por el medio de comunicación disponible al CND.

e) De no contar con información alguna, el CND debe asumir y utilizar los valores horarios programados en el despacho. De tratarse de un Participante Productor, en tanto se recupere la medición, el CND deberá requerir la salida del GGC y considerarla indisponible, excepto en situaciones de racionamiento y/o emergencias en que deberá mantenerla en servicio.

Para puntos de medición con un solo medidor cumplir los pasos b), c), d) y e).

14.9.1.1 El CND informará a cada Participante que resulta deudor del procedimiento indicado en el numeral 14.6.1.2 su saldo deudor a través del Documento de Transacciones Económicas, el que actuará como memoria de cálculo del importe deudor.

14.9.1.2 El CND es responsable del intercambio de información sobre los saldos deudores que resultan del procedimiento indicado en el numeral 14.6.1.2.

14.9.1.3 Al mismo tiempo, el CND informará a cada Participante que resulta acreedor del procedimiento indicado en el numeral 14.6.1.2 el total de su saldo acreedor a través del Documento de Transacciones Económicas, el que actuará como memoria de cálculo del importe deudor.

14.9.1.5 El CND administrará el sistema de cobranzas a través de un Banco de Gestión y Cobranza y un sistema de cuentas bancarias en dicho Banco, de acuerdo al siguiente procedimiento:

a) Todos los deudores deben depositar en su respectiva cuenta los montos que le fueron informados en el Documento de Transacciones Económicas dentro del plazo previsto para ello.

b) El CND debe dar instrucciones al Banco para que todo monto que ingresa en las cuentas indicadas en el literal a) sea transferido por el Banco a las respectivas cuentas de todos los acreedores.

c) El Banco, a solicitud del CND, debe acreditar a cada acreedor exclusivamente la proporción que le corresponde de lo que ingresa en cada cuenta de los deudores y no tiene dentro de sus funciones realizar pagos de deudas a terceros.

d) Finalizado el plazo establecido para realizar los pagos, el Banco presentará un Estado de Cuenta de los depósitos y pagos efectuados.

14.10.1.6 El monto del depósito de garantía será revisado y ajustado anualmente en función del monto promedio de las transacciones mensuales de cada uno de los participantes en el Mercado Ocasional. De ser necesario el CND podrá revisar y ajustar el monto del depósito a un Participante antes de finalizar el año. Cuando se modifiquen los montos que deben cubrir las garantías, el Participante tiene quince (15) días calendario para presentar una nueva garantía o modificar la existente. Para la aplicación de este numeral el CND deberá desarrollar una Metodología de Detalle específica.

15.2.1.8 El CND enviará la versión preliminar del Informe de Regulación a los Participantes, quienes contarán con 5 días hábiles para enviar sus observaciones. El CND deberá analizar las observaciones recibidas y producir la versión final del Informe de Regulación, incluyendo como Anexo las observaciones de los Participantes. El CND elevará la versión final del Informe de Regulación a la ASEP para su conocimiento. La ASEP de considerarlo necesario podrá remitir al CND sus observaciones al Informe, las cuales deben ser incluidas en el mismo.

SE MODIFICA LA SIGUIENTE DEFINICIÓN DEL NUMERAL 2.1:

Servicio Auxiliar de Reserva de Largo Plazo: Reserva de potencia que se compromete para cubrir la garantía de suministro de los clientes de la República de Panamá.

SE ADICIONAN LOS SIGUIENTES NUMERALES:

3.4.1.5 Las empresas de generación cuya actividad sea considerada como actividad de generación propia de una empresa de distribución eléctrica, deberán cumplir con las disposiciones establecidas para las distribuidoras que tienen plantas de generación propia dentro de la misma razón social.

5.2.1.10 El CND podrá realizar modificaciones extraordinarias al Informe Indicativo de Demandas cuando existan desviaciones significativas en el consumo de energía entre lo previsto y la realidad. Los Participantes deben suministrar toda la información para los ajustes de la proyección de los consumos de energía requeridos por el CND. El CND evaluará y analizará la información recibida y podrá solicitar ajustes a la misma. Las modificaciones al Informe Indicativo de Xxxxxxxx deberán ser propuestas por el CND y presentadas a la ASEP para su aprobación. Para la aplicación de este numeral el CND deberá desarrollar una Metodología de Detalle específica.

SE ELIMINAN LAS SIGUIENTES DEFINICIONES DEL NUMERAL 2.1:

• Máxima Generación Contratable a Consumidores: cantidad máxima de generación que un Participante Productor puede vender por contratos a Participantes Consumidores.

• Máxima Generación Contratable a Productores: cantidad máxima de generación que un Participante Productor puede vender por contratos a otros Participantes Productores.

SE ELIMINAN LOS SIGUIENTES NUMERALES:

5.5.3.2 Para cada paso de asignación del año siguiente, el CND debe asignar a cada Participante Productor que resulta con una potencia total comprometida en Contratos de Suministro mayor que la potencia firme de largo plazo que comercializa, como requerimiento inicial en el Servicio Auxiliar de reserva de largo plazo el faltante. Si el Participante Productor no excede la potencia firme de largo plazo que comercializa en su potencia total contratada, el requerimiento inicial al servicio auxiliar de reserva de largo plazo es cero.

9.3.1.4 A cada unidad falla el CND debe asignar un Costo Variable aplicable al despacho relacionado con el costo de la energía no suministrada o costo xx xxxxx, y el nivel de desabastecimiento o riesgo de desabastecimiento que representa. Cada unidad tendrá un costo creciente respecto de la anterior, y la última unidad con un costo igual al costo xx xxxxx.

SE HARÁ REFERENCIA EN EL TEXTO A "ASEP" EN VEZ DE "ERSP".