ANEXO A RESOLUCIÓN AN No Elec de 19 de junio de 2015

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1 ANEXO A RESOLUCIÓN AN No Elec de 19 de junio de 2015 PARÁMETROS Y CRITERIOS UTILIZADOS PARA EL CÁLCULO DEL INGRESO MÁXIMO PERMITIDO PARA LA EMPRESA DE DISTRIBUCIÓN ELECTRÍCA CHIRIQUÍ, S.A. (EDECHI) POR LA INCORPORACIÓN A SU CONCESIÓN DE LAS ÁREAS DE CHANGUINOLA, ALMIRANTE, LAS TABLAS Y ÁREAS ALEDAÑAS EN LA PROVINCIA DE BOCAS DEL TORO PARA EL PERIODO TARIFARIO 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, establece el régimen a que se sujetarán las actividades de generación, transmisión, distribución y comercialización de energía eléctrica, destinadas a la prestación del servicio público de electricidad. Mediante Resolución JD-5863 de 17 de febrero de 2006 y sus modificaciones, se aprobó el Régimen Tarifario para el Servicio Público de Distribución y Comercialización, al cual deberán acogerse aquellas empresas que cuenten con su respectiva concesión para la prestación de esa actividad. Se incorporarán a la Zona de Concesión de la Empresa de Distribución Eléctrica Chiriquí, S.A. (EDECHI), las áreas de Changuinola, Almirante, Guabito y áreas aledañas, las cuales actualmente son atendidas por la Oficina de Electrificación Rural (OER), por lo que es preciso aprobar el Ingreso Máximo Permitido (IMP) para esta nueva zona de concesión. Razón por la cual, se ha realizado un análisis de los activos que serán traspasados a EDECHI y de las inversiones que se requieren realizar a corto plazo para mejorar la prestación del servicio en dicho sector; de los gastos de operación y mantenimiento a reconocer; entre otros, con el fin de establecer el Ingreso Máximo Permitido (IMP) para las actividades de Distribución y Comercialización, en ese sector. A continuación se presentan los parámetros y criterios utilizados para el cálculo del IMP adicional para EDECHI, aprobados después de evaluar las observaciones recibidas en la Consulta Pública. 1. EMPRESAS COMPARADORAS Se utilizan los procedimientos indicados en el Régimen Tarifario y la misma metodología y base de datos de la Federal Energy Regulatory Commission (FERC), utilizada para establecer el IMP para este periodo tarifario. Las empresas comparadoras que serán utilizadas para calcular el IMP serán las 116 empresas de la FERC que tienen información completa y disponible para establecer las ecuaciones de eficiencia. En el Apéndice I se listan las empresas. 2. ECUACIONES DE EFICIENCIA 1

2 2.1. ACTIVOS, ADMINISTRACIÓN, OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO Con la información de las empresas comparadoras se elaboraron las ecuaciones de eficiencia cuyos parámetros son los siguientes: Variable AD AC OM COM ADM Ln(C) Ln(DM) Ln(DM/C) Constante Donde, Cl es el número de clientes, y DM es la carga máxima a nivel de punto de inyección. A continuación se muestra el conjunto de ecuaciones explicativas de los diferentes conceptos de costos (Ecuaciones de Eficiencia): Activos de Distribución: LN (AD) = * LN (C) AD = * C Activos de Comercialización: LN (AC) = * LN (C) AC = * C Costos de Administración: LN (ADM) = * LN (C) ADM = * C Costos de Operación y Mantenimiento de Distribución: LN (OM) = * LN (DM) * LN (DM/C) OM = * DM * DM/C Costos de Comercialización: LN (COM) = * LN (C) COM = * C Se ha considerado que los costos de administración tienen un valor de cero en el segundo y tercer año, porque una vez organizados, EDECHI va a utilizar la misma estructura administrativa que tienen en la actualidad para atender también el sector de Changuinola, Almirante, Guabito y áreas aledañas PÉRDIDAS ESTÁNDAR Las pérdidas eficientes se determinaron utilizando la misma muestra de empresas comparadoras de la FERC. Básicamente, se remueven del total de empresas las que tienen pérdidas de energía menores a 6.5% respecto a las ventas de energía eléctrica (en consistencia con el límite establecido en el último cálculo de IMP) y excluyendo a una empresa con pérdidas de 16.15%. Los coeficientes de la ecuación de pérdidas fueron: 2

3 Variable EP Ln(MWhD) [ ] Constante [ ] A continuación se muestra la Ecuación de Pérdidas Estándar o Eficientes: LN (EP) = * LN (MWhD) EP = * MWhD La aplicación de la ecuación anterior permite obtener las pérdidas de energía de la empresa en MWh. Para obtener los coeficientes de pérdidas, el resultado anterior se divide por la energía inyectada a la red de la empresa, también en MWh: % Dónde: % son las pérdidas de energía de la empresa i (coeficiente de pérdidas), expresadas en porcentaje respecto a la energía inyectada. 3. PÉRDIDAS RECONOCIDAS Se reconoce un periodo de gracia de 18 meses, es decir mantener el valor de pérdidas de energía en el sector de Changuinola en diciembre de 2014 hasta junio de De allí en adelante, un porcentaje adicional a las pérdidas estándar de energía, de acuerdo a un periodo de transición de 5 años. Las pérdidas en dicho sector en el año 2014 fueron de %. Porcentaje de Pérdidas JUL15 / JUN16 JUL16 / JUN17 JUL17 / JUN18 Pérdidas en el sistema de distribución 8.67% 8.67% 8.68% Pérdidas no técnicas reconocidas 12.63% 11.37% 8.83% Pérdidas totales 21.30% 20.04% 17.51% 4. INVERSIONES Las inversiones que resultan de las ecuaciones de eficiencia son las siguientes: INVERSIONES JUL15 / JUN16 JUL16 / JUN17 JUL17 / JUN18 TOTALES Miles de B/. Miles de B/. Miles de B/. Miles de B/. Distribución ID 1, , , , Comercialización IC Este monto debe ser destinado para la incorporación de nuevos suministros y expansión de la red. Además, deberán realizar las inversiones detalladas en el siguiente cuadro: Inversiones en Changuinola, Almirante, Guabito, Las Tablas y áreas aledañas Cifras en Balboas Descripción (II sem) (I Sem) Nueva Subestación en Changuinola 1,000, ,000 1,450,000 Total 3

4 Descripción 2015 (II sem) (I Sem) Nuevo circuito entre S/E Changuinola de ETESA con Nueva S/E Changuinola 800, , Conversión de los circuitos en 4.16 kv a 13.2 kv, en Changuinola- I Etapa 500,000 1,000, , ,000 2,900, Alumbrado Público (a B/ por luminaria) 150, , , , , Nuevo circuito en 34.5 kv que conecte la nueva S/E Changuinola con la nueva S/E Almirante 300,000 1,700, ,000 2,200, Nueva S/E Almirante 200, ,000 1,250,000 Sub Total Contrato de Concesión 650,000 2,650,000 4,850, ,000 9,100,000 Mejoras a las líneas de media y baja tensión y contingencias 500,000 1,000,000 1,000, ,000 3,000,000 Cambio de medidores eléctricos (B/ c/u) y Medidores Prepago 100, , , , ,000 TOTAL 1,250,000 3,750,000 5,950,000 1,550,000 12,500,000 Nota: Corresponde al articulado del Contrato de Concesión Estas inversiones se resumen en el periodo tarifario como sigue: INVERSIONES NO CONTEMPLADAS EN LAS ECUACIONES DE EFICIENCIA Total JUL15 / JUN16 JUL16 / JUN17 JUL17 / JUN18 TOTALES Miles de B/. Miles de B/. Miles de B/. Miles de B. Distribución ID 2, , , , Comercialización. IC Alumbrado Público IAP ALUMBRADO PÚBLICO Operación y Mantenimiento: La OER reportó la existencia de 3,720 luminarias instaladas a diciembre de 2014 y una cantidad en proceso de instalación, quedando para el inicio de la gestión de EDECHI 4,970 luminarias. Para reconocer el gasto de operación y mantenimiento se considera una gradualidad de 5 años, iniciando con el valor reconocido en el primer periodo tarifario de EDECHI de B/ por luminaria para mantener las luminarias en estas áreas y al final con el valor que se estimó en B/ por cada luminaria, quedando así: Costo de OYM/luminaria en Alumbrado Público JUL15 / JUN16 JUL16 / JUN17 JUL17 / JUN TASA DE RENTABILIDAD Y TASA DE DESCUENTO Se calculará la rentabilidad sobre activos a una tasa de 9.66 % que es la misma reconocida a EDECHI para este periodo. La tasa de descuento obtenida para calcular el Valor Presente Neto (VPN) de los valores de IMP fue la siguiente: 4

5 JUL15 / JUN16 JUL16 / JUN17 JUL17 / JUN18 Factor de Descuento Factor de Descuento Aplicado BASE DE CAPITAL Activos traspasados de la OER a EDECHI: Se considera que el valor inicial de los activos brutos y netos a junio de 2015 que son traspasados de la OER a EDECHI, cuya aprobación fue dada mediante la Resolución de Gabinete N 54 del 2 de junio de 2015, es el siguiente: BASE DE CAPITAL Activos a Junio de 2015 Miles de B/. Valor Bruto Base de Capital Distribución BCD 5, Valor Bruto Base de Capital Comercialización BCC Valor Bruto Activos Fijos Alumbrado Público ACTalum Valor Bruto 6, Valor Neto Base Capital Distribución BCND 4, Valor Neto Base Capital Comercialización BCNC Valor Neto Activos Fijos Alumbrado Público ACTN alum Valor Neto 4, El valor del activo neto se detalla en las siguientes líneas de distribución y transformadores: Según Acuerdo BOFCO-OER Valor Neto en B/. Transformadores- S/E 19.9/ , Transformadores de distribución Changuinola y Almirante 518, Líneas en Media Tensión- Excluye el circuito 6 1,049, Medidores 173, Sub Total 1,768, Inversiones realizadas por la OER Valor Neto en B/. Línea 34.5KV - Guabito a Changuinola (15 kms) Dic , Línea de S/E Etesa a S/E Bocas Fruit Dic , Transformador 10/12.5KV, obras civiles y elec. Sept ,887, Red de los poblados Miraflores y Charagre Dic , Sub Total 2,750, VALOR TOTAL DE LOS ACTIVOS en B/. 4,519, Activos adquiridos que son propiedad de BOFCO: El circuito 6 quedó en propiedad de BOFCO cuando se dio el traspaso del servicio, debido a que ellos en esa oportunidad consideraban que era necesario para mantener la confiabilidad de su suministro. 5

6 Con el cambio de distribuidor, la empresa BOFCO llegó a un acuerdo para que EDECHI adquiriera los activos y de allí en adelante fuera el que les prestara el servicio. EDECHI mediante las notas CM fechada 10 de junio de 2015 y CM fechada 17 de junio de 2015, informaron el detalle de los activos que serán adquiridos por EDECHI del denominado circuito 6 son los siguientes: CIRCUITO 6 Valor Bruto B/. Valor Neto B/. Sub estación Almirante 240, , Líneas de 34.5 kv 726, , Líneas doble circuito 4.16 KV 70, , Transformador de 3.5 MVA 130, , Total 1,167, , Activos Terrenos y locales que van a ser adquiridos EDECHI mediante la Nota CM fechada 16 de junio de 2015 confirmó la incorporación de los terrenos y edificios que tendrán que ser adquiridos para dar continuidad a la prestación del servicio en la misma ubicación que se tienen las instalaciones actualmente. Adicionalmente se recibió el avalúo realizado por una compañía que se dedica a realizar avalúos. Los terrenos y edificios son, donde está ubicada la S/E Changuinola, así como el terreno en donde está la S/E Almirante. Se estima la compra aproximada de trece mil ochocientos metros cuadrados (13,800 m 2 ) desglosados de la siguiente forma: el área de la galera de ocho mil ochocientos metros cuadrados (8,800 m 2 ) aproximadamente, más los terrenos de las dos subestaciones existentes (S/E Changuinola y S/E Almirante) de mil quinientos metros cuadrados (1,500 m 2 ) aproximadamente cada una y la oficina administrativa de aproximadamente dos mil metros cuadrados (2,000 m 2 ). Todas estas superficies valoradas a un costo indicativo de B/ por metro cuadrado alcanza la suma de Seiscientos Noventa Mil Balboas (B/.690,000.00). Adicionalmente, EDECHI adquirirá y adecuará un local para ubicar una oficina administrativa para la operación del servicio eléctrico cuyo valor estimado es de Doscientos Cincuenta Mil Balboas (B/.250,000.00). 8. INGRESO MÁXIMO PERMITIDO El Ingreso Máximo Permitido adicional para la Empresa de Distribución Eléctrica Chiriquí, S.A. (EDECHI) es para un periodo de tres (3) años, a partir del 1 de julio de 2015 al 30 de junio de 2018, segregado de la siguiente forma: VALOR PRESENTE NETO - INGRESO MÁXIMO PERMITIDO DETALLE UNIDADES JUL/15-JUN/18 DISTRIBUCIÓN Miles de B/. 9, COMERCIALIZACIÓN Miles de B/. 2, ALUMBRADO PÚBLICO Miles de B/ SUB-TOTAL Miles de B/. 11, PÉRDIDAS Miles de B/. 6,

7 VALOR PRESENTE NETO - INGRESO MÁXIMO PERMITIDO DETALLE UNIDADES JUL/15-JUN/18 IMP TOTAL Miles de B/. 18, ENERGÍA FACTURADA sin AP MWh 182,316 IMP (AÑO TARIFARIO) = B/./MWh IMP (AÑO TARIFARIO) SIN PÉRDIDAS = B/./MWh Se adjunta el Modelo de Cálculo del IMP. 9. PERIODO TARIFARIO El IMP adicional propuesto es en adición al aprobado a la Empresa de Distribución Eléctrica Chiriquí, S.A mediante la Resolución AN No. AN No Elec de 25 de julio de 2014 para el periodo de julio de 2014 a junio de

8 APÉNDICE I Empresas Comparadoras Empresa Alabama Power Company Alaska Electric Light and Power Company Appalachian Power Company Arizona Public Service Company Entergy Arkansas, Inc. Atlantic City Electric Company Baltimore Gas and Electric Company Carolina Power & Light Company Central Hudson Gas & Electric Corporation Cleco Power LLC Central Vermont Public Service Corporation Cleveland Electric Illuminating Company, The Commonwealth Edison Company Connecticut Light and Power Company, The Consumers Energy Company The Dayton Power and Light Company Delmarva Power & Light Company The Detroit Edison Company Duke Energy Carolinas, LLC Duquesne Light Company El Paso Electric Company The Empire District Electric Company Fitchburg Gas and Electric Light Company Florida Power Corporation Florida Power & Light Company Georgia Power Company Granite State Electric Company Green Mountain Power Corporation Gulf Power Company Entergy Gulf States Louisiana, L.L.C. Idaho Power Company Indiana Michigan Power Company Indianapolis Power & Light Company Jersey Central Power & Light Company Kansas City Power & Light Company Kansas Gas and Electric Company Kentucky Power Company Kentucky Utilities Company Kingsport Power Company Lockhart Power Company Entergy Louisiana, LLC Louisville Gas and Electric Company Apéndice I del Anexo Resolución AN No.8690 Elec de 19 de junio de 2015

9 Empresa Madison Gas and Electric Company Massachusetts Electric Company MDU Resources Group, Inc. Metropolitan Edison Company ALLETE, Inc. Mississippi Power Company Entergy Mississippi, Inc. Monongahela Power Company Mt. Carmel Public Utility Co The Narragansett Electric Company Nevada Power Company, d/b/a NV Energy Entergy New Orleans, Inc. New York State Electric & Gas Corporation Niagara Mohawk Power Corporation Northern Indiana Public Service Company Northern States Power Company (Minnesota) Northern States Power Company (Wisconsin) Northwestern Wisconsin Electric Company Ohio Edison Company Ohio Power Company Oklahoma Gas and Electric Company Otter Tail Power Company PacifiCorp PECO Energy Company Pennsylvania Electric Company Pennsylvania Power Company PPL Electric Utilities Corporation Portland General Electric Company The Potomac Edison Company Potomac Electric Power Company Duke Energy Indiana, Inc. Public Service Company of Colorado Public Service Company of New Hampshire Public Service Company of New Mexico Public Service Company of Oklahoma Public Service Electric and Gas Company Puget Sound Energy, Inc. Rochester Gas and Electric Corporation Rockland Electric Company San Diego Gas & Electric Company Sierra Pacific Power Company, d/b/a NV Energy South Carolina Electric & Gas Company Southern California Edison Company Southern Indiana Gas and Electric Company Southwestern Electric Power Company Southwestern Public Service Company Apéndice I del Anexo Resolución AN No.8690 Elec de 19 de junio de 2015

10 Empresa Superior Water, Light and Power Company Tampa Electric Company Toledo Edison Company, The Tucson Electric Power Company Union Electric Company Duke Energy Kentucky, Inc. The United Illuminating Company Upper Peninsula Power Company KCP&L Greater Missouri Operations Company Virginia Electric and Power Company Avista Corporation West Penn Power Company Western Massachusetts Electric Company Wheeling Power Company Wisconsin Electric Power Company Wisconsin Power and Light Company Wisconsin Public Service Corporation Chugach Electric Association, Inc. MidAmerican Energy Company Midwest Energy Inc. Golden State Water Company Interstate Power and Light Company UNS Electric, Inc. Unitil Energy Systems, Inc. NSTAR Electric Company Entergy Texas, Inc. Black Hills/Colorado Electric Utility Company, LP Ameren Illinois Company Apéndice I del Anexo Resolución AN No.8690 Elec de 19 de junio de 2015

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