AUTORIDAD NACIONAL DE LOS SERVICIOS PÚBLICOS. Resolución No. AN No.7512-Elec Panamá, 24 de junio de 2014

Transcripción

1 AUTORIDAD NACIONAL DE LOS SERVICIOS PÚBLICOS Resolución No. AN No.7512-Elec Panamá, 24 de junio de 2014 Por la cual se aprueba el Área Representativa, las Empresas Comparadoras y los parámetros de las ecuaciones de eficiencia, para el periodo de julio de 2014 a junio de LA ADMINISTRADORA GENERAL en uso de sus facultades legales, CONSIDERANDO: 1. Que mediante el Decreto Ley 10 de 22 de febrero de 2006, se reorganizó la estructura del Ente Regulador de los Servicios Públicos bajo el nombre de Autoridad Nacional de los Servicios Públicos como organismo autónomo del Estado, encargado de regular y controlar la prestación de los servicios públicos de abastecimiento de agua potable, alcantarillado sanitario, electricidad, telecomunicaciones, radio y televisión, así como la transmisión y distribución de gas natural; 2. Que la Ley 6 de 3 de febrero de 1997 y sus modificaciones, Por 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 4 del artículo 9 de la Ley 6 de 3 de febrero de 1997, señala que le corresponde a la Autoridad Nacional de los Servicios Públicos establecer los criterios, metodologías y fórmulas para la fijación de tarifas de los servicios públicos de electricidad, en los casos en que no haya libre competencia; 4. Que conforme lo establecido en el numeral 1 del artículo 93 de la Ley de 6 de febrero de 1997, corresponde a la Autoridad Nacional de los Servicios Públicos, definir periódicamente fórmulas tarifarias separadas para los servicios de transmisión, distribución, venta a clientes regulados y operación integrada; establecer topes máximos y mínimos tarifarios, de obligatorio cumplimiento por parte de las empresas de acuerdo con los estudios de costos que realice esta Autoridad Reguladora y definir las metodologías para la determinación de tarifas; 5. Que mediante Resolución JD-5863 de 17 de febrero de 2006 y sus modificaciones, esta Autoridad Reguladora 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; 6. Que según lo dispuesto en el artículo 95 de la Ley 6 de 3 de febrero de 1997, respecto a la vigencia de las fórmulas tarifarias, las fórmulas vigentes vencen el 30 de junio de 2014, por lo que se requiere aprobar el Ingreso Máximo Permitido y los correspondientes Pliegos Tarifarios de las empresas de distribución y comercialización de electricidad para el próximo periodo, conforme a lo dispuesto en el Régimen Tarifario aprobado; 7. Que de acuerdo al artículo 98 de la Ley 6 de 3 de febrero de 1997, para establecer el Ingreso Máximo Permitido se requiere previamente establecer el valor agregado de distribución, para lo cual esta Autoridad debe establecer un máximo de seis (6) áreas de distribución, representativas de los mercados atendidos en cada zona de concesión; y calcular luego el valor agregado de distribución para cada área representativa, bajo el supuesto de eficiencia en la gestión de la empresa de distribución, el cual tendrá como base el desempeño reciente de empresas reales similares, nacionales o extranjeras; 8. Que lo anterior también implica establecer las empresas comparadoras de las cuales se tomarán sus datos para determinar los parámetros de las ecuaciones de eficiencia que se utilizan para estimar los ingresos permitidos en distribución;

2 página 2 de Que toda vez que el Ingreso Máximo Permitido es determinante para definir la tarifa a aplicar, previo a su aprobación, la Autoridad sometió a un proceso de Consulta Pública, conforme a lo establecido en la Resolución AN No.7321-Elec de 29 de abril de 2014, modificada por la Resolución AN No Elec de 19 de mayo de 2014, a fin de recibir opiniones, comentarios y sugerencias de los ciudadanos; 10. Que la Propuesta de Ingreso Máximo Permitido (IMP) para las empresas de distribución y comercialización del servicio público de electricidad, contiene las explicaciones y detalles relacionados con las áreas representativas y las empresas comparadoras, así como la tasa de rentabilidad propuesta y los detalles y modelos de cálculo del IMP para cada empresa distribuidora para el periodo comprendido de junio 2014 a julio 2018; 11. Que la propuesta completa estuvo disponible para la Consulta Pública del 6 al 28 de mayo de 2014 y en el periodo dispuesto para recibir comentarios y observaciones de la propuesta de Ingreso Máximo Permitido, recibimos los comentarios de las siguientes empresas: Empresa de Distribución Eléctrica Metro Oeste, S.A.(EDEMET) Empresa de Distribución Eléctrica Chiriquí, S.A.(EDECHI) Elektra Noreste, S.A.(ENSA) Oficina de Electrificación Rural (OER) 12. Que en la presente Resolución se dará respuesta a los comentarios recibidos en la Consulta Pública, relacionados con las áreas representativas, las empresas comparadoras y las ecuaciones de eficiencia a ser utilizadas. Posteriormente, la Autoridad Nacional de los Servicios Públicos emitirá las resoluciones correspondientes al Ingreso Máximo Permitido de las empresas distribuidoras; 13. Que ninguno de los comentarios presentados guarda relación con las áreas representativas; 14. Que sobre las empresas comparadoras recibimos los siguientes comentarios: 14.1 COMENTARIO SOBRE LA INFORMACIÓN DE BASE RECOPILADA Datos de Activos de Redes con Tensión de 24 kv a 115 kv EDEMET y EDECHI señalaron haber contrastado la información de Costos y Activos de Redes con tensión de 24 kv a 115 kv, detectándose diferencias entre lo que se incluyó en el Informe, en las Planillas ActivosTransmisionFERC2011_24-115kV.xlsx y lo que está registrado en los formularios de la FERC. ENSA señala que ASEP omite la inclusión de valores de activos y/o costos operativos correspondientes a activos de kv de algunas empresas, o no utiliza el valor correcto. ENSA incluye un cuadro con observaciones específicas a la Base de Datos, las que se pueden resumir en lo siguiente: Datos de activos de transmisión de alguno de los años de la Base de Datos (BD). Diferencias en la información de activos y/o costos de empresas incluidas en la BD de la FERC. Demanda Máxima Coincidente asociada a Ventas para Reventa EDEMET y EDECHI solicitan que se utilice el mismo criterio aplicado en las revisiones tarifarias pasadas, donde se estimó la Demanda Coincidente de Venta para Reventas a partir de la Energía de Venta para Reventas y del Factor de Carga observado para cada Empresa de la FERC. ANÁLISIS DE LA ASEP Datos de Activos de Redes con Tensión de 24 kv a 115 kv

3 página 3 de 26 La ASEP ha analizado lo observado respecto a la parte de los datos referidos a costos y/o activos de kv de la Base de Datos (BD), y cabe indicar que las diferencias han sido causadas principalmente por lo siguiente: 1. El primer paso es seleccionar de la BD de la Federal Energy Regulatory Commission (FERC) de Estados Unidos, las empresas que prestan el servicio de distribución de electricidad, para los cuales se obtiene información de costos de activos, costos de explotación, pérdidas, energía, clientes, entre otros. 2. Luego a estas empresas, se les verifica si tienen activos que cumplen funciones de transmisión con tensiones entre 24 y 115 kv, para adicionar a la información anterior el costo de capital y explotación relacionados a estos activos. En la información de la BD, esta información de los activos con tensiones entre 24 y 115 kv, no tiene el nivel de sistematización y registro como si la tiene la correspondiente al punto 1, lo que implica que la misma debe analizarse caso por caso. Esta situación generó casos en los cuales algunos datos de los activos de transmisión no fueron computados (por ejemplo: algunas empresas informan parte de sus activos en una nota al pie de página, y no en la base de datos principal; otras empresas registran los años 2011 y 2012 de manera diferente; otras identifican registros en un campo que no es el correspondiente al específico para indicar el nivel de tensión del activo; etc.). Cabe indicar que esta dificultad se evidenció también en el análisis presentado por ENSA, por ejemplo, al no poder identificar activos subterráneos. Dicho esto, se han analizado las observaciones presentadas por EDEMET, ENSA y EDECHI, referente a esta parte de los datos encontrando que a algunas si le corresponde la corrección de los datos. Adicionalmente, se revisó la información específica presentada por ENSA cuya respuesta se detalla a continuación: 1. La información referida a activos de transmisión de algunas empresas que forman parte de las seleccionadas para el análisis de la eficiencia (116 empresas en total), les faltaba el dato de uno o ambos años, o bien estaba incorporada con algún faltante de información. Esto es consecuencia de lo mencionado en la introducción. A continuación se listan dichas empresas indicando el año al que se le corrigió la información: Alaska Electric Light and Power Company (2012). Appalachian Power Company (2011 y 2012). Baltimore Gas and Electric Company (2012). Fitchburg Gas and Electric Light Company (2012). Georgia Power Company (2011 y 2012) (cabe indicar que en la BD de la FERC el total de activos de transmisión de esta empresa para el años 2012 es de , y no hay líneas de menos de 230 kv; sin embargo, en una nota al pie de página se verifica el valor requerido por ENSA). Massachusetts Electric Company (2011 y 2012). Duke Energy Indiana, Inc. (2012). Public Service Electric and Gas Company (2011 y 2012). Rochester Gas and Electric Corporation (2012). Southern California Edison Company (2012). MidAmerican Energy Company (2012). Entergy Louisiana, LLC. (2011). Entergy Mississippi, Inc. (2011). Entergy New Orleans, Inc. (2011). Atlantic City Electric Company (2011). Entergy Gulf States Louisiana, L.L.C. (2011). Green Mountain Power Corporation (2011). PECO Energy Company (2011).

4 página 4 de 26 Ohio Power Company (2011). Superior Water, Light and Power Company (2011). 2. Al resto de las empresas mencionadas por ENSA no se le ajustó el dato, considerando que no correspondía, en principio por lo siguiente: Arizona Public Service Company, Connecticut Light and Power Company, Appalachian Power Company, Entergy Arkansas, Inc. Florida Power Corporation. Arizona Public Service Company: A estas empresas no se le ajustó el valor de los activos sugerido debido a que ENSA omitió ajustar por 0.4 las líneas subterráneas. Cleveland Electric Illuminating Company, The. No se ajustó, ya que el valor informado para el campo 69 KV Ovhd Trans. Lines es cero, no dejando lugar a estimar valor alguno. South Carolina Electric & Gas Company. Esta empresa ya estaba incluida en la BD de la FERC. UNS Electric, Inc. No se ajustó ya que no corresponde incluir líneas con tensión de diseño superior a 115 kv. Demanda Máxima Coincidente asociada a Ventas para Reventa Al analizar lo observado por EDEMET y EDECHI respecto a cómo estimar la Demanda Coincidente de la venta para Reventa, se ha revisado en forma integral el tema, a fin de que el tratamiento sea el adecuado. A continuación explicamos el análisis respectivo. La Base de Datos de la FERC es utilizada para realizar el análisis de frontera de eficiencia con el cual se definirán posteriormente los costos e inversiones eficientes de las empresas panameñas. La información contenida en dicha base debe ser coherente en el sentido que, por ejemplo, los costos deben guardar consistencia con los activos considerados, estos con la demanda y la energía que es trasportada por dichos activos al igual que con las pérdidas que se están considerando. Solo asegurando dicha consistencia en la información de base se obtendrán resultados consistentes. La empresa plantea descontar de la demanda máxima el componente asociado a la venta de energía para reventa. Esto supone una inconsistencia con los activos de transmisión de entre 24 kv y 115 kv y levanta otra inconsistencia que existía en la información enviada en la Consulta Pública para con las pérdidas. Respecto de los activos, tenemos lo siguiente: la norma específica de la FERC (FERC s Order 888) que, entre otras cosas, define si un activo es de distribución o de transmisión no hace una división únicamente por el nivel de tensión sino que la caracterización es mucho más compleja (considera siete reglas) y cuyo resultado es que son considerados activos de transmisión aquellas instalaciones que cumplen función de transmisión. Debido a esto resulta que la venta para la reventa se encuadra más en la función de transmisión que en la de distribución. Por lo dicho, resultaría inconsistente no considerar ni la venta de energía para la reventa ni la demanda asociada cuando sí se están considerando una parte importante de los activos de transmisión. Respecto de las pérdidas sucede algo similar, la energía de pérdidas incorporada a la base de datos corresponde a las pérdidas totales informadas por las empresas. Siendo que la venta para la reventa está incluida en el balance de energía es posible afirmar que su circulación por las redes eléctricas está contribuyendo a las pérdidas totales. Por lo dicho, resultaría inconsistente no considerar la venta de energía para la reventa ya que la misma genera pérdidas. Dado que la información de activos, costos de explotación y pérdidas de la FERC no permiten identificar que porción de ellos se debe al transporte de la energía denominada ventas para reventa, en todos los casos se consideraron estas ventas. Por todo lo anterior, se acepta el comentario de EDEMET y EDECHI, en el sentido de que para la aplicación de la DEA y el cálculo de las ecuaciones de eficiencia de Activos

5 página 5 de 26 de Distribución, Activos de Comercialización, Costos de Administración, costos de Operación y Mantenimiento de Distribución y Costos de Comercialización, la información de energía vendida, pérdidas y demanda máxima de las Empresas Comparadoras incluirá las Ventas para Reventa. No obstante aclaramos que esta es la primera revisión tarifaria con este criterio, ya que en las revisiones anteriores no se ha considerado. Para el caso de la determinación de la ecuación de eficiencia de pérdidas, cabe indicar que es necesario restar de la energía y de las pérdidas la porción correspondiente a Ventas para Reventa, ya que dichas pérdidas, determinadas mediante Ecuaciones de Eficiencia, se refieren solamente a la energía suministrada a usuarios propios, mientras las pérdidas correspondientes a las ventas a otras empresas distribuidoras (es decir, relacionada con las Ventas para Reventa) se determina de forma separada. Aquí nos enfrentamos con la dificultad de determinar la porción de las pérdidas totales que corresponden a la venta de usuarios propios y la que corresponde a la venta para reventa. Para esto se asumió que estas últimas son iguales a 1.5% respecto al ingreso. De esta forma, el modelo conceptual utilizado para estimar estas pérdidas es equivalente al utilizado en el caso de las empresas panameñas. A partir de la diferencia entre las pérdidas totales y las determinadas para la venta de energía para reventa se determinan las pérdidas asociadas a usuarios propios que junto con la energía vendida a dichos usuarios es utilizada para determinar la ecuación de eficiencia de pérdidas COMENTARIO SOBRE TRATAMIENTO DE DATOS DE LAS EMPRESAS COMPARADORAS Asignación de Activos y Costos Comunes ENSA solicita que se corrija el cálculo de Asignación de la Planta General a los Activos de Distribución y el de Asignación de la Planta General a los Activos de Comercialización. EDEMET y EDECHI señalan que en el cálculo de la parte del Activo de Planta General a ser asignado a los Activos de Distribución y Comercialización, hay que corregir el Excel, ya que el documento plantea que en el denominador de la fórmula sea Activos Totales Activos Planta General y en el Excel sólo se utiliza Activo Total. Por otro lado, advierten que al asignar el Activo de Planta General de las empresas de la FERC, correspondiente al Activo de Distribución se utiliza el Activo de Distribución corregido por la disminución del 40% sobre el valor del Activo Subterráneo. Consideran que dado que se trata de determinar qué parte del Activo de Planta General de las empresas de la FERC forma parte de la actividad de Distribución, corresponde utilizar el Activo de Distribución, sin corregir por este factor que captura un ajuste en relación a las empresas de Panamá. EDEMET, EDECHI y ENSA señalan que no se incluyeron los costos de O&M de los activos de kv dentro de los costos de O&M de distribución, por lo que solicitan su inclusión. Señalan que los Gastos de O&M correspondientes a las líneas de kv deben ser considerados para una correcta asignación de los Gastos Administrativos asociados a estos activos. Indexación de los costos de O&M y de Activos de los activos de kv ENSA señala que los costos de O&M correspondientes a los activos comprendidos entre kv fueron llevados a valores constantes ajustando con el indexador empleado para los costos de administración. Además, solicitan que el valor de los activos comprendidos entre kv se indexe empleando el mismo indexador que los otros activos de distribución, ya que fueron llevados a valores constantes ajustando con el indexador empleado para los activos de comercialización.

6 página 6 de 26 Participación de la Mano de Obra EDEMET y EDECHI señalan que en el Informe se repite un criterio que aplica doblemente un ajuste por productividad de mano de obra, que se ha reclamado en las dos Revisiones Tarifarias anteriores. Consideran que dado que los costos que se obtienen de las Ecuaciones de Eficiencia ya tienen incorporada la mayor productividad de las empresas de la FERC, no correspondería aplicar una segunda corrección por la diferencia de productividad entre la mano de obra de los EE.UU. y la de Panamá; señalan que la única reducción que correspondería realizar al costo eficiente de la mano de obra de EE.UU., es por la diferencia del poder adquisitivo de los salarios. Solicitan que se mantenga el cálculo del Costo Laboral Relativo (CLR) con la metodología aplicada en la Revisión Tarifaria anterior. ENSA considera que la metodología propuesta del cálculo del CLR para el periodo tarifario simplifica el desarrollo empleado para el cálculo anterior y adopta como proxy del CLR entre ambos países el ratio entre los Producto Interno Bruto PBI per cápita de ambos países expresados a Paridad de Poder Adquisitivo o Paridad de Poder de Compra (PPP por sus siglas en inglés). Este cambio lo consideran inadecuado por cuanto que la metodología anterior podía volver a implementarse dado que los datos son de acceso público y, porque técnicamente la metodología anterior es más robusta, ya que hace explícitos los costos laborales en cada país y las diferencias de productividades entre ambos (todo lo anterior corregido por el PPP). Señalan que este cambio modifica tanto el factor de ajuste para convertir los valores de las empresas de Panamá a dólares de Estados Unidos (para ser empleados en el análisis DEA (Data Envelopment Analysis) y viceversa, como así también el porcentaje de mano de obra de los activos de distribución a emplear en la indexación de los activos de la FERC. ENSA solicita considerar el valor PPP de 2013 para todos los años, dado que es el último año para el que se cuenta con información para convertir el IMP obtenido mediante las ecuaciones de eficiencia a precios de Panamá, ya que utiliza la proyección del PPP para los años 2014 a Revisión de datos EDEMET y EDECHI señalan que el archivo MO-Activos v2.xsx presentado en el Informe muestra una inconsistencia en el cálculo del porcentaje (%) de Mano de Obra, ya que al aplicar la corrección por componente de mano de obra en la celda B13 del mencionado archivo, el factor allí incluido es el cociente del PIB per Cápita de Panamá y el de los EEUU (19.18%), mientras que el que corresponde aplicar es el CLR (39.08%). ENSA solicita corregir el archivo donde se calcula el porcentaje de la mano de obra en los costos de comercialización de las empresas de la FERC, ya que en el archivo (Proc_Inf_FercV4.xlsx), hoja "SalariosOyM", columna Y (%MOC/O&MC): se divide por los costos de OyMDistrib, cuando debería dividir por OyMCom. ENSA solicita revisar los porcentajes de la mano de obra en los activos de las empresas de la FERC, ya que en el archivo Proc_Inf_FercV4.xlsx los activos de distribución y comercialización fueron indexados por la ASEP considerando un porcentaje de mano de obra de 70.3% y 51.3% y estos valores no coinciden con los presentados en el documento de la propuesta de IMP, por lo que se presume que tomaron como fuente de información una versión preliminar. Señalan que los valores a considerar deben surgir del procedimiento descrito en el numeral III.3.6 (pág. 20) de la propuesta. Solicitan que los porcentajes finales sean ajustados teniendo en cuenta lo siguiente: La Paridad de Poder de Compra (PPP) es de y no de El CLR debe ser el que surge de emplear la metodología de la RT anterior. En relación a esto, el valor de CLR que considera la ASEP no está ajustado por PPP. ANÁLISIS DE LA ASEP Asignación de Activos y Costos Comunes

7 página 7 de 26 Se ha analizado el argumento presentado encontrando que la observación es correcta y corresponde la corrección de los datos. Indexación de los costos de O&M de los activos de kv y del valor de los Activos de kv Se ha analizado el argumento presentado encontrando que la observación es correcta y corresponde la corrección de los datos. Participación de la Mano de Obra Conforme a lo establecido en la Resolución AN No Elec de 22 de junio de 2010, la interpretación de EDEMET y EDECHI sobre el doble ajuste del Costo de Mano de Obra es incorrecta, toda vez que las Ecuaciones de Eficiencia no suponen ningún ajuste en sí mismas. Estas ecuaciones representan el comportamiento promedio de las empresas comparadoras escogidas de la FERC, utilizadas para su determinación. Si el costo de la mano de obra solo se ajusta con el PPP, como propone EDEMET, implicaría que las diferencias de costos y gastos entre Estados Unidos y Panamá se deben sólo a la diferencia del poder adquisitivo entre los países, sin reconocer la diferencia de las remuneraciones relativas al PIB, entre ambos países. Las Ecuaciones de Eficiencia indican costos eficientes, sin embargo, no tienen incorporado las posibles diferencias salariales que pudiesen existir entre el país de referencia (EE.UU.) y el país en el cual se aplicarán las Ecuaciones de Eficiencia; así como tampoco consideran las diferencias de poder adquisitivo de ambas monedas. Las diferencias salariales podrían incorporarse directamente en las ecuaciones de eficiencia si se dispusiese de información de salarios medios pagados por cada una de las empresas de la FERC incluidas en la muestra, así como de las empresas panameñas, de forma tal que dicha información formara parte de las variables explicativas de los modelos. Sin embargo, dado que esto no es posible, es necesario ajustar el componente de mano de obra de forma tal que tenga en cuenta dichas diferencias salariales. Los resultados de los costos que surgen de las Ecuaciones de Eficiencia, dado que se estiman a partir de información de empresas de EE.UU, deben ser ajustados a efectos de tener en cuenta dos aspectos: las diferencias salariales existentes entre el país de referencia (en este caso, EE.UU.) y el país en el cual se aplican las Ecuaciones de Eficiencia (en este caso, Panamá); y las diferencias de poder adquisitivo de las monedas involucradas en uno y otro país. El primer aspecto afecta al componente de mano de obra, mientras el segundo afecta a todos los costos no transables (mano de obra y materiales no transables). Los restantes costos son transables, y por lo tanto no se ajustan. En lo que se refiere al ajuste a realizar al componente mano de obra, lo que se busca es estimar los costos laborales unitarios relativos entre los dos países, o CLR. Los costos laborales unitarios reflejan el costo acarreado por las empresas para remunerar el trabajo equivalente a la producción de cada trabajador, por lo que su dinámica refleja los costos asociados a la mano de obra que está afrontando el sector productivo por cada unidad de producto. Cabe indicar que el concepto del CLR ha sido objeto de amplia discusión en el campo teórico, no existiendo consenso respecto a la forma adecuada de medirlo. La fórmula utilizada por la ASEP en el cálculo del IMP , que es la misma que solicita la empresa, busca, desde el punto de vista teórico, determinar el CLR como el cociente entre el costo laboral por trabajador y la productividad del trabajo. El primero debiese surgir de la relación entre la remuneración total de asalariados y el número de trabajadores asalariados por hora de trabajo empleado; mientras el segundo de la relación entre el valor agregado bruto (o PIB) y el total de trabajadores ocupados (asalariados y no asalariados) por hora de trabajo empleado.

8 página 8 de 26 A continuación enumeramos algunas de las razones por las cuales en la Consulta Pública se utilizó otro esquema: Las distintas variables que componen la fórmula utilizada por la ASEP en el cálculo del IMP , surgen de fuentes diferentes. En efecto, tal como se establece en la tabla Fuentes de Datos para CLR incluida en el documento de comentarios de la empresa: o El Producto Bruto Interno a costo de factores (PIB cf ) de Panamá se estima considerando información de la Comisión Económica para América Latina y el Caribe (CEPAL) y del Fondo Monetario Internacional (FMI). o El PIB cf de Estados Unidos surge de información del Bureau of Economic Analysis (BEA). o La remuneración de los asalariados (REM) de Panamá se estima considerando información de CEPAL. o La remuneración de los asalariados (REM) de Estados Unidos surge de información del BEA. o El PPP de Panamá surge de información del IMF. Dado que las fuentes de información son distintas no es posible asegurar la comparabilidad de la misma. Por ejemplo, para que la masa total de remuneraciones sea comparable es preciso asegurar que la metodología y los criterios para determinarla sean homogéneos (v.g., se incluyen la totalidad de las contribuciones sociales, salarios, pensiones, cargas sociales). De acuerdo a la literatura económica, un importante limitante de la metodología de CLR propuesta por las empresas es la hipótesis de que los países que se están comparando tienen el mismo ratio tecnológico (Capital / Trabajo). En efecto, en dicho modelo la tecnología aparece como un factor exógeno y donde las firmas o los países acomodan sus funciones de producción a los precios relativos del capital y el trabajo, por lo que no son cruciales para la determinación de las ventajas comparativas dinámicas. Este supuesto es un limitante al análisis. Por ejemplo, no se consideran aquellas razones por las que ciertos países innovan más que otros. Es evidente desde el aspecto teórico que, en el mejor de los casos, las medidas basadas en este enfoque que en rigor miden competitividad y no diferencias salariales- deben ser utilizadas con mucha cautela. La simplificación de la fórmula del CLR (a partir del ratio REM / PIB cf ), asume que la relación entre total de trabajadores asalariados y total de trabajadores (asalariados y no asalariados) es igual en ambos países, lo cual es un supuesto no menor. Asimismo, también se asume que las horas de trabajo promedio empleadas por los asalariados son iguales a las horas de trabajo promedio empleadas por todos los trabajadores ocupados. Adicionalmente, a partir del análisis de la información histórica utilizada, se observa que los organismos están constantemente ajustando la información histórica. En la tabla siguiente se comparan los valores de los indicadores utilizados para el cálculo del CLR en el IMP , correspondientes al año 2009, y los que se presentan actualmente para el mismo año: AJUSTE DE LA INFORMACIÓN ECONÓMICA AÑO 2009 Concepto Valores actualizados Valores utilizados en IMP PBI cf PA [Mill. B/. ] 22, , REM PA [Mill. B/. ] 7, , PPP PA PBI cf US [Mill. USD] 13, , REM US [Mill. USD] 7, , Fuente: CEPAL, IMF

9 página 9 de 26 Lo anterior pone en evidencia que debido al hecho de que las variables utilizadas son diversas, y provenientes de distintas fuentes de información, los errores propios de las mediciones estadísticas se magnifican. Muchos de los inconvenientes arriba enumerados han sido extensamente tratados en la literatura académica. A continuación se menciona alguna bibliografía relevante: i. Daniel Chudnovsky y Fernando Porta (Enero 1990). La competitividad internacional principales cuestiones conceptuales y metodológicas. Centro de Estudios e Investigación de Posgrados (CEIPOS), Universidad de la Republica, Uruguay. ii. Tavares de Araujo J. (1989). "Protección, competitividad y desempeño exportador de la economía brasilera en los años 80". IEI/UFRJ. Mimeo. iii. Alfredo Martinez Bobillo, Juan Antonio Rodriguez Sanz, Fernando Tejerina Gaite (2006). Comportamiento exportador, Costos laborales unitarios e Inversión en I+D de las empresas industriales españolas. Departamento de Economía Financiera y Contabilidad. Universidad de Valladolid. iv. Andreu Mas-Colell, Micheal D. Watson y Jerry R. Green (1995). Microeconomic Theory. Oxford University Press. New York. v. Joseph Banyuls (2008). Economía laboral. Universidad de Valencia, Facultad de Ciencias Sociales, Departamento de Economía Aplicada, Diplomatura en Relaciones Laborales. vi. Álvaro José Cobo Soto (abril 2011). Los costos laborales unitarios y la competitividad. Asociación Nacional de Cajas de Compensación Familiar. Por todo lo anterior, indicamos que el hecho de que la fórmula de la revisión tarifaria del haya sido usada en varios periodos tarifarios ya sea de distribución o de transmisión, no imposibilita a la ASEP de evaluar otros métodos. Además, también hay que considerar que entre actividades también así como hay similitudes hay aspectos que las diferencian, por lo que no es dable indicar que tendrían que tener los mismos criterios al analizarlas. Debido a las razones arriba enumeradas, y considerando que la información incluida en la BD de la FERC no permite la inclusión de una variable explicativa que mida el costo salarial por trabajador en las Ecuaciones de Eficiencia, en el cálculo del IMP presentado en la Consulta Pública se decidió reemplazar la fórmula anterior, utilizada para calcular el CLR, por la siguiente: Donde: á á PIBperCapitaPanama es el Producto Bruto Interno por habitante de Panamá del año 2013, en precios constantes, de acuerdo a información del Fondo Monetario Internacional (FMI) PIBperCapitaUSA es el Producto Bruto Interno por habitante de Estados Unidos del año 2013, en precios constantes, de acuerdo a información del Fondo Monetario Internacional (FMI) PPPPanama es la Paridad de Poder de Compra de Panamá respecto a Estados Unidos de 2013, de acuerdo a información del Fondo Monetario Internacional (FMI). De esta forma, se considera el PIB per cápita como variable aproximada del ingreso medio de los asalariados, o salario medio. Dicha fórmula resulta en una mejor aproximación de las diferencias salariales existentes entre los dos países, siendo su cálculo más sencillo y homogéneo, dado que todas las variables provienen de la misma fuente de información, lo que asegura su comparabilidad. Sobre la solicitud de ENSA de considerar el valor PPP de 2013 para todos los años, se ha analizado y aceptado la propuesta, en vez de la proyección hasta 2018 publicada por el IMF. Se ajustaron los factores para indexar los activos de distribución y comercialización considerando el PPP de

10 página 10 de 26 Revisión de datos Respecto al comentario del archivo MO-Activos v2.xsx se ha analizado el argumento presentado encontrando que la observación es correcta y corresponde la corrección de los datos. Respecto del comentario sobre el cálculo del porcentaje de mano de obra de los costos de comercialización realizado en la hoja de cálculo SalariosOyM el comentario es pertinente y se incorpora el ajuste sugerido. Respecto de los porcentajes de mano de obra de activos de distribución y comercialización del archivo de procesamiento de la información de la FERC dichos valores se ajustaron en la nueva versión del cálculo realizado por ASEP COMENTARIO SOBRE LA EFICIENCIA ECONÓMICA (APLICACIÓN DE LA DEA) EDEMET, EDECHI y ENSA solicitan que se aplique el DEA con la misma metodología y criterios utilizados en las últimas Revisiones Tarifarias. Presentan los siguientes argumentos en contra de la propuesta presentada: Falta de Continuidad Regulatoria En la propuesta presentada por la ASEP se rompe la coherencia y continuidad, principio reiterado por la propia ASEP en los procesos anteriores, en los criterios de selección de las empresas. Información Incompleta para reproducir el cálculo Consideran necesario destacar la falta de información en el Informe, en el nivel de detalle de la descripción de la metodología, de los datos utilizados y de los resultados del análisis del DEA, lo cual imposibilita replicar el resultado del DEA publicado en el Informe. Se identificaron diferencias entre la metodología descrita en el Informe y las aclaraciones recibidas con posterioridad a la publicación de dicho informe, además se observaron cambios en los datos publicados en la página web para la Consulta Pública. Se aplica una variante del DEA que sirve otros fines Indican que el DEA no se corre con datos de varios años con el objeto de seleccionar Empresas Eficientes. Los conceptos sobre la aplicación del DEA, pueden corroborarse consultando la bibliografía que presentan. Scores de Eficiencia Reportados por ASEP Los scores de Eficiencia Relativa incluidos en la planilla de cálculo enviada por ASEP con motivo de la solicitud de aclaraciones son distintos a los scores que se obtienen con la corrida de los softwares del DEA disponibles en el mercado. El Criterio de Eficiencia Adoptado No Genera las 40 Empresas Comparadoras Hay 3 empresas que están dentro del listado, pero sin embargo no cumplen con los criterios expresados por ASEP. Con la base de datos empleada se intentó, sin éxito, replicar los porcentajes de eficiencia (scores) obtenidos por la ASEP. Solicitan: o Promediar los años o Separación de los activos de comercialización y de distribución o Mantener el procedimiento empleado por la ASEP en la Revisión Tarifaria anterior. El crecimiento de los costos reconocidos para O&M debe permitir a la empresa responder al crecimiento en volumen de la operación (promedio de 5%) y cubrir el aumento de precios unitarios o la inflación (entre 3% y 5% anual).

11 página 11 de 26 ANÁLISIS DE LA ASEP Falta de Continuidad Regulatoria En cuanto al comentario referente a que en la propuesta presentada se rompe la coherencia y continuidad, principio reiterado por la propia ASEP en los criterios de selección de las empresas en los procesos anteriores, se indica que en cumplimiento a lo normado en el artículo 95 de la Ley 6 de 3 de febrero de 1997, esta Autoridad Reguladora procede cada cuatro años a realizar la correspondiente revisión tarifaria, por lo que se requiere aprobar el Ingreso Máximo Permitido, y por ende, las empresas comparadoras y los parámetros de las ecuaciones de eficiencia para el nuevo periodo tarifario. Con este propósito se revisa la nueva información, la evolución de las empresas, si hay nuevos criterios o teorías que busquen una mejor evaluación y resultados, y de acuerdo al estudio realizado incluso somete la respectiva propuesta a consideración de la ciudadanía en general con la finalidad de obtener comentarios a la misma y en conjunto lograr mayores eficiencias, conforme al mandato de la norma jurídica regulatoria; y es que esta Autoridad Reguladora no está inmersa en normas regulatorias estáticas sino que las mismas responderán a las modificaciones propias de la experiencia misma de la actividad regulatoria dentro de los parámetros de la Ley de su creación y las normas sectoriales. Adicionalmente, hay que destacar que la Sala Tercera de lo Contencioso Administrativo de la Corte Suprema de Justicia, mediante Sentencia de 21 de julio de 2011, ha señalado que: Sobre este particular, este Tribunal observa que la parte actora cuestiona la actuación de la Autoridad Nacional de los Servicios Públicos, al regular de manera unilateral aspectos que de por sí ya estaban incorporados en los respectivos contratos de concesión celebrados en 1998, por las empresas distribuidoras y el Ente Regulador. En ese sentido es de importancia destacar el hecho que si bien es cierto que el Estado a través del Ente Regulador pactó contractualmente (contratos de concesión) con la EMPRESA DE DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA CHIRIQUÍ, S.A. Y EMPRESA DE DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA METRO OESTE, S.A., la prestación del servicio de distribución de energía eléctrica, quedando las contrataciones sometidas a lo dispuesto en las cláusulas del contrato, no es menos cierto que el servicio de electricidad constituye un servicio público de utilidad pública y por tanto es deber del estado establecer el marco regulatorio que procure la prestación de dicho servicio, por empresas públicas o privadas, de manera adecuada, eficiente, confiable y segura, a precios justos y razonables, para la salud, bienestar y prosperidad de toda la población. Para cumplir con esta obligación estatal, el Legislador dotó al entonces Ente Regulador, ahora Autoridad Nacional de los Servicios Públicos (ASEP) de amplias facultades, atribuciones, potestades y competencia, a fin que se encargue de todo lo concerniente a la prestación de los servicios públicos de abastecimiento de agua potable, alcantarillado sanitario, electricidad, telecomunicaciones, radio y televisión, así como la transmisión de gas natural. Información Incompleta para reproducir el cálculo Respecto al comentario indicado de que les fue imposible la reproducción del procesamiento de los datos para obtener las empresas eficientes, es necesario aclarar, que la Base de Datos presentada en la Consulta Pública contiene toda la información de los datos necesarios para su cálculo, toda vez que en la misma presenta las fórmulas utilizadas, así como un documento explicativo de las variables, insumos y los productos. Por otro lado, la ASEP colaboró en todos los sentidos para que las empresas pudieran replicar la referida información. La ASEP ha hecho algunos ajustes adicionales en la forma de presentar la Base de Datos, sus archivos de entrada de datos y los de salida de resultados, con la finalidad de garantizar que las empresas logren realizar la reproducción de los datos, ya que para la ASEP es de suma importancia preservar el criterio de transparencia en sus actuaciones.

12 página 12 de 26 Se aplica una variante del DEA que sirve otros fines. En los resultados presentados en Consulta Pública se consideraron datos independientes de los años 2011 y 2012, el cual es un método aplicado para hacer este tipo de análisis de eficiencia por otros organismos reguladores, por ejemplo, es lo que hace el regulador brasilero (Agencia Nacional de Energía Eléctrica ANEEL-) para determinar la eficiencia relativa de las empresas. Esta variante implica que el número de observaciones para determinar la frontera de eficiencia es mayor, y puede resultar más exigente en términos de eficiencia en la medida en que el procedimiento puede eliminar, como un outlier, a empresas que han tenido una trayectoria en la evolución de sus costos que no se corresponde con lo esperado (por ejemplo, cabría esperar que las empresas sean más eficientes a lo largo del tiempo). Por el contrario, la variante del DEA que promedia información de dos años tiende a criterios de eficiencia un poco más flexibles. Sin embargo, a efectos de reducir el impacto que estaba generando en los ingresos de las empresas se ha aceptado el criterio. Scores de Eficiencia Reportados por ASEP y el Criterio de Eficiencia Adoptado No Genera las 40 Empresas Comparadoras Dado que la ASEP no ha tenido disponible un detalle de las simulaciones realizadas por las empresas, ni de sus resultados, no es posible saber con exactitud a que se deben las diferencias. En este sentido, y considerando que para el cálculo del IMP presentado en Consulta Pública la ASEP ha utilizado una variante de DEA que implicaba algunas diferencias respecto a la utilizada en el cálculo del IMP (tales como la utilización de datos individuales de los años 2011 y 2012, en vez de un promedio; la separación de los activos de comercialización y distribución como insumos dentro de la función de producción eficiente), entendemos que las mismas pueden estar relacionadas con una diferente aplicación de algunos de los criterios, que no ha podido ser debidamente aclarada a lo largo de la Consulta Pública. Por esta razón, y con el objeto de reducir los niveles de exigencia implícitos en la variante del DEA adoptados para la presentación de la Consulta Pública, se modificaron los supuestos considerados para el cálculo de la frontera de eficiencia de forma de replicar algunos de los criterios utilizados en el estudio tarifario anterior, y manteniendo otros presentados en la propuesta que fue a Consulta Pública, con el fin de obtener un sendero más gradual en las mejoras de eficiencia implícitas requeridas entre dicho estudio tarifario y el presente. En particular, los criterios que se mantuvieron invariantes respecto a lo realizado en el cálculo del IMP son: la consideración de empresas de la FERC como comparadoras; la inclusión de las empresas panameñas para determinar la frontera eficiente y, por lo tanto, las Empresas Comparadoras; la tecnología para determinar la frontera eficiente (Rendimientos Variables a Escala y orientación a insumos); el promediar los datos de los años 2011 y Por otro lado, se ha modificado el criterio de considerar los costos de activos de distribución y comercialización sumados (tal como se hizo en el cálculo del IMP ), los cuales han sido separados en esta oportunidad, lo cual implicó la consideración de 6 insumos en vez de 5 para determinar la frontera eficiente a partir del DEA. Cabe indicar que con los ajustes realizados a datos y criterios de los resultados se obtienen 88 empresas seleccionadas como comparadoras. Separación de los activos de comercialización y de distribución Tal como fue presentado en la Consulta Pública, para determinar la frontera eficiente a partir del análisis DEA se han considerado de forma individual los costos de los activos de comercialización y distribución, lo cual implicó la consideración de 6 insumos para determinar la frontera eficiente a partir del DEA. Cabe indicar que en el cálculo de IMP se consideraron agregados los costos de activos, reduciendo la cantidad de insumos a 5. Referencia de moneda: Toda la información utilizada para el DEA estará ajustada a precios de diciembre de 2013, para el cual existe información completa (observada) de todas las variables relevantes.

13 página 13 de 26 Para estimar todas las variables incluidas en el cálculo del IMP a moneda constante de junio de 2014 habría que proyectar los índices de precios respectivos, ya que no hay información real de todos los meses de primer semestre de Además, no existen proyecciones oficiales de todos los índices necesarios. Por esta razón, el criterio adoptado ha sido estimar el IMP a precios constantes de 2013 tal y cómo también se hizo en el cálculo del IMP y en el momento de entrada en vigencia del nuevo IMP (julio de 2014), se realizará el ajuste de cada uno de sus componentes de acuerdo a las fórmulas de indexación utilizadas e incluidas en el Reglamento de Distribución y Comercialización para actualización de las tarifas. Ahora bien, se han analizado los comentarios presentados y es importante destacar que los criterios utilizados por la ASEP, conceptualmente corresponden con las teorías y métodos nuevos utilizados para este tipo de estudios. Sin embargo, la ASEP considera necesario aplicar una gradualidad en la obtención de una mayor eficiencia, en beneficio de los clientes, en vez de aplicar unos niveles de eficiencia elevados que sean de difícil cumplimiento en el corto plazo, y así garantizar que estén disponibles los recursos para la realización de las obras y para el cumplimiento de metas impuestas en el contrato de concesión. De acuerdo a lo anterior, se ajustará el cálculo de las empresas eficientes seleccionadas para determinar las Ecuaciones de Eficiencia, con los siguientes criterios generales: Información de base: en función de las observaciones presentadas por las empresas en Consulta Pública, se realizarán algunas modificaciones en la información utilizada para el DEA (Base de Datos de FERC e información de las empresas de Panamá). La información para el cálculo del DEA incluirá a las empresas de la FERC más las tres empresas de Panamá (bajo el criterio que ninguna empresa puede ser más ineficiente que las empresas distribuidoras de Panamá). Período considerado: para determinar la eficiencia relativa (DEA) se considerarán los valores de las variables seleccionadas (insumos y productos) resultantes de promediar la información de los años 2011 y Referencia de moneda: toda la información utilizada para el DEA estará ajustada a precios de diciembre de 2013 y en la revisión semestral se ajustará a junio de 2014 con la fórmula establecida en el Régimen Tarifario. Tecnología: Rendimientos Variables a Escala (VRS). El modelo DEA permite dos especificaciones posibles: o Rendimientos Constantes a Escala (CRS). Esta especificación es adecuada cuando todas las empresas están operando en una escala óptima de producción o cuando las empresas pueden elegir su escala de producción. En estos casos la ineficiencia de escala pude atribuirse a la mala gestión de largo plazo de la empresa. Una empresa tiene CRS cuando el incremento en el nivel de producto es estrictamente proporcional al incremento en los insumos utilizados. o Rendimientos Variables a Escala (VRS). Esta es la técnica correcta en el caso de empresas de distribución eléctrica, permitiendo que la comparación se realice entre empresas con características operativas similares. Si la empresa obtiene un incremento en el producto más que proporcional que en los insumos tiene rendimientos crecientes a escala. Inversamente, si el incremento de producto es proporcionalmente menor al incremento en los insumos la empresa verifica un proceso productivo de rendimientos decrecientes a escala. En la siguiente grafica se observa que la empresa B está sobre la frontera de VRS pero es ineficiente con respecto a la frontera de CRE. La diferencia entre ambas es la ineficiencia de escala, no la ineficiencia técnica pura, que es lo que se busca medir. Se utilizó en este estudio el método de Rendimientos Variables a Escala (VRS).

14 página 14 de 26 Rendimientos a escala Orientación: a insumos. Esto implica que las variables de entrada del modelo incluyen esencialmente los costos (gestionables) en que incurren las empresas distribuidoras. Por otro lado, en este caso las variables de salida son las que describen el servicio y el entorno que enfrentan las empresas distribuidoras (no gestionable). Insumos (o variables de entrada): se considerarán los siguientes seis insumos: o Costos OYM de distribución. o Costos OYM de comercialización. o Costos OYM de administración. o Costos de activos de los activos de distribución o Costos de activos de comercialización. o Pérdidas de energía. Productos (o variables de salida): se considerarán los siguientes dos productos : o Energía vendida. o Cantidad de clientes COMENTARIO SOBRE LA ELIMINACIÓN DE EMPRESAS CON MENOS DE 35,000 CLIENTES EDEMET y EDECHI indican que esto también constituye un cambio de criterio en la selección de las empresas eficientes, representando una discontinuidad regulatoria, sin sustentación valida y justificada. ENSA considera inadecuado el criterio de eliminar del conjunto de empresas a ser comparadas mediante el DEA a aquellas empresas con menos de 35 mil clientes, ya que excluir a estas empresas de la muestra, elimina información potencialmente útil para establecer las características de las funciones de costos y activos. Señalan que una virtud del método DEA (especialmente, bajo el supuesto de Rendimientos Variables a Escala, VRS) es que al determinar el grado de eficiencia de una empresa tiene en cuenta empresas de tamaño similar, por lo que es poco probable que su inclusión afecte a los resultados de empresas más grandes, indicando que esto permite una mayor riqueza de análisis en el caso de empresas pequeñas. ANÁLISIS DE LA ASEP El objetivo de eliminar estas empresas de la muestra fue no incluir empresas muy pequeñas cuyos costos unitarios pudieran estar influenciados por su pequeño tamaño. No obstante, considerando que la cantidad de empresas en esta condición respecto a la muestra total es marginal, verificamos que los resultados del análisis de eficiencia en este

15 página 15 de 26 cálculo no se distorsionaran por las empresas pequeñas. En este contexto, se decidió mantener el criterio de la revisión tarifaria anterior de no eliminar estas empresas de la muestra. Cabe indicar que si bien la ASEP ha hecho algunos ajustes a la metodología propuesta para el cálculo o selección de las empresas comparadoras respecto a lo presentado en la Consulta Pública, aceptando mantener algunos criterios utilizados en la revisión tarifaria anterior, hay que recordar que la ASEP por mandato de la Ley 6 de 3 de febrero de 1997 tiene la facultad de realizar los análisis necesarios que tengan como objetivo fundamental promover una mayor eficiencia de las empresas y para ello puede analizar las distintas teorías y metodologías existentes al momento del estudio, y en caso de ser procedente realizar las modificaciones que sean necesarias COMENTARIO SOBRE LA INCORPORACIÓN DE EMPRESAS DE PANAMÁ AL ANÁLISIS DEA DE EFICIENCIA EDEMET y EDECHI solicitan corregir los datos utilizados en cuanto a: Las pérdidas informadas no corresponden con lo indicado por las empresas en el Formulario E-120. Los Costos de O&M tomados de los Estados Financieros Regulatorios han sido utilizados en el estudio a valor de libros. Esta es una inconsistencia, ya que deben ser expresados en Balboas de Junio de 2014 y luego convertidos a Dólares de EEUU, para ser consistentes con los valores de las Empresas de la FERC. Los Activos de Distribución y Comercialización que se han considerado, no incluyen la parte correspondiente de la Planta General. Los Activos de Distribución y Comercialización tomados de los Estados Financieros Regulatorios han sido utilizados a valor de libros. Esto es una inconsistencia, ya que para hacerlos comparables con las empresas de la FERC se deben expresar en Balboas de Junio de 2014 y luego ser convertidos a Dólares de EEUU. ENSA solicita que los valores contables de activos de las empresas panameñas sean procesados con igual criterio que las empresas de la FERC, es decir: Asignación de la planta general a activos de distribución y comercialización. Corrección por activos de distribución subterráneos. Ajuste por inflación según año medio de compra de los activos (en el caso de las empresas panameñas los índices de precios a considerar corresponden a los índices de precios de Panamá). Valorización de los activos y costos operativos a junio de Empleo de factores de ajuste de valores en Panamá a valores en Estados Unidos consistentes con los valores empleados para el cálculo del IMP. Además, solicitan corregir el valor de las pérdidas de energía dado que no corresponde con los reportados por ENSA. ANÁLISIS DE LA ASEP Respecto a este tema en primer lugar debemos aclarar que, en el cálculo del IMP , la ASEP utilizó la metodología DEA, a efectos de incluir como Empresas Comparadoras solamente a aquellas empresas de la muestra de la FERC que sean eficientes. Dicho análisis se justifica debido a que la Ley indica que las empresas comparadoras sean eficientes y similares a las empresas panameñas. En tal análisis, al igual que lo realizado en el presente cálculo, se integraron a las empresas comparadoras potenciales (base de datos de la FERC) las tres empresas distribuidoras panameñas. En cuanto a los datos de la empresa incluidos en la base de datos que se han reprocesado, mencionados por la empresa, se indica lo siguiente:

16 página 16 de 26 Pérdidas de energía: se consideraran las informadas por las empresas en el Formulario E-120, tal como solicitaron. Sin embargo, cabe señalar que los porcentajes allí indicados difieren ligeramente de otra información provista por la empresa. Costos de O&M: serán tomados los valores de los Estados Financieros de los años 2011 y Los mismos serán convertidos a USD corrientes, referidos a Estados Unidos, y posteriormente son incorporados a la BD de la FERC para recibir el mismo tratamiento que las empresas de Estados Unidos. Activos de Distribución y Comercialización: serán tomados los valores de los Estados Financieros de los años 2011 y Los mismos serán convertidos a USD corrientes, referidos a Estados Unidos, y posteriormente son incorporados a la BD de la FERC para recibir el mismo tratamiento que las empresas de Estados Unidos. Al incluirse los datos de las empresas panameñas dentro de la BD de la FERC, el tratamiento de los datos es el mismo en cuanto a los siguientes criterios solicitados: o Asignación de la planta general a activos de distribución y comercialización. o Corrección por activos de distribución subterráneos. o Ajuste por inflación según año medio de compra de los activos (en el caso de las empresas panameñas los índices de precios a considerar corresponden a los índices de precios de Panamá). o Empleo de factores de ajuste de valores en Panamá a valores en Estados Unidos consistentes con los valores empleados para el cálculo del IMP. Respecto a la valorización de los activos y costos operativos a junio de 2014, la respuesta comentada anteriormente se mantiene, los valores se calculan a diciembre de 2013 y posteriormente los cargos tarifarios serán actualizados, utilizando la fórmula de ajuste establecida en el Régimen Tarifario que utiliza como base el Índice de Precios al Consumidor en Panamá (IPC). Es preciso indicar que para la aplicación adecuada del DEA es necesario asegurarse que haya una consistencia en la aplicación de los criterios y en los resultados de manera que sean estadísticamente sustentables. Por esta razón así como han sido analizadas todas las observaciones de las empresas referidas a las bases de datos de la FERC, en virtud de que todas las modificaciones arriba comentadas en la información de la base de datos considerada para determinar el análisis de eficiencia (tanto aquellas referidas a las empresas de la FERC como las referidas a las empresas panameñas), tienen impacto en los resultados estadísticos de los modelos de regresión considerados para determinar los parámetros de las Ecuaciones de Eficiencia. En efecto, la estimación econométrica de las funciones de costos que representan las Ecuaciones de Eficiencia, conlleva la estimación de diversas especificaciones del modelo con el objeto de encontrar aquella función de costo que mejores resultados estadísticos tienen. En ese sentido, cabe indicar que en el cálculo presentado en Consulta Pública, la ecuación de eficiencia para determinar los Activos de Distribución (AD) incluía como única variable explicativa a la cantidad de Clientes (C). Esto obedeció al hecho que, dada la información de base entonces considerada para la determinación de las Ecuaciones de Eficiencia, la variable Demanda Máxima (D) no resultaba estadísticamente significativa, tal como se mencionó en el Anexo II.12 del documento PROPUESTA DE INGRESO MÁXIMO PERMITIDO (IMP) A LA EMPRESA DE DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA METRO OESTE, S.A. (EDEMET), A LA EMPRESA DE DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA CHIRIQUÍ, S.A. (EDECHI), Y A ELEKTRA NORESTE, S.A. (ENSA), PARA EL PERIODO COMPRENDIDO DEL 1 DE JULIO DE 2014 AL 30 DE JUNIO DE 2018, presentado en la Consulta Pública. En efecto, los resultados allí presentados respecto a la Ecuación de Eficiencia de Activos de Distribución fueron los siguientes:

17 página 17 de 26 Modelo Activos de Distribución (AD) Parámetros Coeficiente Desv. Std. Z Probabilidad Lim Inf Lim Sup R2 Ajustado Ln (C) Constant La versión alternativa, también incluida en el mencionado Anexo II.12, se muestra en la siguiente tabla, en la cual es posible apreciar que en dicha especificación la variable Demanda Máxima (D) resultó estadísticamente no significativa, tal como puede apreciarse observando el valor de Z inferior a 2 en valor absoluto, y el valor de Probabilidad distinto de cero: Modelo Activos de Distribución (AD) versión alternativa Parámetro s Coeficiente Desv. Std. Z Probabilidad Lim Inf Lim Sup Ln (D) Ln (C) Constant R2 Ajustado Las modificaciones comentadas a lo largo de la presente Resolución en la información de base para el análisis de eficiencia implicaron que el modelo más adecuado desde el punto de vista estadístico para estimar la Ecuación de Eficiencia de Activos de Distribución fuese la siguiente: Modelo 1 Activos de Distribución (AD), considerando los ajustes de información de base posteriores a la Consulta Pública Parámetros Coeficiente Desv. Std. Z Probabilidad Lim Inf Lim Sup R2 Ajustado Ln (D) Ln (C) Constant Modelo 2 Activos de Distribución (AD), considerando los ajustes de información de base posteriores a la Consulta Pública Parámetros Coeficiente Desv. Probabili Z Std. dad Lim Inf Lim Sup Ln (C) Constant R2 Ajustado En conclusión, dado que el R2 del Modelo 1 es más alto que el R2 del Modelo 2, y considerando que los ajustes en la base de datos implicaron que la variable Demanda Máxima resulte estadísticamente más significativa, se ha decidido estimar la Ecuación de Eficiencia de Activos de Distribución considerando el Modelo COMENTARIO SOBRE LA ECUACIÓN DE EFICIENCIA DE PÉRDIDAS Comentarios de ENSA: ENSA solicita que para mantener la continuidad y coherencia regulatoria, la ASEP se enmarque dentro de la Ley y mantenga la metodología anterior. Procediendo de esta manera, se incluye en el análisis sólo a las empresas definidas como eficientes en el análisis previo del DEA. Señalan que este análisis incluye como input la pérdida de energía por lo que ya se recoge este aspecto al determinar las empresas eficientes. Indican que al trabajar con las empresas eficientes (después de la DEA) y excluir las que tienen < de 6.5%, no hay nada que justifique excluir a las empresas que tienen niveles de pérdidas > de 10.6%, estas últimas ya consideradas como eficientes, ya que al excluirlas representan una doble penalidad o afectación para la empresa. Señalan que el umbral máximo de 10.6% no es justificado ni resulta razonable toda vez que fuerza a que los

18 página 18 de 26 porcentajes de pérdidas resultantes se encuentren necesariamente por debajo de los actuales niveles de las empresas de Panamá. Consideran que al proceder de esta forma se está declarando de facto a las empresas panameñas como ineficientes. ENSA además presenta los siguientes comentarios respecto a las pérdidas de distribución: Pérdidas de las empresas comparadoras en 7.98% Consideran que ASEP utilizó dos criterios que no se deben utilizar: o Parte de las 112 empresas antes del análisis DEA (se incluyen tanto las eficientes como las ineficientes). o Se excluye también a las empresas que tienen pérdidas > que 10.6%. Reconocimiento del 50% de las Pérdidas No Gestionables (1.17%) ENSA señala que la ASEP, con la información recibida y la adicional solicitada, en conjunto con el análisis presentado por ENSA, acepta que existe un nivel de Pérdidas No Gestionable para el caso de la provincia de Colón; sin embargo, decide reconocer solamente el 50%. Solicita que la ASEP reconozca el 100%, toda vez que la empresa tiene que continuar con la reducción de las Pérdidas consideradas Gestionables, además de gestionar el control de los actuales niveles de pérdidas en las Áreas No Gestionables, los cuales requieren esfuerzo y recursos importantes. Indican que en otras regulaciones en las que se reconocen áreas como no gestionables (Brasil y Colombia, por ejemplo), se establece un sendero regulatorio de pérdidas no técnicas desde las pérdidas no técnicas actuales hasta llegar en un momento determinado a los niveles eficientes (pérdidas no gestionables). Es decir, se permite que las empresas tengan durante cierto tiempo un porcentaje de pérdidas no técnicas superior al valor no gestionable, que es lo que ya ha ocurrido en el caso de ENSA por estos primeros 15 años, por lo que mal puede la ASEP seguir penalizando a la empresa, a pesar de que es notorio y público las condiciones de alta peligrosidad, violencia e inseguridad existentes en la provincia de Colón. Comentarios de EDEMET y EDECHI: EDEMET solicita que para el cálculo del IMP se reconozca un adicional por Pérdidas No Técnicas del 2.38%: Adicional No Gestionables: 0.94% Adicional Gestionables: 1.44% Total Adicional Pérdidas No Técnicas: 2.38% EDECHI solicita que para el cálculo del IMP se reconozca un adicional por Pérdidas No Técnicas de 1.38%. EDEMET y EDECHI señalan que el porcentaje de pérdidas de energía que resulta de la Ecuación de Eficiencia utilizada en el Informe no incluye Pérdidas no Técnicas, debido a la gran diferencia de la situación socio-económica entre Estados Unidos y Panamá. Por lo que consideran necesario sumar a los costos de Pérdidas Técnicas derivados de las Ecuaciones de Eficiencia los correspondientes a las Pérdidas no Técnicas. Indican que la práctica regulatoria internacional reconoce una parte de las Pérdidas no Técnicas Gestionables con el objeto de no premiar la ineficiencia de la empresa en esta gestión y al mismo tiempo para dar una señal de incentivo a mejorar la eficiencia. Consideran que las Pérdidas no Técnicas no Gestionables deben ser reconocidas en su totalidad, porque está fuera del alcance de las posibilidades de la empresa eliminar estas pérdidas.

19 página 19 de 26 Indican que analizando los estudios de tarifas en distintos países de Latinoamérica se observa que se reconocen porcentajes que van del 2% al 4% sobre la energía ingresada en las líneas de Baja Tensión. En base a estos porcentajes, solicitan que para el cálculo del IMP se reconozca un adicional por Pérdidas No Técnicas para EDECHI de 1.38% y de 1.44% para EDEMET. Destacan que sobre el tema de las Pérdidas no Técnicas no Gestionables, el Informe del IMP sólo reconoce el 50% de las Pérdidas de Energía derivadas por la imposibilidad de facturar y cobrar el suministro en las barriadas de Curundú, Chorrillo, Barraza y Marañón (Zonas Rojas). Consideran que si en el Informe reconoce que las pérdidas en las Zonas Rojas son no gestionables, mal puede afirmar que se reconoce sólo el 50% de ellas para mantener el incentivo a seguir combatiéndolas. Si estas pérdidas son por causas ajenas a la gestión de la empresa, ésta no puede combatirlas y por lo tanto se debe reconocer el 100% de estas pérdidas. ANÁLISIS DE LA ASEP Para la determinación de la Ecuación de Eficiencia de pérdidas, se eliminó de la muestra de Empresas Comparadoras (resultantes de la aplicación del DEA) a las empresas con pérdidas inferiores a 6.5% y a una empresa cuyas pérdidas de energía eran iguales a 16.15%, dado que la muestra de empresas comparadoras seleccionadas para determinar las Ecuaciones de Eficiencia de pérdidas no debe incluir empresas más ineficientes que las panameñas. Esto no representa una doble penalidad, y expresa un criterio que concuerda con lo estipulado en la Ley 6 de 3 de febrero de 1997, respecto a que las empresas deben ser similares y eficientes. Cabe indicar que en las revisiones tarifarias anteriores no se aceptó incluir ajustes por pérdidas no técnicas de zonas de difícil recuperación (también denominadas zonas rojas), considerando que las empresas deben procurar reducir las mismas realizando gestiones técnicas y operativas constantes. No obstante, en esta oportunidad, en el caso de EDEMET y ENSA se incluyó un reconocimiento adicional por pérdidas no técnicas en zonas rojas, debido a las dificultades manifestadas por las empresas para gestionar dichas pérdidas. De esta forma, el mecanismo permite el reconocimiento de dichas dificultades para gestionar adecuadamente la totalidad de las pérdidas en las denominadas áreas rojas. Por las razones expresadas, no se acepta la petición de ENSA y EDEMET, en la medida en que la ASEP considera necesario continuar manteniendo incentivos para que las empresas se esfuercen por reducir las denominadas pérdidas no técnicas en zonas rojas, habida cuenta que se entiende que las empresas pueden aplicar instrumentos (por ejemplo, medidores prepagos) tendientes a mejorar este problema. Más aún, fueron considerados como partida de inversiones los gastos indicados por las empresas relacionados con la instalación de medidores prepagos. Respecto a la solicitud de EDECHI de que se le reconozca un adicional por Pérdidas No Técnicas, no se acepta la misma en virtud de que no se observan las denominadas áreas rojas dentro del área de concesión de la empresa, que ameriten un tratamiento especial. Cabe recordar que la existencia de zonas rojas, de difícil acceso, ha sido el criterio utilizado en la presente revisión tarifaria para incluir o no un adicional por pérdidas no técnicas COMENTARIOS SOBRE LOS COSTOS EFICIENTES Comentarios de ENSA: ENSA indica que el crecimiento de los costos reconocidos para O&M debe permitir a la empresa responder al crecimiento en volumen de la operación (promedio de 5%) y cubrir el aumento de precios unitarios o la inflación (entre 3% y 5% anual). Por lo tanto, el crecimiento en costos reconocidos para O&M entre un período tarifario y otro, cada 4

20 página 20 de 26 años, debe estar entre 32% y 40%; premisa que se cumple para el periodo tarifario Jul 2010 Jun 2014 y para el periodo anterior a éste. No así, es el comportamiento de la propuesta de la ASEP que crece en total solo 21.8% (en vez de 32% a 40%) para cubrir el crecimiento en volumen y aumento de precios. Más crítico es el costo unitario, que en vez de aumentar entre un 12% y 20% por efecto inflación se reduce en un 9%, lo cual es inaudito. Destacan que el O&M propuesto por la ASEP se vuelve más crítico si se aplica el descuento por las INVNE. Señalan que la propuesta de la ASEP de cambiar la metodología para calcular los costos eficientes de O&M precisamente en la primera revisión de las tarifas que se realiza posterior a la renovación del Contrato de Concesión, no se justifica, toda vez que el nuevo período de concesión impone a las distribuidoras nuevas y más estrictas normas de calidad que requieren mayores costos de inversión (caso del SAIFI, etc.) y mayores costo de O&M, tales como los casos de normas más estrictas en el Alumbrado Público, Comercial, Calidad Técnica, etc. y de las nuevas Normas de Atención al Público. Adicionalmente, se tiene más exigencias de inversión de alto costo y bajo beneficio para ENSA, tales como la expansión de la zona de concesión (electrificación rural hasta 3,000 m en este periodo tarifario), la integración de Darién y el alumbrado de los corredores, entre otros. ANÁLISIS DE LA ASEP En primer lugar, se indica que en el sector de distribución eléctrica cabe esperar que el crecimiento del volumen de mercado no impacte de forma proporcional en los costos de explotación, toda vez que las empresas tienen ganancias por eficiencia y economías de escala. Por otro lado, es necesario observar que el crecimiento del mercado de la distribuidora (energía vendida y cantidad de clientes) se traduce asimismo es un crecimiento de los ingresos tarifarios. Debido a esto, en muchas regulaciones se aplica un factor de economías de escala, que reduce los ingresos reconocidos en cada periodo tarifario con el objeto de que las empresas compartan con los usuarios, vía tarifas, las ganancias por eficiencia tecnológica y economías de escala. Respecto al comentario sobre Calidad de Servicio, cabe indicar que el método regulatorio establecido en Panamá para determinar los ingresos de las empresas de distribución eléctrica se basa en los costos que tendría una empresa eficiente para prestar el servicio de distribución en su zona de concesión. Como se puede ver en el texto de la ley se basa en costos eficientes y no en costos reales. En ese sentido, se aclara que el método regulatorio supone que los costos relacionados con la calidad de servicio están plenamente incorporados en las Ecuaciones de Eficiencia, hipótesis aceptable en la medida que las empresas comparadoras son eficientes y brindan el servicio en condiciones de calidad muy exigentes. Aclarado el punto anterior, los costos operacionales eficientes reconocidos serán ajustados en función de los resultados del nuevo DEA y las nuevas ecuaciones de eficiencia. Con este cambio se incrementan los ingresos reconocidos para atender la operación y mantenimiento de la empresa. Comentarios de EDEMET y EDECHI: EDEMET observa que el IMP propuesto es bajo. Indican que, de acuerdo al cuadro comparativo publicado, la propuesta significa una reducción en la Tarifa Media de las Empresas Distribuidoras de entre el 30% y el 33%. La consecuencia inmediata es una reducción de los ingresos que llevará a una situación de insuficiencia financiera. Señalan que el IMP propuesto (sin pérdidas) para el cuatrienio es de millones de Balboas y el IMP aprobado para fue de millones de Balboas,