Decreto De Aprobación Del “Protocolo De Entendimiento Entre Las Empresas Distribuidora De Electricidad Del Norte, S.a. (Disnorte), Distribuidora De Electricidad Del Sur, S.a. (Dissur), El Grupo Unión Fenosa Internacional S.a., Y El Gobierno De La República De Nicaragua”
Normas Jurídicas
de Nicaragua
Materia: Energética
Rango: Decretos Legislativos
-
DECRETO DE APROBACIÓN DEL
PROTOCOLO DE ENTENDIMIENTO ENTRE LAS EMPRESAS DISTRIBUIDORAS DE
ELECTRICIDAD DEL NORTE, S.A. (DISNORTE), DISTRIBUIDORA DE
ELECTRICIDAD DEL SUR, S.A. (DISSUR), EL GRUPO UNIÓN FENOSA
INTERNACIONAL S.A., Y EL GOBIERNO DE LA REPÚBLICA DE
NICARAGUA
DECRETO A.N. No. 5557. Aprobado el 12 de Febrero de
2009
Publicados en Las Gacetas Nos. 49, 50 y 51 del 12, 13 y 16 de Marzo
de 2009
LA ASAMBLEA NACIONAL DE LA REPÚBLICA DE NICARAGUA
CONSIDERANDO
I
Que el Gobierno de la República de Nicaragua mediante el Decreto
No. 70-2007 creó la Comisión Interinstitucional para la negociación
con Unión Fenosa Internacional, y para dar seguimiento al
"Memorándum de Intenciones entre el Gobierno de la República de
Nicaragua y la Empresa Unión Fenosa Internacional", suscrito en La
Moncloa, Madrid, el veintiocho de junio del año dos mil siete.
II
Que como fruto de las negociaciones que legitimó el Decreto No.
70-2007, el día veintinueve de mayo del corriente año dos mil ocho,
en la ciudad de Managua, Nicaragua, se suscribió el Protocolo de
Entendimiento entre las Empresas Distribuidora de Electricidad del
Norte, S.A. (DISNORTE), Distribuidora de Electricidad del Sur, S.A
(DISSUR), el Grupo Unión Fenosa Internacional S.A., y el Gobierno
de la República de Nicaragua, el que ha sido sometido al
conocimiento del Presidente de la República, y aprobado mediante
Decreto Ejecutivo No. 29-2008, todo de conformidad con lo
establecido en el citado artículo cinco del Decreto No. 70-2007.
III
Que el objetivo general de la firma del Acuerdo Internacional de
Carácter Económico "Protocolo de Entendimiento" es establecer
soluciones a corto y mediano plazo que nos permitan, como nación,
dar respuesta a los problemas planteados por los usuarios del
servicio eléctrico, así como por los distintos agentes del sector,
mediante la concertación de diferentes instituciones del Estado con
las Distribuidoras de electricidad y sus inversores extranjeros.
IV
Que los acuerdos alcanzados permiten disminuir y, en algunos casos,
resolver los problemas financieros y técnicos que afectan el buen
funcionamiento del servicio de distribución eléctrica, en el marco
de resultados favorables y satisfactorios en defensa del patrimonio
del Estado y los intereses nacionales.
POR TANTO
En uso de sus facultades;
HA DICTADO
El siguiente;
DECRETO DE APROBACIÓN DEL "PROTOCOLO DE ENTENDIMIENTO ENTRE LAS
EMPRESAS DISTRIBUIDORA DE ELECTRICIDAD DEL NORTE, S.A. (DISNORTE),
DISTRIBUIDORA DE ELECTRICIDAD DEL SUR, S.A. (DISSUR), EL GRUPO
UNIÓN FENOSA INTERNACIONAL S.A., Y EL GOBIERNO DE LA REPÚBLICA DE
NICARAGUA"
Artículo 1 Apruébese el "Protocolo de Entendimiento entre
las Empresas Distribuidora de Electricidad del Norte, S.A.
(DISNORTE), Distribuidora de Electricidad del Sur, S.A. (DISSUR),
el Grupo Unión Fenosa Internacional S.A., y el Gobierno de la
República de Nicaragua", suscrito el 29 de mayo del año 2008 en la
ciudad de Managua, Nicaragua, adjunto, con sus anexos que forman
parte integrante de este Decreto, conforme el siguiente
listado:
1. Ley para la Distribución v el Uso Responsable del Servicio
Público de Energía Eléctrica, publicada en La Gaceta, Diario
Oficial No. 143 del 28 de Junio del 2008, Anexo No. 1.
2. Plan de Inversión 2007 - 2011, Anexo No. 2.
3. Certificación de Resolución INE - No. 788-12-2007, el que se
refiere al régimen tarifario, publicado en La Gaceta, Diario
Oficial No. 246 del 21 de Diciembre del 2007. Anexo No. 3.
4. Conciliación y Compensación de deudas entre el Gobierno y las
Distribuidoras DISNORTE-DISSUR. Anexo No. 4.
Art. 2 El presente Decreto entrará en vigencia a partir de
su publicación en La Gaceta, Diario Oficial. Por tanto
publíquese.
Dado en la Sala de Sesiones de la Asamblea Nacional. Managua, a los
doce días del mes de febrero del año dos mil nueve. Ing. René
Núñez Téllez, Presidente de la Asamblea Nacional.- Dr.
Wilfredo Navarro Moreira. Secretario de la Asamblea Nacional.
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MEMORÁNDUM DE INTENCIONES ENTRE EL GOBIERNO DE NICARAGUA Y LA
EMPRESA UNIÓN FENOSA.
Reunidos en el Palacio de la Moncloa, en la Ciudad de Madrid, en
presencia de David Taguas Director de la Oficina Económica del
Presidente del Gobierno de España, por una parte la delegación del
Gobierno de Nicaragua compuesta por el Comandante Bayardo Arce
Castaño, Asesor Económico de la Presidencia, y el Embajador de
Nicaragua en España, Augusto Zamora, y de otra la delegación de
Unión FENOSA, presidida por Honorato López Isla Consejero Delgado
de la empresa, declaran:
1. La disposición del Gobierno de Nicaragua de que Unión FENOSA
continúe operando en el país, y Unión FENOSA su voluntad de
continuar operando en Nicaragua, en un marco de cooperación y
entendimiento, para garantizar el mejor servicio a la población
Nicaragüense.
2. En este marco, el Gobierno de Nicaragua hizo entrega a Unión
FENOSA del proyecto de ley de Reformas y Adiciones a la Ley 554 de
Estabilidad Energética, remitido a la Asamblea Nacional por el
Presidente de la República de Nicaragua, Daniel Ortega Saavedra, y
del Anteproyecto de Ley de Protección y Promoción del Uso
Responsable de los Servicios Públicos, para su conocimiento.
3. Unión FENOSA expresó su disposición de realizar en Nicaragua las
inversiones necesarias, una vez la Asamblea Nacional haya aprobado
las leyes mencionadas en el apartado anterior. Estas inversiones se
destinarían a mejorar la red energética nicaragüense, el servicio a
los usuarios y la lucha contra el fraude. Unión FENOSA expresó
también su disposición de no retirar, durante un período de 3 años,
las utilidades obtenidas de sus actividades en Nicaragua.
4. El Gobierno de Nicaragua manifestó su voluntad de apoyar la
lucha contra el fraude con los medios humanos y materiales que sean
necesarios, dentro del marco jurídico vigente en el país, así como
de que se creen mecanismos transparentes para que las tarifas
reflejen el coste real de la energía.
5. El Gobierno de Nicaragua y Unión FENOSA expresaron su
disposición de crear comisiones técnicas para la resolución de
todos los problemas técnicos, económicos y financieros actualmente
existentes y que afectan el buen servicio de distribución
eléctrica. A tal efecto Unión FENOSA enviará ejecutivos desde
España para atender estos problemas con ejecutivos
nicaragüenses.
6. Unión FENOSA se compromete a enviar personal técnico para que,
junto con técnicos de Nicaragua, analicen y traten de resolver los
problemas técnicos que afectan a las plantas generadoras
instaladas, con el fin de mejorar su eficiencia y aumentar la
capacidad de generación de energía del país.
7. Para el caso de que se firme el Protocolo de Entendimiento
vinculante, Unión FENOSA expresa su intención de suspender la
reclamación internacional del seguro MIGA, y no emprender la
demanda al CIADI, el Gobierno de Nicaragua manifiesta su
disposición de realizar gestiones a fin de suspender el proceso de
arbitraje en curso y cualquier otro proceso que dificulte el
proceso de entendimiento actualmente en marcha.
Este memorando de intenciones es la base de un futuro protocolo de
entendimiento que vinculará al Gobierno de Nicaragua y a Unión
FENOSA, que tratará de alcanzarse antes del 31 de julio de
2007.
Madrid. 28 de Junio de 2007.- Bayardo Arce Castaño. Honorato López
Isla. David Taguas.
AVANCE DEL PROTOCOLO DE ENTENDIMIENTO
En la ciudad de Managua, capital de la República de Nicaragua, a 2
de Agosto de 2007.
COMPARECEN
El Gobierno de la República de Nicaragua (que en lo sucesivo se
denominará "El Estado"), representado por el Ingeniero
Emilio Rappaccioli, Ministro de Energía y Minas, como presidente de
la "Comisión Interinstitucional para la Negociación con Unión
FENOSA Internacional", en virtud del Decreto del Presidente de la
República n° 70-2007, publicado en el Diario Oficial La Gaceta n°.
138 de 23 de julio de 2007.
Distribuidora de Electricidad del Norte, S.A. y Distribuidora de
Electricidad del Sur S.A. (que en lo sucesivo se denominaran "las
Distribuidoras" o "DINORTE y DISSUR", respectivamente)
representadas por su Presidente, Lic. Danilo Lacayo Rappaccioli, y
Unión Fenosa Internacional, S.A. Planificación e Inversión
Estratégica, S.A. y aplicaciones y Desarrollos Profesionales Nuevo
Milenio, S.L. (en adelante "el Grupo Unión Fenosa"),
sociedades españolas, propietarias del 99,99% del capital social de
las Distribuidoras, representadas por Don Honorato López Isla.
DECLARAN
1. Que el 28 de junio de 2007 se suscribió un Memorando de
Intenciones entre los representantes del Gobierno de Nicaragua y de
Unión Fenosa para sentar las bases de un futuro acuerdo (en
adelante el "Acuerdo").
2. Que durante el mes de julio las Partes vienen trabajando en el
desarrollo de este Avance del Protocolo de Entendimiento, con la
participación del Ing. David Castillo, Presidente del Consejo de
Dirección del INE, el Dr. Eliseo Núñez, Presidente de la Comisión
de Infraestructura de la Honorable Asamblea Nacional y el Diputado
Ing. Edwin Castro, miembro de dicha Comisión, con el fin de
alcanzar el Acuerdo.
3. Que a fecha 31 de julio de 2007 las partes han logrado
consensuar definitivamente una parte del texto del Acuerdo, desde
su inicio hasta la estipulación 3 inclusive, así como los anexos 1
y 2 del mismo (el texto del borrador de Acuerdo consensuado hasta
ahora se adjunta a este documento).
4. Que en el ánimo de intentar llegar a acuerdos aceptables para
las Partes sobre los asuntos objeto del Acuerdo, estas se
comprometen a seguir negociando de buena fe, en el entendido de que
el acuerdo es un acuerdo integral cuyas estipulaciones no
vincularán a las Partes hasta que estas suscriban dicho instrumento
completo, cuando finalicen las negociaciones en curso y en los
términos en que quede suscrito. El Acuerdo deberá ser firmado a la
mayor brevedad en el plazo que acuerden las Partes. Hasta que sea
firmado las Partes se comprometen a poner sus mejores esfuerzos
para que no falte el suministro de energía a los sectores
productivos y a la población.
En fe de lo cual firmamos el presente documento en triple ejemplar
en la fecha y lugar arriba señalados. Ministerio de Energía y Minas
Ing. Emilio Rappaccioli. Grupo Unión FENOSA, Don Honorato López
Isla. DISNORTE Y DISSUR Lic. Danilo Lacayo.
ACUERDO
En la ciudad de Managua, capital de la República de Nicaragua,
2007.
COMPARECEN
El Gobierno de la República de Nicaragua (que en lo sucesivo se
denominará "El Estado), representado por la "Comisión
Interinstitucional para la Negociación con Unión FENOSA
Internacional", integrada por el Ing. Emilio Rappaccioli, Ministro
de Energía y Minas, quien la preside, el Ing. Ernesto Martínez
Tíffer, Presidente Ejecutivo de ENEL y el Lic. Haraxa Sandino, en
representación de la Dirección de Defensa del Consumidor del
Ministerio de Fomento, Industria y Comercio, de conformidad con el
Decreto del Presidente de la República n° 70-2007, publicado en el
Diario Oficial la Gaceta n°, 138 de 23 de junio de 2007.
Distribuidora de Electricidad del Norte, S.A. y Distribuidora de
Electricidad del Sur, S.A. (que en lo sucesivo se denominarán "las
Distribuidoras" o "DISNORTE Y DISSUR", respectivamente)
representadas por su Presidente, Lic. Danilo Lacayo Rappaccioli,
y
Unión Fenosa Internacional, S.A., Planificación e Inversión
Estratégica, S.A y Aplicaciones y Desarrollos Profesionales Nuevo
Milenio, S.L. (en adelante "el Grupo Unión Fenosa"), sociedades
Españolas, propietarias del 99.99% del capital social de las
Distribuidoras, representadas por Don Honorato López Isla.
Y contado con la participación del Ing. David Castillo, Presidente
del Consejo de Dirección del INE, el Dr. Eliseo Núñez, Presidente
de la Comisión de Infraestructura de la Honorable Asamblea Nacional
y el diputado Ing. Edwin Castro, miembro de dicha Comisión.
EXPONEN
I. Que por diferentes causas, el sector eléctrico de Nicaragua está
atravesando una situación de crisis que afecta la calidad de vida
de los nicaragüenses y el desarrollo sostenible de la economía
nacional, que requiere de una concertación de las diferentes
instituciones del Estado con las Distribuidoras de electricidad y
sus inversores extranjeros, con el fin de
Contribuir de manera rápida y efectiva a estabilizar el sector en
un marco de cooperación y entendimiento mutuo, que se traduzca en
servicios de mejor calidad y expansión de cobertura, así como
contribuir a la posición competitiva de la economía nacional tanto
para los sectores productivos como también para los potenciales
inversionistas que miran al país como alternativa para radicarse en
él.
II. Que en coherencia con el espíritu de lo establecido en el
Memorándum de Intenciones firmado en fecha 28 de junio de 2007 en
la ciudad de Madrid, los comparecientes suscriben el presente
instrumento sujeto a la ratificación de la Honorable Asamblea
Nacional de Nicaragua, dirigido a lograr soluciones a corto y
mediano plazo que permitan como nación dar respuesta a los
problemas planteados por los usuarios del servicio eléctrico así,
como por los distintos agentes del sector eléctrico con el fin de
mantener un servicio de suministro de electricidad financieramente
viable, de calidad, seguro y estable para la población, de acuerdo
a las siguientes:
ESTIPULACIONES
1. PROMOCIÓN DEL USO RESPONSABLE DEL SERVICIO DE
ELECTRICIDAD.
1.1 Las Distribuidoras manifiestan su firme voluntad de
mejorar la prestación del servicio público para garantizar a la
población nicaragüense el suministro de energía eléctrica, segura y
confiable y ratifican su compromiso en la lucha contra el fraude
eléctrico con responsabilidad empresarial.
1.2 Considerando que el Estado tiene la voluntad de apoyar
la lucha contra el fraude de electricidad con los medios humanos y
materiales necesarios y disponibles, dentro del marco jurídico
vigente en el país, se ha constituido un Comité de trabajo
integrado por representantes del Ministerio de Energía y Minas (en
adelante "el MEM"), del INE y de las Distribuidoras que ha acordado
por consenso el texto de un proyecto de Ley que incentive el uso
lícito del servicio de electricidad, con especial énfasis en
medidas que sancionen de manera clara y contundente el fraude en el
uso y consumo de electricidad a aquellos que, teniendo capacidad de
pago, no lo hacen. En ese sentido la ley a aprobar por la Asamblea
Nacional fijará los procedimientos y las sanciones administrativas
y penales adecuadas en correspondencia y Complementado el régimen
previsto en materia de fraude y uso ilícito en los servicios
públicos fijado en el proyecto de nuevo Código Penal que está
siendo aprobado actualmente por la Honorable Asamblea
Nacional.
1.3 Con el fin de adecuarla al objetivo de combatir el
fraude de electricidad de manera efectiva, sin trabas o mecanismos
engorrosos en estricto apego y observancia de las estipulaciones
generales, criterios, principios y medios de prueba previstos por
la Ley de Estabilidad Energética (Ley No. 554,), el texto
consensuado de la Ley incluye un procedimiento detallado para la
detección y sanción del fraude en el uso de la energía
eléctrica.
1.4 Considerando que no basta un marco regulatorio y
jurídico para erradicar el uso ilícito del servicio de
electricidad, sino que se requiere acompañarlo de actuaciones de
las autoridades públicas ágiles y eficaces para su aplicación, así
como de inversiones que fortalezcan la seguridad de la red de
distribución, las Distribuidoras están comprometidas a efectuar las
inversiones que sean necesarias para alcanzar los objetivos de
reducir tanto las pérdidas técnicas como las no técnicas, así como
la expansión normal del sistema y las mejoras en la calidad del
servicio.
1.5 Se adjunta al presente documento en calidad de Anexo
No. 1 el texto consensuado de la propuesta de "Ley de Promoción
del Uso Responsable del Servicio de Electricidad" y como Anexo
No. 2 el Plan Básico de Inversiones para la mejora de la
calidad y seguridad de la red de distribución.
1.6 El Estado se compromete a remitir a la Asamblea Nacional
para su debido trámite la propuesta de Ley contenida en el Anexo
No. 1, con el fin de que sea aprobada y sancionada para su plena
entrada en vigor a mas tardar el 30 de noviembre de 2007.
1.7 El estado se compromete a impulsar una política de lucha
antifraude, de acuerdo a los medios de que disponga, de manera que
se cumpla lo previsto por la Ley antes mencionada y se cree en el
país un estado de opinión favorable a dicho cumplimiento,
procurando la participación activa de toda la población.
2. COMPROMISO DE INVERSIÓN.
2.1 Con el fin de poder costear la ejecución de las medidas
antifraude contenidas en la Ley Mencionada en la estipulación 1
anterior, así como la mejora de la calidad del servicio de
distribución y comercialización, la Reducción de las pérdidas
técnicas, la expansión de la red y el control energético, las
Distribuidoras han diseñado una propuesta de Plan Básico de
Inversiones 2007-2011, adjunto como Anexo 2 a este documento, por
un importe de US$ 33,7 millones cuya ejecución se condiciona
especialmente a la entrada en vigor de la Ley cuyo texto forma
parte del presente documento en calidad de Anexo No. 1. Una vez
cumplido este último requisito las Distribuidoras realizarán sin
retraso las inversiones previstas en el Plan Básico de
Inversión.
2.2 El primer tramo de dicho Plan (para el período
2007-2009) ascenderá a un mínimo de US$ 23,7 millones (de los
cuales US$ 20 millones se invertirán en el plazo de 24 meses a
partir del cumplimiento del requisito antes mencionado) y se
desglosará en los siguientes conceptos:
a) Lucha contra el fraude y modernización de la medición
b) Mejora de calidad e incremento de capacidad de la red de
Distribución.
c) Crecimiento del Mercado de Atención a Cliente.
2.3 El segundo tramo de dicho Plan (para el periodo
2010-2011) ascenderá a US$ 10 millones como mínimo.
2.4 Se creará un comité de Seguimiento, integrado por el
MEM, el INE y las Distribuidoras, para revisar el contenido del
Plan Básico de Inversiones, ajustar el desglose a comienzo de cada
año y supervisar su avance trimestralmente. Dicho Comité evaluará
las recomendaciones de mejora que previsiblemente formulará el
Banco Mundial en mayo de 2008, con el fin de incluir las que estime
convenientes en la siguiente revisión anual del plan.
2.5 Durante un periodo de tres (3) años a partir de la firma
de este documento, el Grupo Unión Fenosa renunciará a retirar
cualesquiera utilidades o dividendos que pudieran repartirles las
Distribuidoras. Estos fondos tendrán por objetivo reforzar la
capacidad financiera de las Distribuidoras para realizar las
inversiones en la lucha contra el fraude y la mejora del
mantenimiento, operación y desarrollo de la red de distribución
eléctrica y del servicio a los usuarios.
3. ASENTAMIENTOS
3.1 Las especiales condiciones socio-económicas de
determinadas Zonas del País conocidas como Asentamientos Humanos
Espontáneos, tal como se definen en la Ley No. 309, hacen necesaria
la colaboración del Estado con las Distribuidoras para una
apropiada gestión del servicio de suministro de energía eléctrica
en esas zonas, con el fin de permitir que las personas que viven en
ellas dispongan de un suministro de electricidad digno, seguro,
eficiente y a una tarifa asumible por esto los sectores de la
población económicamente vulnerables y de acuerdo a la política de
precios y subsidios del MEM.
3.2 Dichos Asentamientos constituyen una realidad
económico-social cuya solución requiere la constitución de un grupo
de trabajo en el que estén representados el MEM, el INE y las
Distribuidora, así como otras entidades, organismos o asociaciones
que las partes consideren necesarios.
3.3 Este Comité deberá estar constituido a más tardar el día
15 de septiembre de 2007 y su trabajo, que deberá finalizar antes
del 15 de diciembre de 2007, servirá de referencia para proponer
alternativas para enfrentar los retos que plantea el suministro de
energía a los Asentamientos.
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Resto de Estipulaciones en discusión:
4. SISTEMA TARIFARIO QUE REFLEJE EL COSTE REAL DE LA ENERGÍA Y
LA DISTRIBUCIÓN DE ELECTRICIDAD Y SOSTENIBILIDAD DEL SECTOR
ELÉCTRICO.
5. MECANISMO DE COMPENSACIÓN DE DEUDAS.
6. ASESORÍA TÉCNICA EN GENERACIÓN Y CONTRATACIÓN DE
GENERACIÓN.
7. MARCO DE ENTENDIMIENTO ENTRE EL ESTADO Y LAS
DISTRIBUIDORAS.
8. SUSPENSIÓN DE LAS RECLAMACIONES INTERNACIONALES.
9. VIGENCIA Y CUMPLIMIENTO ÍNTEGRO.
10. FORO COMPETENTE
PROTOCOLO DE ENTENDIMIENTO
En la ciudad de Managua, capital de la República de Nicaragua, a
los veintinueve días del mes de Mayo del año 2008.
COMPARECEN
El Gobierno de la República de Nicaragua (que en lo sucesivo se
denominará "El Gobierno"), representado por la "Comisión
Interinstitucional para la Negociación con Unión Fenosa
Internacional", integrada por el Ing. Emilio Rappaccioli, Ministro
de Energía y Minas, quien la preside, el Ing. Ernesto Martínez
Tíffer, Presidente Ejecutivo de ENEL y el Lic. Haraxa Sandino, en
representación de la Dirección de Defensa del Consumidor del
Ministerio de Fomento, Industria y Comercio, de conformidad con el
Decreto del Presidente de la República No. 70-2007, publicado en el
Diario Oficial La Gaceta No. 138 del 23 de julio de 2007.
Distribuidora de Electricidad del Norte, S.A. y Distribuidora de
Electricidad del Sur, S.A. (que en lo sucesivo se denominarán "Las
Distribuidoras" o "DISNORTE y DISSUR", respectivamente)
representadas por su Presidente Danilo Lacayo Rappaccioli.
Unión Fenosa Internacional, S.A., Planificación e Inversión
Estratégica, S.A. y Aplicaciones y Desarrollos Profesionales Nuevo
Milenio, S. L. (en adelante "el Grupo Unión Fenosa"), sociedades
españolas propietarias del 99,99% del capital social de las
Distribuidoras, representada por Honorato López Isla.
Y contando con la participación del Ing. David Castillo, Presidente
del Consejo de Dirección del Instituto Nicaragüense de
Energía.
Todos los comparecientes habiendo presentado los poderes legales
que los acreditan.
EXPONEN
I. Que en fecha 28 de junio de 2007, reunidos en el Palacio
de la Moncloa, de la ciudad de Madrid, España, don David Taguas,
Director de la Oficina Económica del Presidente del Gobierno de
España, don Bayardo Arce Castaño, Asesor Económico del Presidente
de la República de Nicaragua. don Augusto Zamora, Embajador de
Nicaragua en España y una delegación de Unión Fenosa Internacional
presidida por don Honorato López Isla, Consejero Delegado de dicha
empresa, suscribieron un Memorando de Entendimiento entre el
Gobierno de Nicaragua y la empresa Unión Fenosa, el que servirá de
base para un futuro Protocolo de Entendimiento.
II. Que en fecha 2 de agosto de 2007, los señores Emilio
Rappaccioli, Honorato López y Danilo Lacayo en representación de
las partes suscribieron el documento denominado Avance del
Protocolo de Entendimiento.
Las partes suscriptoras del presente Protocolo declaran que los
documentos antes relacionados, son parte integrante e inseparable y
se deben considerar como copiados íntegramente en este Protocolo,
el que contiene a continuación, el resto de acuerdos contados a
partir de Estipulación Cuatro (4).
4. SISTEMA TARIFARIO QUE REFLEJE EL COSTO REAL DE LA ENERGÍA Y
DE LA DISTRIBUCIÓN DE ELECTRICIDAD Y SOSTENIBILIDAD DEL SECTOR
ELÉCTRICO.
4.1. Considerando la entrada en vigencia de la Ley de
Reformas y Adiciones a la Ley No. 554, "Ley de Estabilidad
Energética" (Ley No. 627), cuyos objetivos fundamentales son
atenuar temporalmente los problemas financieros del sector y
asegurar su sostenibilidad, el pago de las notas de crédito de ENEL
previstas en dicha Ley se realizará a su vencimiento, de
conformidad con el Arto. 2 de dicha Ley.
4.2. A más tardar treinta (30) días después de la entrada en
vigor de este Protocolo, se presentará a la Asamblea Nacional para
su aprobación una propuesta de reforma a la Ley de la Industria
Eléctrica, elaborada por un Comité conformado por el Ministerio de
Energía y Minas (MEM), el INE y las Distribuidoras en un plazo de
ocho (8) días después de la entrada en vigor del presente
documento, que permita la revisión anual de la estructura de
mercado, los ajustes por inflación y el comportamiento de la
demanda, y en consecuencia sean efectuados los ajustes necesarios a
la baja o a la alza; todo ello con el fin de procurar la
recuperación de todos los costos de las Distribuidoras
transferibles a tarifa, así como para que el modelo de
actualización tarifaria garantice el menor margen posible de
diferencia entre el Precio Medio de Venta teórico aprobado por
el INE y el Precio Medio de Venta real para un nivel de
pérdidas reconocidas a las Distribuidoras.
En el mismo acto, la Asamblea Nacional, discutirá para su
aprobación "Ley de Reformas y Adiciones a la Ley de la Industria
Eléctrica, Ley 272 y a la Ley de Estabilidad Energética, Ley 554"
dentro de cuyas disposiciones se reforma lo procedente al factor de
pérdidas reconocidas y subsidio parcial a los asentamientos.
La reforma a la Ley 272, incluirá los criterios acordados respecto
al Impuesto Municipal sobre ingresos (IMI) y para determinar una
nueva metodología de recuperación de costos del alumbrado público,
descritos en el acápite 4.7 de este Protocolo.
4.3. Considerando que al mes de marzo del año 2008 los
desvíos por costos mayoristas en la barra de media tensión
acumulados a partir de abril 2007 ascienden a aproximadamente a US$
26.97 millones equivalentes a US$ 22.68 millones a nivel de ventas
facturadas, en virtud del presente documento se determina la
necesidad de creación de un esquema de compensación de dichos
desvíos tarifarios cuyo objetivo primordial es que el mes de julio
de 2008 sea iniciado sin desvíos.
Dicho esquema consiste en lo siguiente: Según el Marco Regulatorio
del sector, procede la autorización de ajustes tarifarios por parte
del Ente Regulador para ajustar el precio de referencia contenido
en la tarifa con el precio real. No obstante, dado el interés del
Gobierno en no incrementar la tarifa a niveles elevados con el
objetivo de reducir la afectación a la población usuaria, la
recuperación de los desvíos tarifarios de costos mayoristas
acumulados se realizará de la siguiente manera:
1. Mediante ajustes tarifarios ya realizadas de 3,56%, 2.5%, 3% y
8.54% en los meses de noviembre, y diciembre 2007 y en los meses de
enero y febrero del 2008, respectivamente.
2. La cantidad restante, que se estima en US$ 20 millones,
constituirá un crédito otorgado por ENEL a las Distribuidoras. Las
Distribuidoras transferirán a ENEL dicha cantidad únicamente en la
medida en que ésta sea reconocida vía tarifa.
En tanto las distribuidoras no tengan capacidad para cancelar dicho
crédito vía tarifa, el Gobierno proporcionará a ENEL los recursos
suficientes, vía Presupuesto General de la República u otras
opciones, para que la operatividad de ENEL (GECSA e HIDROGESA) no
se vea afectada producto de este crédito.
4.4. Para contribuir a la estabilidad y suficiencia
financiera del sector, se ha acordado la elaboración de una fórmula
de Ajuste Mensual de las tarifas, de manera que recoja todos los
costos mayoristas de energía. Dicha fórmula y su procedimiento de
aplicación ya han sido dados a conocer oficialmente, en la
Resolución No. 788-12-2007 aprobada por el Consejo de Dirección del
INE en sesión ordinaria No. 36, del 13 de diciembre del 2007,
siendo publicada en La Gaceta, Diario Oficial, No 246 del 21 de
diciembre del 2007. La descripción de dicha fórmula y su
procedimiento de aplicación, forman parte del presente documento en
calidad de Anexo No. 3.
4.5. La aplicación de los ajustes tarifarios, al alza o a la
baja, derivados de la aplicación de la fórmula a que se hace
referencia en el punto anterior, estará sujeta a la valoración del
Ente Regulador. No obstante, el valor de los desvíos por costos
mayoristas acumulados sin trasladar a tarifa no podrá superar el 2%
de la facturación anual de las compras de energía que realicen las
empresas de distribución, debiendo en este caso trasladarse en su
totalidad dichos desvíos a la tarifa o cancelarse mediante
subsidios. Este límite se aplicará en su totalidad a partir del 1
de julio del 2008.
Durante el primer semestre del año 2008, el límite del 2% será de
aplicación únicamente para el reconocimiento en tarifa de los
nuevos desvíos que sean generados sobre el precio de referencia
calculado con base en los costos mayoristas de energía indicados en
el punto anterior, y sin considerar los desvíos existentes al 31 de
enero del 2008.
4.6. Dada la existencia de elementos de importancia no
previstos por la Ley de Estabilidad Energética y sus reformas,
tales como, el proyecto de evaluación de pérdidas de distribución a
desarrollar por el MEM, el Plan de Inversiones de las
Distribuidoras, el nivel de pérdidas existentes y el fenómeno
económico social de los asentamientos, a partir de la entrada en
vigor de este Protocolo, el Factor de Expansión de Pérdidas (FEP)
será ajustado a 1.13 y permanecerá inalterable por un periodo de 5
años.
Transcurrido este periodo de cinco años, corresponderá al INE
establecer el factor de Expansión de Pérdidas.
Durante un período de cuatro años, contados a partir de la fecha de
entrada en vigor del Protocolo, el Gobierno otorgará un subsidio,
cuyo objetivo será cubrir parcial y temporalmente el costo de la
energía suministrada por las Distribuidoras a los consumidores de
los asentamientos humanos espontáneos y barrios económicamente
vulnerables. Dicho subsidio corresponderá al 4% del Precio Medio de
Compra, en barras de media tensión, multiplicado por el total de la
energía vendida a todos sus clientes por las Distribuidoras para
los primeros doce meses, disminuyéndose en 1% al finalizar cada
período de doce meses. Este subsidio será entregado mensualmente a
las empresas distribuidoras, una vez que haya sido certificado por
INE. Estos porcentajes podrán ser revisados en función de la
evolución de los precios mayoristas de compra de energía.
A la firma del Protocolo, las empresas distribuidoras presentarán
su Plan General de Reducción de Pérdidas y Lucha contra el Fraude,
y un plan específico para reducir las pérdidas de energía en los
asentamientos, el cual será elaborado en conjunto con el Ministerio
de Energía y Minas, el Instituto Nicaragüense de Energía y la
Dirección de Defensa del Consumidor y el mismo será evaluado y
revisado cada 12 meses.
A efectos del plan general de reducción de pérdidas y lucha contra
el fraude, dicha comisión priorizará la lucha anti fraude para
apoyar acciones, controlar y asegurar los recursos y medios
necesarios para la reducción de las pérdidas, así como pérdidas no
técnicas de energía, así como definir la política de difusión y
comunicación. Esta comisión entrará a funcionar inmediatamente
después de la firma de este documento.
A partir del cuarto año, si se diese una reducción en las pérdidas
totales mayor de 0.3 puntos porcentuales del plan proyectado por
las Distribuidoras, el porcentaje de subsidio disminuirá en una
proporción equivalente al 50% de los puntos de pérdidas
incrementales reducidos.
4.7. Con respecto al Impuesto Municipal sobre Ingresos (IMI)
y para determinar una nueva metodología de recuperación de costos
del alumbrado público, han sido acordados los siguientes criterios
para su inclusión en la ley que se menciona en el acápite 4.2 de
este Protocolo.
- Impuesto Municipal sobre Ingresos (IMI):
a) La eliminación del pago en cascada del impuesto municipal, ya
que tanto las empresas de generación como las Distribuidoras pagan
a las Alcaldías respectivas sobre las facturaciones por ventas de
energía. Por lo que las distribuidoras pagarán este impuesto sobre
su margen de distribución, que resulta de la diferencia entre sus
ingresos brutos por ventas de energía y los costos de generación y
transmisión.
b) La transformación del importe que en concepto de IMI pagan las
empresas de generación a las Municipalidades donde están
instaladas, en un ISC, y el IMI que le corresponda pagar a las
distribuidoras, enterados en la Cuenta Única del Tesoro, que
administra el Ministerio de Hacienda y Crédito Público (MHCP), de
manera que el total de lo recaudado se distribuya de la siguiente
forma:
- Una parte entre las Municipalidades que alberguen plantas de
generación, ubicadas en el área de concesión de las
Distribuidoras.
- Y la otra parte entre el resto de los Municipios ubicados en las
áreas de concesión de las Distribuidoras.
El impuesto municipal que le corresponderá pagar a las empresas
distribuidoras sobre su margen de distribución no será trasladable
a tarifas.
- Alumbrado Público:
a) Las distribuidoras prestarán directamente el servicio de
Alumbrado Público en las municipalidades dentro de su área de
concesión. En consecuencia, se exime la obligación de suscripción
de Contratos de Alumbrado Público con las Alcaldías
Municipales.
b) El costo de la prestación del servicio de Alumbrado Público será
recuperado totalmente por las distribuidoras en la facturación a
sus clientes mediante tasas o cargos que fija el INE. Para fijar
estas tasas y cargos, el INE tomará en consideración el desarrollo
económico de cada municipalidad, los niveles de iluminación y el
principio de solidaridad entre las diferentes
municipalidades.
c) El cobro por el servicio de Alumbrado Público se aplicará, según
apruebe INE, a todos los clientes localizados en áreas urbanas,
eximiendo inicialmente de su pago a todos aquellos ubicados en
zonas rurales. El pago en las zonas rurales se irá incorporando en
la medida en que el servicio de Alumbrado Público sea prestado en
las mismas, y que el mismo sea comprobado y autorizado por el
INE.
d) La Normativa actualmente vigente de Alumbrado Público será
modificada a fin de asegurar a las Distribuidoras la recuperación
de los costos reales de prestación del servicio de alumbrado
público. Dicha modificación ampliará en veinte y cuatro (24) meses
el plazo vencido en julio de 2007 que tenían las Distribuidoras
para contar con un sistema de medición independiente que permita el
control de la energía destinada al alumbrado público.
4.8. El INE reconocerá a las Distribuidoras el pago de los
intereses moratorios que sobre las facturas de energía eléctrica
cobran los generadores sobre la parte alícuota de los desvíos de
costos mayoristas que se ocasionen por la falta de aprobación de
los ajustes tarifarios que correspondan de conformidad con la
metodología de cálculo prevista en los numerales 4.4 y 4.5 de este
acápite. A partir de la entrada en vigor de este Protocolo, los
desvíos de costos mayoristas que no hayan sido trasladados a
tarifas incluirán los costos financieros correspondientes.
5. MECANISMOS DE CONCILIACIÓN Y COMPENSACIÓN DE
DEUDAS.
5.1. En virtud del presente documento se hace constar que al
31 de marzo de 2008 las Distribuidoras tienen una deuda vencida de
US$ 63,426,402 con GECSA e HIDROGESA en concepto de compras de
energía. Para fines de conciliación, a esta cantidad se le restan
los desvíos tarifarios correspondientes al período julio 2007-marzo
2008 por US$ 10,073,409 por la no aplicación del nuevo Pliego
Tarifario aprobado a partir del 1 de julio de 2007, en concordancia
con lo previsto por la Ley de Reformas y Adiciones a la Ley No.
554, "Ley de Estabilidad Energética" (Ley No. 627) y los desvíos
por costos mayoristas a nivel de ventas facturadas a los clientes
por la cantidad de US$ 22,682,702 acumulados al 31 de marzo 2008 y
no trasladados a tarifas a esta última fecha. De la conciliación de
estas cifras, resulta un saldo neto a favor de GECSA e HIDROGESA,
de US$ 30,670,291.
Los desvíos tarifarios por US$ 10,073,409 se cancelarán de acuerdo
a lo establecido en la Ley de Reforma a la Ley de Estabilidad
Energética.
Los desvíos por costos mayoristas por US$ 22,682,702 se cancelarán
según se describe en el punto 4.3.
Asimismo, se reconoce que al 31 de marzo de 2008 las Distribuidoras
poseen una deuda vencida con ENATREL de US$ 7,863,705 en concepto
de pago de peaje por transporte de energía.
Por otra parte, al 31 de marzo de 2008 se tienen las siguientes
deudas con las empresas distribuidoras: ENEL adeuda US$ 1,410,738
en concepto de depósitos de clientes posteriores a la
privatización, matrícula de apertura, compras de energía en el
mercado de ocasión a las Distribuidoras y venta del Plantel "El
Chapulín"; ENACAL adeuda US$ 5,343,139 y el Ministerio de Hacienda
y Crédito Público adeuda a las Distribuidoras la cantidad de US$
2,456,384 en concepto de anticipo del 50% de IR de los años 2005,
2006 y 2007. Estas cuentas por cobrar de DISNORTE y DISSUR se
compensarán contra cuentas por pagar a GECSA e HIDROGESA.
El subsidio a la tarifa social y el subsidio a jubilados pendientes
de recuperación al 31 de marzo 2008 ascienden a US$ 2,124,153 y US$
93,000, respectivamente; montos que han sido certificados por el
Ministerio de Hacienda y Crédito Público, Estas cuentas por cobrar
de DISNORTE y DISSUR se compensarán contra cuentas por pagar a
GECSA e HIDROGESA.
El resultado neto de la conciliación de las deudas recíprocas antes
indicadas arroja un saldo a favor de GECSA, HIDROGESA y ENATREL por
la cantidad de US$ 27,106,582, saldo éste que para efectos del
presente documento se considera a favor del Gobierno.
Forma parte del presente documento en calidad de Anexo No. 4 el
detalle pormenorizado de las deudas señaladas.
5.2. Reiteradamente, las Distribuidoras han reclamado se les
reconozcan conceptos que alcanzan las suma de US$ 16,050,446,
desglosados de la forma siguiente: deterioro del margen de
distribución (VAD) por la no aplicación del Pliego Tarifario
previsto a entrar en vigor en julio de 2005 por US$ 6,117,172.65;
Impuesto Municipal sobre Ingresos (IMI) pagado por las
Distribuidoras, pero no recuperado por éstas por US$ 9,371,528;
déficit en la recuperación del costo del servicio del Alumbrado
Público durante el período julio 2002 a diciembre 2007 por US$
-171,939, y desvíos de costos mayoristas causados por GECSA y GEOSA
del período octubre 2002 - septiembre 2003 que no fueron
trasladados a tarifas por la cantidad de US$ 733,684.
Referente a los desvíos de costos mayoristas causados por GECSA y
GEOSA del período octubre 2002-septiembre 2003 y el déficit en la
recuperación del costo del servicio de alumbrado público durante el
periodo julio 2002-diciembre 2007, las partes declaran que estos
montos han sido conciliados y certificados por el INE.
Con respecto a los reclamos por el deterioro del margen de
distribución (VAD) y los pagos de impuesto municipal realizados por
las distribuidoras a las alcaldías, dado el efecto que estos han
tenido en las finanzas de dichas empresas, y con el objetivo de
aportar a la solución de su estabilidad y del sector eléctrico, se
acuerda aceptar estos reclamos. El INE ha verificado y certificado
el monto correspondiente al VAD y, una vez que las distribuidoras
presenten la documentación correspondiente, verificará y
certificará el monto relativo al impuesto municipal. Si de la
certificación del impuesto municipal resultase una cantidad menor
que US$ 9,371,528, el INE deducirá dicha diferencia de los desvíos
de costos mayoristas que se registran mensualmente.
Estos reclamos planteados por DISNORTE y DISSUR y aceptados
mediante este Protocolo, se compensarán contra cuentas por pagar a
GECSA e HIDROGESA.
La conciliación del saldo final resultante expuesto en el punto 5.1
anterior con el monto de las reclamaciones reconocidas en el
presente punto arroja un saldo a favor del Gobierno por US$
11,056,136, referido a marzo 2008.
Se enfatiza que los montos de desvíos por la no aplicación del
nuevo pliego tarifario aprobado el 1 de julio 2007, por US$
10,073,409 cortados al 31 de marzo 2008, y los desvíos de costos
mayoristas a nivel de facturación a clientes finales por US$
22,682,702 no trasladados a tarifas al 31 de marzo 2008, serán
transferidos por las Distribuidoras a GECSA e HIDROGESA, según
corresponda, una vez que los mismos sean incorporados en los cargos
tarifarios, según el esquema del acápite 4.3.
Asimismo, producto de la compensación, el Gobierno restituirá a
GECSA e HIDROGESA la suma de US$ 30,670,291 para totalizar el monto
de US$ 63,426,402 por facturaciones vencidas por las distribuidoras
al 31 de marzo del 2008, considerando que US$ 32,756,111 serán
trasladados a tarifas para que las empresas distribuidoras cancelen
estos montos a dichas empresas. A ENATREL el Gobierno deberá
restituir US$ 7,863,705 que es el saldo adeudado por las
distribuidoras en concepto de peaje al 31 de marzo 2008.
Las deudas recíprocas de las distribuidoras con empresas de
generación privadas serán resueltas bilateralmente en acuerdos
especiales y no son parte de este Protocolo.
5.3. A efectos de evitar anteriores y futuras reclamaciones
con relación a la metodología de cálculo de desvíos, las partes
declaran y aceptan la metodología de cálculo aplicada por el INE,
tanto para la compensación de desvíos mediante compensación de
deudas, pagos en efectivo, o la cancelación de los mismos mediante
su traslado a tarifas.
5.4. Las deudas recíprocas establecidas en los puntos
anteriores, entre las Distribuidoras y las empresas estatales de
generación y transporte de energía, se compensarán en los quince
(15) días posteriores a la entrada en vigor de este Protocolo. El
Gobierno proporcionará a ENEL y ENATREL los recursos, vía
Presupuesto General de la República u otras opciones, para que no
se vea afectada adversamente la situación económica-financiera de
dichas empresas.
El pago del saldo final de US$ 11,056,136 que resultaría a favor
del Gobierno y especificado en el quinto párrafo del punto 5.2 será
efectuado por las Distribuidoras en la forma prevista en el punto
5.6 de este acuerdo.
5.5. Con el fin de posibilitar la ejecución por las
Distribuidoras de las inversiones mencionadas en la Estipulación 2
del Avance del Protocolo, las empresas públicas actuales de
generación liberarán a las Distribuidoras, durante el periodo de
tres años allí previsto, de su obligación de reponer los avales ya
ejecutados o por ejecutar en garantía del cumplimiento de sus
contratos de compra de energía. Las Distribuidoras deben reponer
sus garantías durante el primer semestre del cuarto año.
En lo que respecta a las garantías en el Mercado Regional y Mercado
de Ocasión, éstas serán completadas por las Distribuidoras a lo
largo del ejercicio del año 2009.
Las garantías o avales no repuestos por las distribuidoras a favor
de empresas privadas de generación, así como las deudas recíprocas
entre las mismas, serán resueltos mediante acuerdos particulares de
las distribuidoras con cada una de dichas empresas, y no forman
parte de este Protocolo.
5.6. El saldo resultante a favor del Estado de Nicaragua por
US$ 11,056,136 mencionado en el quinto párrafo del punto 5.2.
anterior será canjeado o pagado en los 30 días siguientes de la
entrada en vigor de este Protocolo con acciones de las
Distribuidoras que representen el 16% de su capital social. La
participación societaria del Estado de Nicaragua le da derecho al
menos a un director en las Juntas Directivas de
DISNORTE-DISSUR.
Cualquier eventual saldo a favor del Estado de Nicaragua que se
generara entre el 31 de marzo 2008 y la fecha en que entre en vigor
este Protocolo no será capitalizado, canjeado o pagado con acciones
de las Distribuidoras, y será pagado a quien corresponda en los
términos comerciales establecidos.
A efectos de que no se agrave la situación económica del sector
eléctrico, en el período transitorio entre la suscripción del
"Protocolo de Entendimiento" y hasta la entrada en vigor del
Protocolo, las distribuidoras tendrán derecho a todas las
compensaciones económicas reconocidas en este protocolo que se
susciten entre el periodo transitorio de su firma y su
ratificación, relacionadas con el subsidio de asentamientos y el
factor de expansión de pérdidas.
Las compensaciones que se generaran en el periodo transitorio
indicado, serán temporalmente acreditadas contra las cuentas por
pagar a ENEL.
6. ASESORÍA TÉCNICA EN GENERACIÓN Y CONTRATACIÓN DE
GENERACIÓN.
6.1. Fue constituido un grupo de trabajo formado por
técnicos de ENEL y UNIÓN FENOSA para la revisión de las plantas
generadoras térmicas e hidroeléctricas estatales. Las conclusiones
de este grupo de trabajo están contenidas en un informe que fue
entregado a las autoridades de ENEL y del MEM y en el que se
establecen las propuestas de actuación para aumentar la
disponibilidad y mejorar el rendimiento de las plantas de
generación estatales.
6.2. En cumplimiento de lo previsto por el literal e) del
artículo 4 de la Ley de Estabilidad Energética (Ley No. 554) y de
conformidad a lo ordenado por la Resolución 194-INE-DGE-2007,
HIDROGESA y las Distribuidoras deberán mantener un Contrato de
Compraventa por toda la energía generada por tal empresa estatal,
con excepción de la que HIDROGESA tenga comprometida con la Empresa
Nicaragüense de Acueductos y Alcantarillados (ENACAL) y
ENEL-Bluefields. Tal Contrato estará vigente al menos en tanto lo
esté la mencionada Ley de Estabilidad Energética y el precio
pactado en él tendrá por objetivo disminuir el precio de compra
mayorista actual, no pudiendo exceder de un precio monómico de US$
65.00 MWh, establecido en el artículo 16 de la Ley 532.
7. MARCO DE ENTENDIMIENTO ENTRE EL ESTADO Y LAS
DISTRIBUIDORAS
7.1. Con el objetivo de coadyuvar a la creación del ambiente
de armonía y estabilidad que el sector eléctrico necesita para su
correcto funcionamiento, en los quince (15) días posteriores a la
entrada en vigor de este Protocolo:
a) Las partes suspenderán el proceso arbitral iniciado por el INE
el 23 de agosto de 2006 contra las Distribuidoras.
b) El Grupo Unión Fenosa suspenderá la reclamación de siniestro del
27 de noviembre de 2006 ante la aseguradora de riesgo político del
Banco Mundial MIGA.
c) Asimismo el Grupo Unión Fenosa se abstendrá de interponer la
demanda arbitral contra el Estado de Nicaragua como consecuencia de
la denuncia interpuesta el 18 de octubre de 2006 por incumplimiento
del Acuerdo de Promoción y Protección Recíproca de Inversiones
suscrito entre España y Nicaragua,
d) El Estado derogará o revocará las normas, resoluciones y actos
administrativos que se encuentran contenidos en el Anexo No. 5 del
presente documento.
e) El Estado consentirá en que el presente Protocolo quede cubierto
por la póliza MIGA del Grupo Unión Fenosa.
Las partes deben cumplir simultáneamente lo preceptuado en los
literales a, b y c a fin de lograr en el tiempo establecido la
armonización y estabilidad que el sector eléctrico necesita para su
correcto funcionamiento.
7.2. Las Distribuidoras colaborarán activamente con el MEM y
el INE para el establecimiento de indicadores de calidad técnica y
comercial que permitan alinearse con los existentes en los demás
países de la región centroamericana. En tanto tales planes no sean
establecidos, se aplicarán los índices de calidad acordados entre
INE y las Distribuidoras contenidos en el Acta No. 11 del año 2004
y reconocidos mediante Resolución No. 283-INE-DGE-2006. El Estado
establecerá los niveles de calidad que serán exigibles a las
Distribuidoras a partir del 1 de mayo de 2009.
8. FORO COMPETENTE
8.1. Las disputas con las Distribuidoras sobre el Contrato
de Concesión se dirimirán por el mecanismo arbitral nacional
previsto en el mismo.
8.2. Cualquier disputa, controversia o reclamo relativo a
este Protocolo y al incumplimiento de sus disposiciones, las partes
emplearán sus mejores esfuerzos para resolverlas amigablemente. De
no ser posible llegar a un acuerdo amistoso entre las partes en
treinta días sucesivos al conocimiento de ambas partes de la
controversia, entonces deberá ser resuelta exclusivamente por un
arbitraje conducido en idioma español por tres árbitros de acuerdo
con el Reglamento de Arbitraje de la Cámara de Comercio
Internacional (ICC), o alternativamente, por el Centro
Internacional de Arreglo de Disputas relativas a Inversiones
(CIADI) creado por el Convenio de Washington de 18 de marzo de
1965, arbitraje que se regirá por las respectivas reglas de dichas
entidades.
9. VIGENCIA Y CUMPLIMIENTO ÍNTEGRO.
El presente Protocolo entrará en vigor una vez sea ratificado por
la Asamblea Nacional de la República de Nicaragua y estén en vigor
las leyes mencionadas en el Anexo 1 y en el Anexo 5 en los términos
contenidos en ellos. Las obligaciones asumidas por las partes en el
presente Protocolo están condicionadas al cumplimiento íntegro del
mismo.
En caso de que la entrada en vigor del Protocolo excediese del
plazo de tres meses a partir de la firma del presente documento, el
Protocolo de Entendimiento dejará de tener cualquier validez legal
sin necesidad de declaratoria judicial o extrajudicial
alguna.
En fe de lo cual firmamos el presente documento en triple ejemplar
en la fecha y lugar arriba señalados. Ministerio de Energía y
Minas, Ing. Emilio Rappaccioli. Grupo Unión FENOSA,
Honorato López Isla.- ENEL, Ing. Ernesto Martínez
Tíffer.- DISNORTE Y DISSUR, Danilo Lacayo Rappaccioli.-
Dirección de Defensa del Consumidor MIFIC, Lic. Haraxa
Sandino- Ing. Instituto Nicaragüense de Energía, Ing. David
Castillo.
NOTA: Validez del Acuerdo Pendiente de la firma del Anexo
número cinco.
----------------------------------------
INCORPORACIÓN DEL ANEXO NÚMERO CINCO AL PROTOCOLO DE
ENTENDIMIENTO
En la ciudad de Managua, capital de la República de Nicaragua, a
los seis días del mes de Junio del año 2008.
COMPARECEN
El Gobierno de la República de Nicaragua, representado por la
"Comisión Interinstitucional para la Negociación con Unión Fenosa
Internacional", integrada por el Ing. Emilio Rappaccioli, Ministro
de Energía y Minas, quien la preside, el Ing. Ernesto Martínez
Tíffer, Presidente Ejecutivo de ENEL y el Lic. Haraxa Sandino, en
representación de la Dirección de Defensa del Consumidor del
Ministerio de Fomento, Industria y Comercio. Acreditando su
representación de conformidad con el Decreto Presidencial Número
70-200, publicado en el Diario Oficial La Gaceta No. 138 del 23 de
julio de 2007.
Distribuidora de Electricidad del Norte, S.A. y Distribuidora de
Electricidad del Sur, S.A. representadas por su Presidente Lic.
Danilo Lacayo Rappaccioli.
Unión Fenosa Internacional, S.A., Planificación e Inversión
Estratégica, S.A. y Aplicaciones y Desarrollos Profesionales Nuevo
Milenio, S. L., sociedades españolas propietarias del 99,99% del
capital social de las Distribuidoras, representada por Ramón
Linares Morera.
Y contando con la participación del Ing. David Castillo, Presidente
del Consejo de Dirección del Instituto Nicaragüense de Energía.
ANTECEDENTES
Que en fecha veintinueve de mayo de 2008 se suscribió el "Protocolo
de Entendimiento" entre los representantes del Estado de Nicaragua
y representantes de DISNORTE y DISSUR y el Grupo Unión
Fenosa.
Que en el Protocolo de Entendimiento se estableció una Nota al
final del documento indicando que para la validez del acuerdo se
encontraba pendiente la firma del anexo número cinco.
SUSCRIPCIÓN DE ANEXO
Con base a lo anterior, en este acto los comparecientes suscriben
el Anexo Número Cinco, el cual forma parte integrante del
"Protocolo de Entendimiento", quedando satisfecha la obligación
establecida en la nota puesta al pie del mismo.
En fe de lo cual firmamos el presente documento en triple ejemplar
en la fecha y lugar arriba señalados. Ministerio de Energía y
Minas, Emilio Rappaccioli B. Grupo Unión FENOSA, Ramón
Linares Morera.-Empresa Nicaragüense de Electricidad,
Ernesto Martínez Tíffer.- DISNORTE - DISSUR, Danilo
Lacayo Rappaccioli.- Dirección de Defensa del Consumidor MIFIC,
Lic. Haraxa Sandino- Ing. David Castillo Sánchez, Presidente
Consejo de Dirección, INE.
-------------------------------------
Anexo No 5
Normas, Resoluciones y actos administrativos a
Revocar
1. Resolución No 11-INE-DGE-2004 de 23-04-2004 en la que se
ratifica la autorización dada al Gran Consumidor Industria
Cervecera, S.A. (ICSA) para la construcción y conexión de una línea
de 13.8 KV, violándose el derecho de exclusividad.
2. Resolución INE 14-12-2005 de 16-12-05 de Reforma de la Normativa
de Servicio Eléctrico para fijar pago de C$ 800 por cada reclamo
resuelto a favor de los consumidores.
3. Resolución INE-91-05-2006 de 25-05-2006, por la que se aprueba
la aplicación de la Segunda Etapa de la Normativa de Calidad del
Servicio, a partir del 01 de agosto del mismo año.
4. Resolución INE No. 140-06-2006 de 30-06-2006 que modifica el
contenido de la Resolución INE No 91-05-2006, sujetándose la
implementación de la Segunda Etapa de la Normativa de Calidad del
Servicio a la entrada en vigencia del nuevo Pliego Tarifario.
5. Resolución 107-INE-DGE-2006 de 04-07-2006 que impone descuentos
tarifarios de 1,6 MM USD a DISNORTE y 0,8 MM USD a DISSUR por
supuestos incumplimientos a la Normativa de Calidad.
6. Resolución INE-143-07-2006 de 04-07-06 que impone descuentos
tarifarios de 1,7 MM USD a DISNORTE y 1MM USD a DISSUR por cortes
de suministro.
7. Resolución 178-INE-DGE-2006 de 21-09-06 sobre cálculo de energía
no suministrada para sancionar por apagones de junio y julio de
2006.
8. Resolución INE 249-11-2006 de 07-11-06 que ordena la aplicación
de descuentos tarifarios de 0,8 MM USD en diciembre 2006 y 1,9 MM
USD en enero 2007.
9. Resolución INE 17-2003 de 25-07-03 por la que se aplica la
tarifa industrial al sector turístico.
10. Resolución INE-10-01-2006 de 27-01-2006 que desconoce los
indicadores de calidad acordados en grupo de trabajo conjunto
(empresa de distribución).
11. Resolución INE-73-04-2006 de 03-05-06 por la que no se
reconocen los desvíos cuando los precios de compra en los Mercados
de Ocasión y Regional superen los precios de los contratos de las
generadoras.
12. Resolución 79-INE-DGE-2006 de 24-05-06 que impone multas de US$
$ 100.000 a cada una de las distribuidoras por no haber repuesto
las garantías ejecutadas por los generadores.
13. Resolución 80-INE-DGE-2006 de 25-05-06 que impone multas de
50.000 USD a DN por incumplir servicio de AP en Sébaco.
14. Resolución 101-INE-DGE-2006 de 29-06-06 que impone multa de
55.000 USD a DN por incumplir servicio de AP en Matagalpa.
15. Resolución No 232-INE-DGE-2007, que impone una multa de
50,823.98 USD a DISNORTE por supuestos incumplimientos a las normas
de calidad. Marina Puesta de Sol.
16. Resolución No. 032-INE-DGE-2008 del 08 de abril de 2008,
reclamo por Daños a Embajada de Austria. Multa de Sesenta mil
quinientos cincuenta y dos dólares de los Estados Unidos de América
con treinta centavos de dólar, (US$ 60,552.30).
17. Resolución de la Contraloría General de la República del 21 de
agosto de 2006 mediante la cual denuncian de nulidad los Contratos
de Concesión de las distribuidoras.
Anexo No. 2
DISNORTE-DISSUR
Plan de Inversión 2007-2011
Managua, 18 de julio de 2007
Índice
1.- Objetivos
2.- Resumen del Plan de Inversión
3.- Plan de Inversión en lucha contra el fraude y modernización de
la medida
4.- Plan de inversión en mejora de la calidad e incremento de
capacidad en la red
4.1.- Arquitectura de red
4.2.- Telecontrol de la red, Scada y Módulo de operación
5.- Plan de Inversión en crecimiento del Mercado
6.- Plan de Inversión en atención al cliente
1.- Objetivos
Los objetivos principales del plan de inversión propuesto para el
quinquenio 2007-2011 se resumen en los siguientes puntos:
-Reducción de pérdidas no técnicas
-Crear una arquitectura energética que permita controlar la energía
que ha circulado en la red
-Mejorar la calidad de suministro
-Mejorar la operación de la red
-Adecuar la capacidad de la red existente al crecimiento vegetativo
previsto
-Posibilitar la conexión a la red de todos los nuevos suministros
que se demanden
-Mejorar la calidad de atención al cliente
2.- Resumen del Plan de Inversión
En las siguientes tablas se muestra el resumen del Plan de
Inversión 2007-2011 previsto por DISNORTE-DISSUR.
Dicho plan se estructura en 4 apartados:
1.- Lucha contra el fraude y modernización de la medida: plan
estratégico para la reducción de pérdidas
2.- Mejora de la calidad e incremento de capacidad en la red
3.- Crecimiento del mercado: posibilitar el acceso a la energía a
los nuevos clientes que la demanden
4.- Atención al cliente
En los siguientes epígrafes de este documento se desglosarán una a
una las líneas de actuación que constituyen cada uno de estos tres
apartados.
Ver Gráfico en Gaceta N° 51 del 16/03/2009, página
1530.
3.- Plan de inversión en lucha contra el fraude y modernización
de la medida
3.1.- Antecedentes:
El proyecto de "control de la energía" arranca en Abril de 2007
como continuación de los programas de reducción de pérdidas
iniciados en el año 2001 con el objeto de mejorar el indicador de
pérdidas de la compañía. La evolución del indicador de pérdidas en
los últimos tres años se muestra en la gráfica adjunta:
Ver Gráfico en Gaceta N° 51 del 16/03/2009, página
1530.
Con el propósito de aplicar de forma eficiente el plan estratégico
para la reducción de pérdidas, se ha segmentado el mercado en 4
estratos:
-Grandes Clientes: Medida Indirecta MT y BT.
-Mediana Demanda: Medida Directa con tarifa no residencial y
localidades residenciales con consumos promedios por encima de
300kWh/ mes
-Doméstico: Medida Directa tarifas residenciales
-Asentamientos y Mercados
Además de focalizar acciones en estos segmentos, existe otra línea
estratégica enfocada a asegurar el control energético en los puntos
de entrada y salida del sistema eléctrico, a partir de la
normalización de la medida de los clientes y la protección de las
redes de distribución considerando los diversos mercados atendidos
y garantizando cubrir de forma adecuada el crecimiento de la
demanda.
Las líneas maestras que rigen el desarrollo de esta estrategia
operativa son:
-Control Energético: Que permita tener los balances de energía de
las áreas energéticas y poder controlar los avances
operativos.
-Cubrir toda el área de influencia de la compañía
-Contribuir a la reducción del indicador de pérdidas en el corto
plazo
-Ser la base para consolidar la estrategia operativa en el mediano
y largo plazo
Por último, adicionalmente se plantean una serie de acciones
encaminadas a mejorar el proceso de lectura.
En el presente plan de inversión no se contemplan las acciones
dirigidas a asentamientos y mercados, ya que su naturaleza
dependerá de las conclusiones adoptadas en el grupo de trabajo que
se cree para abordar la especial problemática de este segmento del
mercado.
A continuación se presenta un cuadro resumen de las líneas de
acción previstas con su coste asociado. El plan presenta un
desglose detallado hasta 2009, para los años 2010 y 2011 se estiman
las cantidades globales disponibles para invertir en estos
temas.
En los siguientes epígrafes se realiza el análisis pormenorizado de
cada una de las diferentes líneas de acción.
Ver epígrafes en Gaceta N° 51 del 16/03/2009, página
1531.
3.2.- Análisis de las líneas de acción
3.2.1.- Mejora del control de la energía
3.2.1.1.- Instalación de
telemedida en puntos de control interno
El objetivo de este plan es disponer de las medidas necesarias para
los balances de energía, así como mantener controlados a través de
la telemedida todos los puntos fronteras, minimizando los tiempos
de análisis en el comportamiento de las variables eléctricas de los
distintos puntos de control interno (PCI) y facilitar el trabajo en
las previsiones de compra-venta de energía, pérdidas, etc.
Puntos de Control Interno (PCI): Los puntos de control interno son
todos aquellos puntos fronteras en la red de distribución (salidas
de circuitos, apoyos entre circuitos, etc.) que requieren la
instalación de medidores especiales que permitan realizar los
estudios necesarios para diseñar las acciones preventivas y
correctivas hacia la mejora de la calidad de servicio.
3.2.1.2.- Instalación de
Telemedida
Consiste en instalar los dispositivos requeridos para el acceso
remoto a los medidores de PCI y de algunos clientes (los de mayor
consumo) En los PCI, la instalación de telemedida nos permite
conocer los parámetros (corrientes, tensiones, potencias) casi en
tiempo real, permitiendo el estudio de la calidad del
servicio.
En clientes nos permite conocer los registros de consumo horarios
de sus instalaciones, demanda instantánea, y lecturas lo que
permite acortar el ciclo comercial del cliente y ofrecer una
atención personalizada de su servicio.
3.2.1.3.- Plataforma de
Telemedida:
Se trata del software que nos permitirá:
-realizar la lectura y análisis de toda la información de la
telemedida que se obtenga de los medidores de PCI o de los clientes
a los que se les haya instalado
-lanzar todas las ordenes de trabajo que se requieran para dar
tratamiento a todas las situaciones que se deriven, ya sean
actividades correctivas o preventivas y todas las tendentes a
mejorar el suministro eléctrico.
3.2.2.- Grandes clientes: normalización y segmentación de la
medida
3.2.2.1.- Instalación de
medidores de eventos
Esta línea de acción está dirigida a clientes de grandes consumos a
fin de proveer de una medición más precisa, con mayor información
(calidad de servicio, indicadores de servicio, curvas de
cargas).
Nos permitirá analizar la calidad de suministro que estamos
brindando y facilitar estudios particularizados que permitan a
nuestros clientes mejorar su eficiencia energética.
Se instalarán medidores con registro de eventos a clientes con
consumos entre 100 y 300 MWh/mes o bien que posean antecedentes de
fraudes.
3.2.2.2.- Cambio a medida
indirecta
Como parte del control y seguimiento a los clientes especiales,
definimos en este apartado el criterio de segmentación de medidas
con el fin de dejar establecido los tipos de medidas a instalar a
estos clientes. Criterios de selección:
-A todos los suministros con potencia contratada menor a los 25 kW,
se les instalará equipos de medida directa o autocontenidos.
-A todos aquellos suministros cuya potencia contratada sea mayor o
igual a los 25 kW, pero menor que los 120 kW, se les instalará
equipos de medida indirecta en B.T.
-Todos aquellos suministros cuya potencia contratada sea mayor a
los 120 kW, se les instalará equipos de medida indirecta en M.T.
Medida
Situación
Actual
Distribución
Final
Directa
2,251
1,521
Indirecta BT
1,474
2,042
Indirecta MT
452
614
Total Clientes
4,177
4,177
3.2.2.3.- Inspecciones
focalizadas
3.2.2.3.1.- Caída de consumo MT-BT
Este plan consiste en el análisis de los suministros que han
presentado decremento de consumo después de realizar la comparación
del consumo mensual respecto al mes anterior, tomando en cuenta los
días de agenda de lectura. Los suministros que presentan una baja
en más del 50% son candidatos a revisión.
3.2.2.3.2.- Decremento de consumo riego MT-BT
Este plan consiste en el análisis a los suministros con tarifa de
riegos, haciendo la comparación del consumo en el periodo
estacional (verano, época del ciclo productivo agrícola) con
respecto al año anterior. Aquellos suministros que resulten con
decrementos mayores al 50% son suministros candidatos a analizar en
escritorio y, si aplica, a revisar en campo.
3.2.2.3.3.- Afloramiento negativo
Esta línea de acción se aplica a todos los suministros que han
tenido una actividad previa en la cual se detectó una anomalía. Se
realiza la comparación del consumo mensual (teniendo en cuenta los
días facturados) con respecto al año pasado, después de ejecutada
una acción de corrección de la anomalía y los suministros cuyo
resultado sea un afloramiento negativo son candidatos a
revisión.
3.2.2.3.4.- Consumo cero MT-BT
En esta casuística consiste en la revisión de los suministros que
resulten con consumo cero en el mes, previo análisis que consiste
en la selección de aquellos que se encuentren en situación correcta
facturados con consumo cero y en los meses anteriores hayan
presentado consumo.
Estos suministros se comparan con los suministros que presentan
anomalías de lectura y se excluyen aquellos en que el lector
reporte "finca deshabitada".
Los suministros restantes se revisan en campo.
3.2.2.4.- Revisiones
sistemáticas
En cualquier caso a los grandes clientes se les realizarán
revisiones periódicas todos los años para asegurar el perfecto
estado de su acometida y del equipo de medida.
3.2.2.5.- Unificación de
Medida
Este plan consiste en realizar la unificación en un solo
suministro, con una única alimentación, de varios suministros de un
mismo cliente ubicados en un mismo predio, con el objetivo
de:
-poder brindar mejor atención
-disminuir los posibles puntos de falla de la red
-eliminar alto riesgo de fraude
3.2.3.- Mediana demanda: normalización y segmentación de la
medida
3.2.3.1.- Cambio a medida
indirecta
El objetivo principal de este plan es mejorar la calidad de
medición de energía, de manera que se reduzca la cantidad de fallas
en los suministros por falsos contactos por altas cargas o altas
comentes de arranque. Para lo cual instalamos una medida indirecta
en BT y dejamos de utilizar la medida directa.
3.2.3.2.- Cambio de medida
en clientes comerciales
Con motivos de medir la precisión de los medidores Sangamos
(considerados como la marca con mayor representatividad en
medidores obsoletos) se seleccionó una muestra de 320 medidores los
cuales serán sometidos a pruebas de precisión, marcha en vacío y
arranque. La determinación de estas pruebas determinará el volumen
de medidores a restituir.
3.2.3.3.- Sustitución de
medidores de elemento y medio en la red trifásica
3.2.3.3.1.- Medidor averiado
Esta actividad se deriva de la anomalía de lectura 25 -"Medidor
Averiado", está anomalía tiene una prioridad alta debido a que en
la mayoría de los casos la lectura recuperada en estos medidores no
corresponden al consumo real del cliente.
3.2.3.3.2.- Medidor pantalla apagada y suministro con
energía
Esta acción al igual que la anterior se deriva de anomalías de
lectura. En esta anomalía el lector logra detectar que el cliente
posee energía eléctrica pero que el aparato de medida no refleja
lectura lo cual impide la correcta facturación del cliente.
3.2.3.3.3.- Reubicación de medidor
Con objeto de asegurar la correcta captación de lecturas, esta
línea contempla la aplicación del capítulo 5.3 de la N.S.E. El cual
contempla que el cliente debe proveer sin costo un lugar apropiado
y de fácil acceso en la pared exterior de las edificaciones.
3.2.3.3.4.- Denuncias
Bajo esta línea se realizarán las siguientes acciones:
-Establecer un link de la página Web de DISNORTE DISSUR para
registrar denuncias externas.
-Adquirir la sistemática de que todo el personal de campo y de
oficina se comprometa a reportar fraudes:
Personal de Campo 1 denuncia por día.
Personal de Oficina 2 semanal.
3.2.3.3.5.- Presunto fraude
De los reportes de la anomalía de lectura en área central se
analizan los siguientes datos:
-Códigos y comentarios correspondientes a la anomalía.
-Validación de Suministros con variación de consumo.
3.2.3.3.6.- Consumo cero MT-BT
En esta casuística consiste en la revisión de los suministros que
resulten con consumo cero en el mes, previo análisis que consiste
en la selección de aquellos que se encuentren en situación correcta
facturados con consumo cero y en los meses anteriores hayan
presentado consumo.
Estos suministros se comparan con los suministros que presentan
anomalías de lectura y se excluyen aquellos en que el lector
reporte "finca deshabitada".
Los suministros restantes se revisan en campo.
3.2.3.3.7.- Consumo por debajo del promedio
En el análisis de esta línea se toman en cuenta:
-Desviación del 50% del consumo por día en base al mismo período en
diferentes años.
-Desviación del 50% del consumo por día en base al consumo promedio
de la localidad en el mes en análisis.
3.2.3.3.8.- Clientes reincidentes
Esta casuística afecta a clientes que reinciden en fraudes. Después
de corregida la anomalía ocasionada por el cliente se analiza el
comportamiento del consumo en los meses posteriores comparando con
la estadística de fraudes mensual. Los que bajan su consumo son
candidatos a revisión inmediata.
En el análisis de esta línea se toman en cuenta:
-Clientes que poseen facturación de energía sustraída a lo largo
del año.
-Desviación del 40% menos del consumo del mes en análisis respecto
al consumo promedio después de corregir la anomalía.
3.2.3.3.9.- Prelecturas
Se realizarán prelecturas de rutas de lectura a fin de comprobar
que el consumo es constante y que no presenta "huecos" que sean
indicativos de fraudes temporales en algunas fases del ciclo de
lectura (un mes).
3.2.3.3.10.- Inspecciones nocturnas
Teniendo como base a la experiencia y el conocimiento técnico que
poseen las diferentes áreas se crean inspecciones nocturnas en
todas aquellas localidades que concentran una gran cantidad de
comercios o bien que se sospechan una gran variedad de conexiones
ilegales.
3.2.3.4.- Revisiones
sistemáticas a equipos de medida
Este plan consiste en la revisión de los suministros con medida
indirecta y semindirecta una vez al año con el propósito de
detectar posibles fraudes que impidan el registro real del consumo,
así como anomalías que afecten el funcionamiento del equipo.
Para la selección de estos suministros se harán un análisis mensual
en la base de datos.
3.2.4.- Domésticos
3.2.4.1.- Protección de
red secundaria
Esta línea de actuación consiste en remodelar la red de BT y MT
existente por configuraciones de red especiales que:
-disminuyan los fallos de servicio por redes obsoletas y en mal
estado
-dificulten la posibilidad de realizar fraude mediante conexiones
directas en la red
3.2.4.2.- Cambio de medida
en clientes residenciales
Con motivos de medir la precisión de los medidores Sangamos
(considerados como la marca con mayor representatividad en
medidores obsoletos) se seleccionó una muestra de 320 medidores los
cuales serán sometidos a pruebas de precisión, marcha en vacío y
arranque. La determinación de estas pruebas determinará el volumen
de medidores a restituir.
4.- Plan de inversión en mejora de la calidad e
incremento de capacidad en la red
4.1.- Arquitectura de red
El objetivo final que tiene determinar la arquitectura de red ideal
de una red de distribución es conseguir una red altas prestaciones
en términos de pérdidas técnicas, operación, mantenimiento y
garantía y calidad de suministro.
Para realizar esta tarea se ha de partir de unos criterios de base
que determinarán la arquitectura de red ideal, estos criterios son
los siguientes:
· Segmentación de mercados
· Exigencias regulatorias en materia de calidad
· Garantizar el crecimiento vegetativo
· Garantía de suministro
· Mínimas pérdidas
· Carga máxima prevista en torno al 70% de la capacidad nominal de
las líneas
La metodología que se emplea se puede resumir en las siguientes
ideas:
· Definición del dominio eléctrico de cada subestación
· Asignación de los tramos de red a una subestación
· Urbano: Configuración de estructuras básicas con horizonte 5
años
· Rural: Definición de las líneas principales, derivadas,
subderivadas y racimos
· Definición de puntos de apoyo
· Definir elementos de corte y señalización en líneas principales,
derivadas, subderivadas y racimos
· Identificar supresión de elementos de corte y señalización
situados en lugares inadecuados
· Diseño de apertura de puentes y supresión de enlaces entre líneas
no previstos en el modelo.
· Instalación y modificación de elementos
· Ordenación y adecuación de líneas (carga máxima prevista en torno
al 70% carga capacidad nominal de las líneas)
· Agrupación por mercados
En las siguientes páginas se muestra el detalle de las obras de
arquitectura de red planteadas para los años 2007 y 2008:
· Listado de actuación y coste estimado
· Listado de actuaciones y unidades físicas instaladas y
desinstaladas
Ver Cuadro en Gaceta N° 51 del 16/03/2009, página
1533.
La inversión estimada para completar la arquitectura de red en los
años 2009, 2010 y 2011 se estima en 2.000.000 US$ anuales.
Ver Cuadro en Gaceta N° 51 del 16/03/2009, página
1533.
Como complemento a esta información se adjunta como anexo I a este
documento el libro de arquitectura de red, en el que se puede
observar los detalles concretos de cada una de estas
actuaciones.
4.2.- Telecontrol, Scada y Módulo de Operación
Con el objetivo de mejorar el tiempo de respuesta ante incidencias
y la seguridad en la operación de la red, y por tanto mejorar la
calidad de servicio al cliente, se determina la necesidad de:
-Telecontrolar los interruptores de las posiciones de subestación,
así como otros elementos singulares de la red.
-Implantar un sistema Scada (Supervisory Control And Data
Adquisition)
-Implantar un sistema informático que ayude a la operación de la
red
4.2.1.- Telecontrol
Las inversiones previstas en este punto corresponden a las
actuaciones detalladas en el cuadro adjunto, que se realizaría en
su integridad en 2008.
Ver Cuadro en Gaceta N° 51 del 16/03/2009, página
1534.
4.2.2.- Scada
SCADA viene de las siglas de "Supervisory Control And Data
Adquisition", es decir: adquisición de datos y control de
supervisión. Se trata de una aplicación software especialmente
diseñada para funcionar sobre ordenadores en el control del
funcionamiento de la red, proporcionando comunicación con los
dispositivos de campo y controlando el proceso de forma automática
desde la pantalla del ordenador. Además, provee de toda la
información que se genera en el proceso productivo.
Todo esto se ejecuta normalmente en tiempo real, y están diseñados
para dar al operador de planta la posibilidad de supervisar y
controlar las operaciones.
La implantación de esta herramienta está prevista para 2008, con un
coste estimado de 100.000 US$.
4.2.3.- Módulo de operación
Se trata de una aplicación software especialmente diseñada para
enlazar de forma automática la gestión de avisos recibidos en a
oficina telefónica con la operación de la red y las incidencias
detectadas, de forma que permitirá dar una respuesta más ágil y
efectiva a nuestro clientes.
La implantación de este módulo está prevista para el 2008, con un
coste estimado de 40.253 US$
5.- Plan de Inversión en crecimiento del Mercado
Se estima en base a los históricos que será necesario destinar a
anualmente alrededor de 1.500.000 US$ desde 2007 a 2011 para
asegurar la conexión a la red de las nuevas solicitudes de
suministro que se produzcan durante este tiempo.
6.- Plan de Inversión en atención al cliente
Se pretende incrementar la calidad de la lectura y optimizar el
reparto de la factura así como la atención sectorizada y ordenada
de los cortes por impago.
Para su cumplimiento se han propuesto realizar las siguientes
actividades:
1. Modificar de la guía de anomalías de lectura.
2. Incluir los consumos fijos en itinerarios de lectura.
3. Adecuar los Callejeros (Corrección de Localidad, dirección,
Centro de Lectura, rutas, etc.).
4. Adquirir nuevos terminales portátiles de lectura (TPL), e
implantar la nueva tecnología en TPL.
6.1.- Anomalías de lectura
Se procedió a crear una nueva guía de anomalías de lectura con el
objetivo de utilizar un procedimiento más claro en la aplicación de
códigos y comentarios adicionales para su tratamiento, que refleje
mejora la realidad encontrada en campo.
6.2.- Inclusión de consumos fijos en itinerarios
El objetivo de incluir los consumos fijos en los itinerarios de
lectura es garantizar una correcta ubicación de la finca,
obteniendo de esta manera el éxito de los procesos comerciales de
distribución de facturas, cobro, suspensión y detección de nuevos
suministros, entre otras.
6.3.- Modificación del callejero
A partir de la correcta asociación se pretende garantizar la
precisión en la ubicación de las fincas en localidades e
itinerarios, buscando coherencia entre el terreno y el SCG, así
como asegurar la toma de lectura de forma concentrada a nivel de
localidades con el fin de optimizar procesos operativos en campo
tal es el caso de la generación de los cortes.
6.4.- Adquisición de nuevos terminales portátiles de
lectura
Adquisición de nuevas Terminales Portátiles de Lectura MC7090, con
una tecnología distinta a las que poseemos actualmente.
Los beneficios que proporcionarán estos equipos son los
siguientes:
-Recopilación de datos a prueba de errores y automática, y aumento
de la productividad.
-Flexibilidad para adaptarse a las diversas necesidades de las
aplicaciones y los usuarios.
-Gran potencia para aguantar turnos de trabajo completos en
prácticamente cualquier entorno.
-Máxima flexibilidad en el uso de aplicaciones
-Memoria multimedia persistente integrada y certificación de
seguridad FIPS-140-2.
ANEXO 4
CONCILIACIÓN Y COMPENSACIÓN DE DEUDAS ENTRE GOBIERNO Y LAS
DISTRIBUIDORAS DISNORTE-DISSUR SALDOS AL 31 DE MARZO 2008
Ver Cuadro en Gaceta N° 51 del 16/03/2009, página
1534.
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