Proyecto de Ley 729.

Resumen.

El proyecto modifica el Texto Único de la Ley 6 de 3 de febrero de 1997 para distinguir generación, transmisión, distribución y comercialización, e incorporar la generación distribuida y el uso eficiente de la energía. Amplía las definiciones de agentes del mercado, clientes elegibles, comercializadores, prosumidores, medición neta e ingresos regulados anuales. Los agentes de transmisión y distribución presentarían a la Autoridad Nacional de los Servicios Públicos planes vinculantes de modernización, expansión y mantenimiento, con horizonte de cinco años y revisión anual. La Autoridad decidiría motivadamente dentro de sesenta días calendario, sin aprobación automática por vencimiento del plazo. Publicaría indicadores trimestrales de calidad y disponibilidad, incluidos SAIDI y SAIFI para distribución, y determinaría mediante un procedimiento auditable la responsabilidad por interrupciones. Podría ordenar planes de remediación ante incumplimientos.

La Autoridad Nacional de los Servicios Públicos recibiría facultades para auditar agentes, acceder a sus sistemas, ordenar compensaciones automáticas, fiscalizar comercializadores independientes y publicar estadísticas trimestrales. Su gestión eléctrica e independencia técnica serían objeto de auditoría externa anual; presentaría los resultados ante la Comisión de Comercio y Asuntos Económicos de la Asamblea Nacional. El proyecto separa las funciones decisorias de política energética, regulación y representación accionaria estatal. El Órgano Ejecutivo reglamentaría las incompatibilidades dentro de seis meses. Los representantes estatales en juntas directivas acreditarían méritos y experiencia; los ministros y viceministros en ejercicio quedarían excluidos.

Para las concesiones de distribución, mantiene el término de quince años y el proceso competitivo previo a su vencimiento para vender un bloque no menor del 51 % de las acciones. Los nuevos pliegos y contratos incluirían metas de calidad, inversiones verificables, capacidad de mantenimiento, atención al cliente y garantías. La metodología de valoración se publicaría al menos seis meses antes de la convocatoria; habría valuador independiente y precalificación técnica y financiera. La Autoridad podría excluir ofertas económicamente insostenibles e inhabilitar para el proceso siguiente a concesionarios con determinadas decisiones o sanciones firmes, mediante procedimiento con derecho de defensa. Los costos de adquisición accionaria quedarían fuera de la base regulatoria y de las tarifas.

La comercialización independiente requeriría licencia. Las distribuidoras que también comercialicen separarían contabilidad, funciones, sistemas y facturación dentro de seis meses. El Centro Nacional de Despacho conservaría la operación integrada dentro de la empresa de transmisión, con independencia técnica y funcional, separación administrativa y publicación de decisiones y costos de despacho. Su estructura se adecuaría dentro de doce meses. Las redes de distribución admitirían acceso neutral para clientes elegibles, comercializadores, generadores y prosumidores. Un Código de Conducta Comercial regularía información, datos y portabilidad. La elección de comercializador comenzaría con clientes de demanda igual o superior a cien (100) kilovatios (kW), bajaría a cincuenta (50) kilovatios (kW) desde el segundo año y podría ampliarse desde el tercero. Una plataforma administrada por el Centro Nacional de Despacho permitiría cambios en no más de cuarenta y ocho horas y operaría dentro de dieciocho meses. Habría un comercializador de último recurso por zona de concesión.

Las tarifas separarían energía, redes, comercialización y operación integrada; los cargos de distribución serían equivalentes cualquiera que sea el comercializador. Se excluirían sobrecostos por incumplimientos, compras contrarias a procedimientos competitivos, restricciones injustificadas y gestión ineficiente. Los clientes elegibles podrían negociar el suministro. El proyecto prohíbe barreras injustificadas a la portabilidad, discriminación en redes y uso de información de red para favorecer comercializadores vinculados. La Autoridad contaría con una instancia especializada de reclamos y expediente electrónico. Resolvería en treinta días calendario, prorrogables una vez por igual término; ciertas pretensiones cuantificables se entenderían acogidas al vencer el plazo bajo las condiciones previstas.

Se incorporan infracciones por incumplir inversiones o remediaciones, obstaculizar auditorías, discriminar, vulnerar la separación de actividades y manipular información. Se clasifican en leves, graves y muy graves; las multas se calcularían sobre ingresos regulados anuales o, para actividades competitivas, ingresos brutos de la actividad eléctrica. Su importe se destinaría prioritariamente a compensar usuarios afectados. El cliente podría instalar generación distribuida renovable y limpia. Se establecen categorías por capacidad, trámites de interconexión, medición neta, créditos, venta de excedentes y modalidades comunitarias y remotas. La capacidad de alojamiento tendría pisos del dieciséis por ciento (16 %) de la demanda máxima anual y cinco por ciento (5 %) del consumo máximo anual; la Autoridad y las distribuidoras publicarían datos semestrales.

Las distribuidoras y comercializadores independientes destinarían anualmente cero punto cinco por ciento (0.5 %) de sus respectivos ingresos indicados en el proyecto a programas de eficiencia, con consultas de consumo, diagnósticos y orientación para clientes, pequeñas y medianas empresas, propiedades horizontales y condominios. El aporte mínimo no se trasladaría adicionalmente a los clientes. Una reducción explicable del consumo no bastaría por sí sola para iniciar una investigación por irregularidad. Habría informes anuales y fiscalización coordinada con la Secretaría Nacional de Energía. El contenido interesa a empresas eléctricas, usuarios, cooperativas, comercios y agrupaciones residenciales de Panamá.