Glosario de terminos

  1. Actualización Tarifaria: Es el proceso que corrige las distorsiones de parámetros previos utilizados en los cálculos tarifarios, frente al comportamiento real de los mismos. En este sentido, la actualización implica la verificación de los estimados utilizados para los cálculos del Pliego Tarifario de los Servicios Públicos de Transmisión, por efecto de cambios en los factores y coeficientes de ajuste estructural (CAES).

  2. Agentes de Mercados: Empresas generadoras, cogeneradoras, autogeneradoras, transportistas, distribuidoras, los grandes clientes y las interconexiones internacionales. 

  3. Ajuste por Demanda Máxima Anual No Coincidente (DMANC): Es la facturación de los Cargos por Uso del Sistema Principal de Transmisión, correspondientes a la Demanda Máxima Anual No Coincidente (DMANC) real y adicional al valor previsto en los cálculos tarifarios. 

  4. Ajuste por Potencia Anual Máxima Inyectada (PAMI): Corresponde a la potencia (MW) facturada como ajuste por incrementos de potencias máximas inyectadas por los generadores, respecto al valor previsto, el cual fue estimado e informado por los agentes, al inicio del periodo tarifario, para los cálculos tarifarios.

  5. Alternativas de Reposición: Son las diferentes opciones que permiten garantizar el buen desempeño de los equipos,  asegurar la vida útil de los activos involucrados y  disminuir la probabilidad de fallas en el sistema eléctrico.

  6. ASEP: Es el Ente Regulador de los Servicios Públicos, entidad creada por la Ley 26 de 1996. Es reemplazado por la Autoridad Nacional de los Servicios Públicos (ASEP) mediante el Decreto ley No. 10 de 22 de febrero de 2006. 

  7. Autogeneradoras: Persona natural o jurídica que produce y consume energía eléctrica en un mismo predio, para atender sus propias necesidades y que no usa, comercializa o transporta su energía con terceros o asociados; pero que puede vender excedentes a ETESA y a otros Agentes del Mercado. 
  8. CAES: Coeficiente de Ajuste Estructural que considera las variaciones en las fechas de ingreso o egreso efectivo de un equipo, las variaciones en la demanda y/o capacidad instalada y las variaciones en las estimaciones de los costos de generación obligada u otros costos adicionales del mercado mayorista, relacionados a la aplicación del criterio de seguridad n-1 adoptado en este Reglamento, entre otras variables a actualizar. 

  9. Cálculos de balance de ingresos regulados: Se refiere a los cálculos del monto del último ajuste de Ingreso Máximo Permitido del Sistema Principal de Transmisión (IMPSPT) correspondiente a un periodo tarifario.  Este ajuste es producto de la diferencia del IMPSPT aprobado que fue determinado con variables previstas, menos el IMPSPT calculado, con base en los valores reales de las variables (ocurridas durante los últimos 18 meses calendarios de un periodo tarifario). 

  10. Capacidad de Transformación del Sistema Interconectado Nacional – Sub Estaciones Conectadas al Sistema Principal de Transmisión: Este concepto hace referencia a las características técnicas que poseen los transformadores existentes localizados en las diversas sub estaciones de ETESA. 

  11. Capacidad facturada: Capacidad instalada utilizada  por ETESA, en los cálculos de las  liquidaciones mensuales de los cargos por servicios de transmisión, los cuales a su vez conforman la información base, para la facturación mensual a los generadores.

  12. Capacidad prevista: Capacidad instalada (MW) determinada e informada formalmente, a ETESA, por los agentes productores, e incorporada a los cálculos tarifarios (IMP y cargos) al inicio de cada periodo tarifario.

  13. Cogeneradoras: Persona natural o jurídica que produce energía eléctrica como subproducto de un proceso industrial y cuya finalidad primaria es producir bienes o servicios distintos a energía eléctrica. Puede vender energía eléctrica a la Empresa de Transmisión y a otros agentes del mercado. 

  14. Comparadores de Costos Eficientes: Los comparadores son indicadores de eficiencia económica, mediante los cuales, el Regulador (ASEP) definen los topes del  ingreso a remunerar.

  15. Costo de Energía: Es la consideración de los costos de la energía, al momento de que falle algún activo involucrado y  el impacto directo sobre las áreas y poblaciones atendidas por los equipos pendientes de reposición; el cual conlleva  penalizaciones económicas por energía no servida y pagos en concepto de generación obligada y desplazada. 

  16. Costo de Falla: Es el costo de energía no suministrada por interrupciones al servicio, que se calculará basándose en la metodología que sea establecida. Es  una medida en unidades monetarias del daño económico  que sufren los consumidores, producto de la reducción de la calidad de servicio y en especial por la energía no suministrada. 

  17. Costo Directo de Construcción: Es el cargo aplicable al proceso de construcción: suministro, obras civiles y el montaje/ desmontaje.

  18. Costos de administración  (ADM) eficientes: Porcentaje aplicable al activo fijo bruto eficiente del sistema principal de transmisión y de conexión, puesto en operación comercial.

  19. Costos de operación y mantenimiento (OYM) eficiente: Porcentaje aplicable al activo fijo bruto eficiente del sistema principal de transmisión y de conexión, puesto en operación comercial.

  20. Costos Indirectos de Construcción: Son los gastos generales no incluidos en los costos directos necesarios para la ejecución de los trabajos que realiza el contratista: diseño, planes de  mitigación de impacto ambiental, adquisición de servidumbre, Estudio de impacto ambiental (EIA), gasto administrativo de ETESA, ingeniería, inspección, gasto financiero, gastos legales, etc.

  21. Cronograma de Desembolso Típico: Corresponde al tiempo total de construcción del proyecto, desde el inicio de las obras de infraestructura hasta su entrada en operación comercial. 
  22. Daños colaterales: Es la evolución económica de las afectaciones secundarias originadas por la aparición de fallas graves de un activo (explosivo) que inciden sobre otros equipos ubicados en su cercanía. 

  23. Demanda facturada: Demanda máxima (MW) utilizada por ETESA, en los cálculos de las  liquidaciones mensuales de los cargos por servicios de transmisión, los cuales a su vez conforman la información base para la facturación mensual a las distribuidoras y los Grandes Clientes, durante un periodo tarifario determinado.

  24. Demanda Máxima Mensual del Sistema Principal de Transmisión (MW): Consumo máximo de potencia eléctrica registrado en un período de tiempo determinado. 

  25. Demanda prevista: Demanda máxima (MW) estimada e informada formalmente a ETESA, por las empresas Distribuidoras como responsables de los consumidores regulados y por los Grandes Clientes que participan en el Mercado Mayorista,  aprobada por la ASEP e incorporada en los cálculos tarifarios (IMP y cargos), al inicio de cada periodo tarifario.

  26. Depreciación: La depreciación (DEP) es la remuneración  del costo de capital invertido, calculado con base en un porcentaje anual aplicable al valor original de los activos del sistema principal de transmisión puestos en operación comercial, según la metodología establecida en el Sistema de Contabilidad Regulatoria aprobada por la ASEP. 

  27. Distribuidor: Persona natural o jurídica, titular de una concesión para la prestación del servicio público de distribución, definido en el Artículo 88 de la Ley N° 6. 

  28. Duración de Fallas: Es el tiempo necesario para la puesta en servicio del equipo que ha presentado una falla; considerándose,  al ser necesario  un nuevo equipo, el tiempo desde que se decide solicitar su adquisición hasta su puesta en operación.
  29. El Reglamento de Transmisión (RT): Es el documento oficial que compendia la regulación aplicable a las empresas que brindan el servicio público de transmisión en alta tensión (115 a 230 KV), define los derechos y obligaciones, el libre acceso, las normas de calidad de servicio, la planificación y la expansión, el régimen tarifario, la separación de actividades y el sistema de liquidación y cobranza, todo ello en el marco de las leyes y demás reglas de derecho, aprobado por la Autoridad de los Servicios Públicos (ASEP) mediante la Resolución No. JD-5216, de 14 de abril de 2005 y sus modificaciones posteriores.

  30. Energía Desplazada: Corresponde a aquella generación que no pudo ser entregada según lo indicado en el Despacho Económico, por alguna restricción ocasionada por un tercero. 

  31. Energía Entregada por la Empresa de Transmisión para el Sistema Interconectado Nacional (GWh): Cantidad de energía entregada en el punto de entrega (subestación), dada en GWh.

  32. Energía no Servida: Energía que no podrá ser suministra por déficit en la capacidad de suministro disponible a los usuarios del sistema eléctrico nacional. También se define como  la reducción en la calidad del servicio por causa de la falta de continuidad del servicio eléctrico.

  33. Energía Obligada: Es aquella que se produce por motivos distintos al Despacho Económico, alterando el orden de entrada de las unidades generadoras; presentándose debido a restricciones de diferentes índoles en el sistema, las cuales obligan al CND a incorporar otros generadores a la operación integrada para mantener los requisitos técnicos de una operación del sistema en forma confiable, segura y de calidad.

  34. Energía Recibida por la Empresa de Transmisión para el Sistema Interconectado Nacional (GWh): Cantidad de energía recibida por la empresa de transmisión, dada en GWh. 

  35. Escenario de Proyección: Es el conjunto de hipótesis cualitativas y cuantitativas, que condicionan el comportamiento esperado de las variables explicativas del ingreso a proyectar. 
  36. Fecha de Instalación: Es la fecha correspondiente a la entrada  en operación comercial del activo.

  37. Fechas Previstas: Fechas de inicio de operación comercial de los proyectos de inversión comprometidos en tarifas, programadas inicialmente en el Plan de Expansión, actualizadas e incorporadas en los cálculos tarifarios (IMP) al inicio de cada periodo tarifario. 

  38. Fechas Reales: Fechas de inicio de operación comercial reales de los proyectos de inversión ejecutados, corroborados por documentación de libranzas o con actas de recibido conforme, según sea el caso.

  39. Flujo de Desembolso: Se refiere a la salida programada de efectivo que se produce, durante la  ejecución del proyecto,  según el cronograma de ejecución.
  40. GA: Sigla que forma parte de la fórmula del Ingreso Máximo Permitido; la misma representa los gastos adicionales que paga ETESA al mercado mayorista de electricidad, en conceptos asociados a la actividad de transmisión eléctrica como la generación obligada entre otros cargos, los cuales deben ser sometidos a la aprobación de la ASEP, para su recuperación en tarifas, cuando los mismos son justificados.

  41. Generación Obligada: Son los sobrecostos del despacho de generación  que paga ETESA, al mercado mayorista de electricidad (relacionados con la operación del sistema de transmisión y  la aplicación del criterio de seguridad n-1 adoptado en el Reglamento de Transmisión.  

  42. Generadoras: Persona natural o jurídica que produce energía eléctrica para ser comercializada.

  43. Gran Cliente: Persona natural o jurídica, cuyas compras de electricidad se pueden realizar a precios acordados libremente o acogerse a las tarifas reguladas, según las leyes y reglamentos vigentes. 

  44. Índice de Escalamiento: Es el ajuste realizado al costo de  un activo en lo que a precio se refiere, debido al efecto inflacionario. 
  45. Índice de Precios al consumidor (IPC): Es un indicador económico que permite conocer la variación de los precios de un conjunto de bienes y servicios que consume habitualmente un grupo representativo de familias de diversos estratos socioeconómicos. 

  46. Informe Estadístico E-120T: Formulario con información estadística referente a aquellas operaciones que efectúan todos los prestadores del servicio público de electricidad, tales como los que realicen o estén en condiciones de realizar, actividades de generación, transmisión y/o distribución de energía eléctrica destinada a la compra y al uso de terceros.

  47. Ingreso Máximo Permitido (IMP): Monto máximo de remuneración por los servicios que suministra ETESA, provenientes de los cargos  o tarifas que deberán pagar los usuarios de la red de transmisión, por el acceso y uso de la red de transmisión y por los servicios de operación integrada, administración del mercado eléctrico y por los servicios de la red meteorológica e hidrológica. 

  48. Interconexión Internacional: Conjunto de transacciones relacionadas con la transferencia de energía y potencia entre países.

  49. Inversión comprometida en tarifas: Corresponde a los proyectos de inversión, los cuales deben someterse anualmente a la aprobación de la ASEP, en el Plan de Expansión y son de obligatorio cumplimiento.

  50. Inversión Diferida: Corresponde al monto de la inversión ajustada a la fecha esperada de entrada de operación comercial atreves de la utilización de índice de escalamiento; incorporándose así el efecto del dinero en el tiempo. 

  51. Inversión Estimada: Fondos requeridos para la ejecución de un proyecto de inversión. 
  52. La capacidad instalada: Es la potencia eléctrica máxima que el conjunto (máquina motriz/generador) está en capacidad de producir en forma continua bajo condiciones normales, y por lo tanto, tiene que respetar las limitaciones que cualquiera de estos componentes impone al conjunto. 

  53. Líneas de Transporte de Energía Eléctrica: Medio físico mediante el cual se realiza la transmisión de la energía eléctrica a grandes distancias.
  54. Mantenimiento Correctivo Programado: Son todos los trabajos de corrección que provienen de las guías de inspección, o bien de solicitudes hechas por los jefes y supervisores del área, comprendiéndose así la corrección de defectos que han presentado los equipos. 

  55. Mantenimiento predictivo: Es aquel que se realiza para determinar el estado y operatividad de los equipos.  Por  un lado se  utilizan equipos y aparatos de medición para recolectar información de las condiciones del equipo y por otro lado se observan  las tendencias del comportamiento de dichas condiciones para su control y seguimiento. 

  56. Mantenimiento preventivo: Es aquel que se realiza en base a un programa de revisiones pre-establecidas, con el fin de prevenir la ocurrencia de fallas atreves de la detección de daños incipientes o problemas potenciales con los equipos; solucionándolos de una vez o programando su reparación.

  57. Mapa de la ubicación regional de las instalaciones: Representación gráfica de la ubicación territorial de las generadoras y distribuidoras a nivel nacional.
  58. Nivel Isoceráunico: Es el número promedio de días al cabo del año en los que hay tormenta. 
  59. Periodo tarifario: Período de cuatro (4) años de vigencia de las fórmulas tarifarias, mediante las cuales se determinan el Ingreso Máximo Permitido y el Pliego Tarifario, de acuerdo a lo establecido por la Ley 6 de 1997.

  60. Plan de Expansión del Sistema de Transmisión (PEST): Es el programa de inversiones necesarias para la expansión de la red de transmisión, de las comunicaciones del Sistema Interconectado Nacional y de la planta general de ETESA, revisado anualmente por la Gerencia de Planeamiento y sometido a la aprobación de la ASEP. 

  61. Probabilidad de Fallas Acumulada: Es la relación  acumulada, en el tiempo de las fallas a las que está expuesto el activo, durante toda su vida útil.

  62. Probabilidad de Fallas: Método estadístico que permite cuantificar  la probabilidad que ocurra una falla asociadas a parámetros como la vida útil promedio del activo y los años de explotación a la fecha del estudio.

  63. Proyección de Ingresos: Se refiere al estimado de los montos de ingresos, que puede lograr la empresa, en un horizonte de tiempo definido. 
     
  64. Proyectos de inversión comprometidos en Tarifas: Los proyectos de inversión consignados en la hoja “Plan de Expansión” del Modelo de Ingreso Máximo Permitido aprobado, para cada periodo tarifario, son de obligatorio cumplimiento, en tiempo oportuno para garantizar los ingresos de ETESA.  En consecuencia, las fechas de inicio de operación comercial previstas de dichos proyectos se constituyen en un compromiso y, corresponde a los datos de mayor importancia de revisión en los cálculos de cierre de periodo tarifario.
  65. Remanente: Es el monto a recuperar o devolver por ETESA, durante el próximo período tarifario, debido a variaciones o desviaciones de las variables estimadas que fueron utilizadas para determinar el Ingreso Máximo Permitido (IMP) de un periodo, frente a los resultados reales, para garantizar la viabilidad técnica y económica del sistema de transmisión y el cobro justo por el servicio brindado. Este ajuste de cuentas final de ingresos, constituye un saldo remanente de cuentas por pagar o cobrar de cada periodo, el cual se cancela, en el siguiente periodo tarifario.

  66. Rentabilidad permitida (RRT): Es la remuneración de la ganancia del capital invertido, calculada con base en la tasa autorizada por la ASEP, según la Ley No. 6 de 3 de febrero de 1997, aplicable al valor neto de los activos puestos en operación comercial. 

  67. Reposición de un Activo: Reemplazo de aquel activo cuyo rendimiento ha disminuido en el tiempo o está predispuesto a presentar fallas,  debido a la  discontinuidad de piezas por parte de las empresas fabricantes, desgaste natural u obsolescencia tecnológica. 
  68. Sector Eléctrico: Está conformado por las empresas, instituciones y autoridades relacionadas con las actividades de generación, transmisión, distribución y comercialización de energía eléctrica, destinadas a la prestación del servicio público de electricidad. 

  69. Sistema Interconectado Nacional (SIN): Es el conjunto de centrales de generación, líneas y redes de transmisión y distribución de electricidad y sus instalaciones complementarias que se encuentran interconectadas, en un solo sistema a nivel nacional, sin distinción de las personas públicas y privadas a quienes pertenezcan.
  70. Transporte de Energía del Sistema Principal de Transmisión (MWh): Energía transportada desde el punto de salida de los generadores hasta los puntos de entrega de los distribuidores. 

  71. Transportistas: Persona natural o jurídica titular de una concesión para la transmisión de energía eléctrica. 
  72. Valor Neto: Valor  final, por el que un bien  figura en el balance tras deducir las depreciaciones, del costo original del activo.

  73. Vida Útil Promedio: Es el valor estadístico obtenido a partir de las curvas de probabilidad de vida para cada bien.

  74. Vida útil remanente: Es el periodo probable o años que se le estima funcionará el activo,  luego de restar del mismo los años  de explotación a la fecha del análisis,  dentro de los límites de eficiencia productiva, útil y económica.

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