101756 Background Paper  INTERNATIONAL EXPERIENCE WITH PRIVATE SECTOR PARTICIPATION IN POWER GRIDS PHILIPPINES CASE STUDY ESMAP Mission    The Energy Sector Management Assistance Program (ESMAP) is a global knowledge and  technical assistance program administered by the World Bank. It provides analytical and  advisory services to low‐ and middle‐income countries to increase their know‐how and  institutional capacity to achieve environmentally sustainable energy solutions for  poverty reduction and economic growth. The SIDS DOCK Support Program is funded by  Denmark and Japan.      Copyright © July 2012  The International Bank for Reconstruction  And Development / THE WORLD BANK GROUP  1818 H Street, NW | Washington DC 20433 | USA      Cover image: ©iStock  Written by Rauf Abubaakar Tan    For Victor Loksha, Energy Sector Management Assistance Program (P146042)  See synthesis report (No. 99009):  World Bank. 2015. Private Sector Participation in Electricity Transmission and  Distribution: Experiences from Brazil, Peru, the Philippines, and Turkey. Energy Sector  Management Assistance Program (ESMAP) Knowledge Series No. 023/15. Washington,  DC: World Bank Group.   https://hubs.worldbank.org/docs/imagebank/pages/docprofile.aspx?nodeid=24933178   Energy Sector Management Assistance Program (ESMAP) reports are published to  communicate the results of ESMAP’s work to the development community. Some  sources cited in this report may be informal documents not readily available.    The findings, interpretations, and conclusions expressed in this report are entirely those  of the author(s) and should not be attributed in any manner to the World Bank, or its  affiliated organizations, or to members of its board of executive directors for the  countries they represent, or to ESMAP. The World Bank and ESMAP do not guarantee  the accuracy of the data included in this publication and accept no responsibility  whatsoever for any consequence of their use. The boundaries, colors, denominations,  and other information shown on any map in this volume do not imply on the part of the  World Bank Group any judgment on the legal status of any territory or the endorsement  of acceptance of such boundaries.    The text of this publication may be reproduced in whole or in part and in any form for  educational or nonprofit uses, without special permission provided acknowledgement  of the source is made. Requests for permission to reproduce portions for resale or  commercial purposes should be sent to the ESMAP Manager at the address below.  ESMAP encourages dissemination of its work and normally gives permission promptly.  The ESMAP Manager would appreciate receiving a copy of the publication that uses this  publication for its source sent in care of the address above.      All images remain the sole property of their source and may not be used for any  purpose without written permission from the source.    Contents  Foreword ...................................................................................................................................................... iii  ACRONYMS ................................................................................................................................................. vii  Executive Summary ....................................................................................................................................... 1  Philippines Case Study .................................................................................................................................. 6  1.  Philippines’ Power Sector Overview .................................................................................................  6  2.  Overview of the Philippine Electric Power Industry Reform (EPIRA)  ................................................ 9  2.1.  Objectives of the Reform ..........................................................................................................  9  2.2.  Structure and Ownership before the EPIRA ...........................................................................  10  2.3.  Structure injected by the EPIRA ..............................................................................................  11  2.4  Process of Getting There .........................................................................................................  12  3.  Open Access .................................................................................................................................... 15  3.1.  Definitions ...............................................................................................................................  15  3.2.  Rationale and Benefits of Open Access ..................................................................................  16  3.3.  Open Access to the Transmission Grid ...................................................................................  16  3.4.  Policies, Rules and Regulations Governing Open Access to the Transmission Grid ............... 17  3.5.  Open Access to the Distribution Grid .....................................................................................  22  3.6.  Assessment .............................................................................................................................  23  4.  Retail Competition and Open Access (RC&OA)...............................................................................  24  4.1.  Definitions ...............................................................................................................................  24  4.2.  Rationale & Benefits of RC&OA ..............................................................................................  25  4.3.  Rationale for the Mandated Requisites to RC&OA ................................................................. 25  4.4.  Current Environment & Future Plans  ......................................................................................  27  4.5.  Assessment .............................................................................................................................  30  5.  Private Sector Participation in Transmission ..................................................................................  33  5.1.  Rationale and Objective of PSP in Transmission .....................................................................  33  5.2.  The Privatization of TRANSCO .................................................................................................  33  5.3.  Current Regulatory Regime  .....................................................................................................  38  5.4.  Performance ...........................................................................................................................  39  5.5.  Assessment .............................................................................................................................  42  6.  Private Sector Participation in Distribution ....................................................................................  43  6.1.  Investor‐Owned Private Distribution Utilities .........................................................................  45  6.2.  Municipality or Local Government Unit Owned Utilities ........................................................ 45  6.3.  Electric Cooperatives ..............................................................................................................  45  6.4.  Private Sector Participation Experiences in Distribution ........................................................ 48  P e r u   C a s e   S t u d y   |  i  Annex 1: RATIONALE FOR THE ELECTRIC POWER INDUSTRY REFORM ACT ............................................... 52  Annex 2: A Brief on the Philippine Grid Code .............................................................................................  54  Annex 3: Wholesale Electricity Spot Market Rules .....................................................................................  55  Annex 4: Rules for Transmission Wheeling Rates (RTWR)  ..........................................................................  57  Annex 5: The Open Access and Transmission Service (OATS) Rules ........................................................... 60  Annex 6: Mandates of the Renewable Energy Act Pertinent to Transmission ........................................... 69  Annex 7: Rules on the Distribution Wheeling Rates – Key Features .......................................................... 71  Annex 8: Rules for Setting Electric Cooperatives’ Wheeling Rates ............................................................. 74  Annex 9: Distribution Services and Open Access Rules ..............................................................................  79  Annex 10: Cross Subsidy Removal Scheme under Section 74 of the EPIRA ............................................... 83  Annex 11: Preparations for Retail Competition & Open Access ................................................................. 84  Annex 12: Consultant’s Own Assessment on the Section on Retail Competition and Open Access .......... 93  Annex 13: Ensuring ECs’ Performance ........................................................................................................  99    ii | I n t e r n a t i o n a l   E x p e r i e n c e   w i t h   P r i v a t e   S e c t o r   P a r t i c i p a t i o n   i n   P o w e r   G r i d s   FOREWORD Under  the  Terms  of  Reference  for  Consultancy,  funded  by  the  World  Bank  (WB) ‐  administered  Energy  Sector  Management  Assistance  Program  (ESMAP),  the  author  of  this  report  was  commissioned  as  Consultant to undertake an analytical study covering (a) modalities of private sector participation (PSP) in  transmission and distribution (T&D), and (b) implementation of open access (OA) to T&D systems.  This report composes the results of the Consultant’s data gathering and review of relevant literature and  analytical study of the subject matter.  1.1. BACKGROUND To  assist  WB  country  clients  in  developing  countries  on  possible  way  forward  to  ensure  reliable  and  affordable  supply  of  electricity,  two  areas  of  interest  are  emerging  to  policy  makers:   PSP  in  T&D,  and  implementation of OA to T&D systems.  A two‐track study covering the two said areas is undertaken.  The  first track is a report on the emerging global issues underpinning developments in the said two areas that  is a synthesis of the second track ‐ specific country case studies on PSP in T&D and OA in T&D systems.   1.2. OBJECTIVE The objective of this study is to identify options, taking into account the circumstances of the Philippines,  and distill lessons learned from the Philippine experience. The World Bank intends to ultimately integrate  the  herein  findings  and  recommend  best  practices  for  private  sector  participation  in  T&D  systems  and  open access to T&D grids in a comprehensive ESMAP report.  1.3. FINDINGS AND ASSESSMENT 1.3.1. Overview of the Philippine Electric Power Industry The author deemed it appropriate to start the discussion on how the industry was structured prior to and  during  the  reform  to  rationalize  what  the  Electric  Power  Industry  Reform  Act  (EPIRA)  of  the  Philippines  wants to change, how it was intended to be changed, and the reasons for the change.  The EPIRA may be  an  open  manuscript;  nevertheless,  it  is  deemed  that  citing  the  more  relevant  portions  of  the  Act  in  the  report  would  enable  the  reader  to  see  in  a  single  manuscript,  a  full  account  of  what  is  envisaged  by  the  Act  and  how  the  Philippine  Electricity  Industry  is  progressing  and  evolving  to  the  desired  framework,  particularly in the areas of interest of this undertaking, specified in the WB ToR as:  a)  Open Access to Transmission and Distribution  b)  Private Sector Participation in Transmission and Distribution  The  methodology  that  has  been  used  in  coming  up  with  the  exposition  on  all  the  topics,  is  to  gather  the  appropriate  materials  from  the  internet,  and  from  responsible  agencies  like  the  Energy  Regulatory  Commission (ERC), Power Sector Assets and Liabilities Management Corporation (PSALM), Department of  Energy (DoE), National Power Corporation (NPC), National Transmission Corporation (TRANSCO), National  Grid  Corporation  of  the  Philippines  (NGCP),  various  distribution  utilities  (DUs),  Licensed  Retail  Electricity  Suppliers  (RES),  big  end‐users,  or  wherever  the  circumstances  permit.    Direct  information  has  been  gathered  through  formal  interviews  with  focal  authorities  and  personalities  who  were  willing  to  share  their insights, knowledge and expertise as well as informal discussions with certain colleagues, of diverse  proficiency  and  roles  in  the  industry.  The  WB,  through  its  Manila  Office,  whenever  necessary,  provided  some  assistance  in  making  prior  arrangements  with  the  selected  resource  persons.   The  Consultant  also  P e r u   C a s e   S t u d y   |  iii  contributed  his  own  knowledge  and  experience  being  a  former  ERC  Commissioner  and  NPC  Senior  Manager  who  in  one  part  of  his  stint  had  the  opportunity  to  actively  participate  in  the  undertakings  of  NPC’s Privatization Office.  Each  main  part  of  the  report  culminates  with  the  Consultant’s  own  assessment  of  notable  issues  and/or  relevant additional inputs.  1.3.2. Open Access to Transmission and Distribution For a competitive and spirited electricity market, both at the wholesale and retail level, it is necessary that  Open Access to the Transmission and Distribution Grid is present and effectively working.   This section discusses how open access to the transmission and distribution grid in the country emanated  and developed, from the pre‐EPIRA regime to how it is now.   Open access means that everyone gets the same treatment on the following main components:  a)  Connection to the transmission / distribution grid;  b)  Good and quality service upon connection to the grid;  c)  Safe, reliable and efficient operation and maintenance of the network system; and  d)  Tariff structure, pricing and cost allocation.   These  components  are  the  key  issues  discussed  in  each  of  the  following  policies,  rules  and  regulations  governing open access to the transmission and distribution grids of the country:  a)  Philippine Grid Code  b)  Philippine Distribution Code  c)  Wholesale Electricity Spot Market Rules  d)  Performance Based Regulation   Rules for Setting Transmission Wheeling Rates   Rules for Setting Distribution Wheeling Rates  e)  Rules for Setting Electric Cooperatives’ Rates  f)  Open Access Transmission Service Rules  g)  Distribution Services and Open Access Rules  h)  Renewable Energy Act.  The  section  wraps  up  with  the  assessment  of  the  author  on  what  more  is  important  for  open  access  to  work for its intended purpose.  1.3.3. Retail Competition and Open Access (RC&OA) RC&OA  is  discussed  as  a  key  topic  being  the  ultimate  objective  of  open  access,  more  so,  the  EPIRA  as  a  whole.   The discussion on RC&OA will put the reader at the minimum required level of understanding by setting  off with the underlying principles, including basic definitions, the motivations and benefits of RC&OA and  explaining the rationale behind the EPIRA mandated requisites to the implementation of RC&OA.   These  preliminary  sections  elucidate  that  competition  is  certainly  to  protect  the  interests  of  the  consumer  but  is believed to be, as well, an incentive to progress.    iv | I n t e r n a t i o n a l   E x p e r i e n c e   w i t h   P r i v a t e   S e c t o r   P a r t i c i p a t i o n   i n   P o w e r   G r i d s   Following  the  set  off  is  a  discussion  on  the  preparations  towards  the  implementation  of  RC&OA.   Particularly  discussed  in  the  Final  Report  is  the  groundwork,  which  has  been  done  by  the  ERC,  from  the  time of the enactment of the EPIRA up to the present.  This imperative groundwork includes all the rules  and regulations underpinning the regulatory preparations, which include the following:  a)  Rules for the Issuance of Licenses to Retail Electricity Suppliers  b)  Code of Conduct for Competitive Retail Market Participants  c)  Rules for Customer Switching  d)  Rules for the Supplier of Last Resort (SOLR)  e)  Rules on Rate Filing by the Supplier of Last Resort  f)  Competition Rules and Complaint Procedures  g)  Business Separation Guidelines (BSG)  h)  Distribution Services and Open Access Rules (DSOAR)  i)  Rules for Contestability  j)  Rules for Setting Distribution Wheeling Rates  k)  Rules for Setting the Transmission Wheeling Rates  l)  Rules for Setting Electric Cooperatives’ Rates  m)  Other pertinent issuances pertaining to the establishment of the timeline for the implementation  of RC&OA and the ERC Decision declaring compliance with the EPIRA‐mandated requisites to RC&OA.  Important  inputs  were  perceived  in  the  report  prepared  by  Mr.  Jess  Totten  of  Austin  Texas,  an  independent  international  expert,  who  has  been  requested  by  ERC,  supported  by  the  United  States  Agency for International Development (USAID), to review the ERC’s rules, determining whether they are  adequate  to  support  retail  competition.    This  report  covers  the  highlights  and  main  points  of  the  aforementioned review.  A very critical component is the current work of the Steering Committee (SC) created by the DoE, to define  the  policies  for  the  commencement  of  RC&OA.   This  endeavor  of  the  SC  is  fully  discussed  in  the  Draft  Report.  The  RC&OA  section  of  the  Draft  Report  culminates  with  the  own  insights  and  assessment  of  the  Consultant.  As  indicated  in  the  objectives  of  this  undertaking,  the  discussion  on  the  Philippines  experiences  in  initiating  and  progressing  towards  RC&OA,  the  assortment  of  issues  and  concerns  of  the  different  stakeholders, the insights and review of the ERC rules provided by other consultants and the own inputs  of the Consultant of this undertaking would enable the recipients of the Final Report to cull the important  and relevant  lessons learned for appropriate guidance and direction in their own jurisdictions.  1.3.4. PSP in Transmission The discussion on PSP in Transmission sets off with the rationale for the privatization of the transmission  sector to instill awareness and appreciation of the need for the inflow of private capital in transmission.  Following  the  set  off,  is  a  discussion  of  the  experiences  of  the  Philippines  in  undergoing  the  pertinent  processes  towards  the  privatization  of  the  transmission  facilities.   From  this  discussion,  the  reader  can  P e r u   C a s e   S t u d y   |  v  draw  together  some  strategies  on  the  privatization  of  a  massive  infrastructure  like  the  Philippine  transmission network.  Particularly discussed in the initial report are the following:  a)  The modality for the privatization: Concession  b)  The Bid Process  c)  The three (3) failed attempts to privatize  d)  The Winning Bid  e)  The take over and operation of TRANSCO’s transmission facilities by the National Grid Corporation  of the Philippines  f)  The Regulatory Regime  The  interviews  and  additional  review  of  relevant  literature  allowed  the  consultant  to  identify  and  distill  lessons learned on:  a)  Effectiveness of the privatization structure and procedure;  b)  Enabling and deterring factors to private sector participation in Transmission;  1.3.5. PSP in Distribution The Distribution Sector in the Philippines is composed of sixteen (16) private investor owned distribution  utilities (PUs), eight (8) municipality or local government owned utilities and one hundred nineteen (119)  electric cooperatives (ECs).   A program for risk capital investment in ECs, the Investment Management Contract (IMC) was promoted  by the DOE, there have been no takers.  However, one EC tried a Management Services Contract scheme.  There  are  also  two  experiences  in  PSP  in  municipality  or  local  government  owned  utilities:   one,  a  joint  venture; and the other, a Distribution Service Management Agreement.        vi | I n t e r n a t i o n a l   E x p e r i e n c e   w i t h   P r i v a t e   S e c t o r   P a r t i c i p a t i o n   i n   P o w e r   G r i d s   ACRONYMS ARR  Annual Revenue Requirement  BSG  Business Separation Guidelines   DoE  Department of Energy   DSOAR  Distribution Services and Open Access Rules  DU  Distribution Utility  DWS  Distribution Wheeling Service  EC  Electric Cooperatives   EPIRA  Electric Power Industry Reform Act  ESMAP  Energy Sector Management Assistance Program  IMC  Investment Management Contract  IPP  Independent Power Producer  IRR  Implementing Rules and Regulations  MAP  Maximum Average Price  MAR  Maximum Annual Revenue   MO  Market Operator  MRU  Must Run Unit  NEA  National Electrification Administration   NGCP  National Grid Corporation of the Philippines  NPC  National Power Corporation   OATS  Open Access and Transmission Service Rules  PBR  Performance Based Regulation  PDC  Philippine Distribution Code  PGC  Philippine Grid Code  PSALM  Power Sector Assets and Liabilities Management Corporation   PSP  Private Sector Participation  RC  Retail Competition  RDWR  Rules for Setting Distribution Wheeling Rates  RES  Retail Electricity Supplier  RSECWR  Rules for Setting Electric Cooperatives’ Wheeling Rates  RTWR  Rules for Setting Transmission Wheeling Rates  SC  Steering Committee created by the DoE  SO  System Operator  SOLR  Supplier of Last Resort   T&D  Transmission and Distribution  TRANSCO National Transmission Corporation   USAID  United States Agency for International Development  WB  World Bank  WESM  Wholesale Electricity Spot Market         P e r u   C a s e   S t u d y   |  vii  EXECUTIVE SUMMARY The  Philippine  electricity  industry  has  been  undergoing  restructuring  directed  and  implemented  in  accordance with the Electric Power Industry Reform Act or EPIRA.   Prior  to  the  EPIRA,  central  management  and  control  of  both  generation  and  transmission  in  the  whole  country  was  under  the  state‐owned  National  Power  Corporation  (NPC).  Its  electricity  supply  came  from  its  own  power  plants  and  from  Independent  Power  Producers  (IPPs).    It  had  sole  ownership  of  the  transmission grid and was also responsible for central systems planning and systems operations.  Electricity was supplied to end‐users by franchised distribution utilities (DUs) which contracted with NPC  and/or IPPs for electricity supply and with NPC for transmission of its power supply. There were also end‐ users not being supplied electricity by the DUs as they were “directly connected” to the transmission grid  by sub‐transmission assets.  The reformed structure injected by the EPIRA shows the following four sectors composing the electricity  industry:  generation, transmission, distribution and supply.  a) Generation is competitive and open. Prices for the supply of electricity are regulated by the  Energy Regulatory Commission (ERC) for the captive market and are not subject to regulation for  the competitive market.  b) Transmission is regulated, and provides open and non‐discriminatory access to all electric power  industry participants.  c) Distribution is regulated, requires a national franchise and provides open and non‐ discriminatory access to all users.  d) The DUs’ obligation to supply electricity is carved out for the contestable market which shall be  open and competitive to DUs with respect to their franchise area and electricity suppliers  licensed by the ERC.   e) The EPIRA brought about the accomplishment of the following:  f) NPC’s generation, transmission and central dispatch functions as well as the distribution utilities’  wires and electricity supply business were unbundled;  g) The ERC, a quasi‐judicial regulatory body, was created;   h) The Power Sector Assets and Liabilities Management Corporation (PSALM) was created to take  ownership of NPC’s assets and manage its privatization with the aim of liquidating all NPC debts  and stranded contract costs in an optimal manner;  i) The NPC’s power plants and IPPs supplying electricity to the grid have been and are currently  still being privatized;    j) The transmission and central dispatch functions were assumed by the newly‐created National  Transmission Corporation (TRANSCO).  Operation and maintenance of transmission assets and  the central dispatch functions were later privatized; the concession was awarded to the National  Grid Corporation of the Philippines (NGCP);  k) The Wholesale electricity Spot Market (WESM) was created for the key purpose of determining  the market clearing price for spot market transactions; it also assumed NPC’s centralized merit  order dispatch function.  Moreover,  Open  access  (OA)  as  required  by  the  EPIRA,  basically  refers  to  the  system  of  allowing  any  eligible  entity  the  use  of  transmission  and/or  distribution  system  and  associated  facilities  subject  to  payment of the charges duly approved by the ERC.   In  the  Philippines,  the  key  issues  of  open  transmission  access  –  including  among  others  cost  allocation,  tariff structure, support to and collaboration with the electricity market, connection services, congestion  P e r u   C a s e   S t u d y   |   1  management,  network  safety  and  reliability,  and  protection  of  the  environment  –  are  significantly  dealt  with by the following rules and regulations, all of which emanated from and in consonance with the EPIRA  and its IRR.  a) Philippine Grid Code which establishes the rules, procedures and standards ensuring the safe,  reliable, secured and efficient operation, maintenance and development of the high‐voltage  transmission system in the Philippines;  b) WESM Rules which is intended to ensure the development of an appropriate, equitable and  transparent electricity market, along with a safe, reliable, and efficient operation of the power  system;  c) Rules for Setting Transmission Wheeling Rates (RTWR) which specify the methodology in setting  the maximum transmission wheeling rates that may be charged by the transmission company to  its customers;  d) Open Access Transmission Service Rules (OATS Rules),  a critical component of which is the  transmission provider’s non‐discriminatory and equitable method of charging and allocating the  charges to its transmission customers;   e) Renewable Energy Act of 2008 wherein all stakeholders are mandated to contribute to the  growth of the renewable energy industry of the country.  The key issues of open access to the distribution grid are accordingly dealt with by the following rules and  regulations:  a) Philippine Distribution Code, which ensures: fair and non‐discriminatory access to the  distribution system, that the DUs provide reliable, safe and quality service to all its customers,  and distribution planning is done in consideration of the requirements of its current and  potential customers;  b) WESM Rules which is already discussed under open access to transmission;  c) Rules for Setting Distribution Wheeling Rates (RDWR) which is a methodology in setting the  maximum distribution wheeling rates that may be charged by the DUs to its customers for the  provision of regulated distribution service;  d) Rules for Setting Electric Cooperatives’ Wheeling Rates specifying how the ECs’ tariffs are  regulated;  e) The Distribution Services and Open Access Rules (DSOAR) setting forth among others the terms  and conditions related to the provision of Connection Assets and Services, service to the Captive  market, Supplier of Last Resort (SOLR) service to the contestable Market, unbundled  Distribution Wheeling Service (DWS) provided to the Contestable Market, and the procedures  for establishing regulated service rates for DUs;   f) Renewable Energy Act of 2008 which mandates that: subject to technical considerations and  without discrimination and upon request by distribution end‐users, the distribution utilities shall  enter into net‐metering agreements with qualified end‐users who will be installing renewable  energy system.  Inputs from the Consultant relating to open access to transmission and distribution are:  a) The structure of Distribution Wheeling Rates Charges to End‐users should be developed; this  may start at the RDWR to appropriately allocate the approved asset related costs and operating  expenses into the proper distribution functions;  b) The System Operator needs to be transparent and its procedures and protocols need to be  documented for the Market Operator and other interested parties to understand how the SO  implements the actual dispatch of generation facilities;  2 | I n t e r n a t i o n a l   E x p e r i e n c e   w i t h   P r i v a t e   S e c t o r   P a r t i c i p a t i o n   i n   P o w e r   G r i d s   c) There is need to strengthen the ERC to be able to do audits and checks to ensure that in truth  and reality, policies, rules and regulations are complied with.  Retail competition is an ultimate objective of the EPIRA; it is the rivalry among Retail Electricity Suppliers  (RES) to provide supply services to customers in the contestable market by offering lower rates and added  customer services. It is also stressed that the RC&OA framework should consider incentive to progress as  a vital driving force.  It  is  believed  that  RC&OA,  to  efficiently  operate  and  successfully  achieve  its  intended  objectives,  should  comply with the following requisites indicated in the EPIRA:  a) Establishment of the WESM is necessary as the wholesale and retail markets mutually reinforce  each other;    b) Unbundling is necessary as each of the components of the total cost of electricity is addressed  distinct from each other;  c) Implementation of the Cross Subsidy Removal Scheme rationalizes and provides the true cost of  electricity to various groups;  d) Privatization of at least 70% of the total capacity of generating assets of NPC in Luzon and  Visayas and transfer of the management and control of at least 70% of the total energy output  of power plants under contract with NPC to the IPP Administrators are necessary to restrain  market power.  Led  by  the  DoE,  preparations  are  now  underway  for  the  implementation  of  retail  competition  and  open  access in the Philippines.  The following rules have been done:   a) Rules for the Issuance of Licenses to Retail Electricity Suppliers (RES);  b) Code of Conduct for Competitive Retail Market Participants;  c) Rules for Customer Switching;  d) Rules for the Supplier of Last Resort (SOLR);  e) Rules on Rate Filing by the Supplier of Last Resort;  f) Competition Rules and Complaint Procedures;  g) Business Separation Guidelines (BSG);  h) Rules for Contestability.  Other areas which are still lacking are:  a) enhancement of the WESM to handle billing and settlement of retail suppliers who would be  among the WESM participants;  b) designation of a central registration body and installation of a mechanism to convey customer  switching information and meter data from the DUs to the retail supplier and wholesale market  operator.  On RC&OA, the consultant notes the following among others:  a) It is essential to more thoroughly assess the adequacy of generation supply and transmission  network to sustain the retail market;    b) The RC&OA is a first‐time implementation in the country.  Seeking the help of the veritable  experts, from other jurisdictions, who have experienced all the prime successes and failures  would be most advantageous to the Philippines.  Further,  among  the  EPIRA’s  policy  declarations  are  the  enhancement  of  private  capital  inflow  and  broadening of ownership base in generation, transmission and distribution.  In transmission, the EPIRA mandated the privatization of TRANSCO by either outright sale or a concession  contract awarded through competitive bidding.  The Concession is for 25 years, renewable up to another  25 years, under the  terms  and  conditions mutually agreed by PSALM,  TRANSCO and  the Concessionaire.   P e r u   C a s e   S t u d y   |   3  The  Concession  includes  (a)  take  over  and  operation  of  the  regulated  transmission  business  as  a  going  concern,  and,  (b)  carrying  on  any  Related  Business  in  accordance  with  Applicable  Law  during  the  concession period. As a result of the bidding process, the NGCP formally took over and has been operating  the  facilities  and  assets  of  the  TRANSCO  since  January  15,  2009.    Subsequently,  NGCP  obtained  a  congressional  franchise  in  late  2008,  remitted  USD987.5  million  to  PSALM,  equivalent  to  25%  of  the  US$3.950 billion purchase price and fulfilled all conditions precedent.  The Concession Fee represents the net present value of all future cash flows to the Concessionaire.  25%  of  the  Concession  Fee  is  required  to  be  paid  up‐front  in  US$.   The  remaining  75%  will  be  converted  to  Philippine Pesos at pre‐set exchange rate and payable in deferred  payments in  Philippine Pesos carrying  interest at pre‐determined rate spread over a preset amortization profile of up to 15 years.  The intent is  to mirror a financially “geared” business in line with international practice for similar businesses.  The ERC regulates the Concessionaire mainly through the TWRG.  Among the ERC’s responsibilities is the  determination  and  approval  of  the  Transmission  Wheeling  Charges.  Its  approval  is  also  required  before  any capital expenditure is undertaken.  A lesson which can be learned is on the aspect of what attracted investors to participate in the competitive  bidding process for the privatization of TRANSCO:  These are:  a) Transco’s strong operational and financial performance;  b) Attractive growth rate in GDP growth and electricity demand;   c) Robust performance‐based regulatory framework;  d) Clear privatization structure with economics akin to outright purchase of assets;  e) Transparent and clear bid process and rules; and  f) Sufficient Opportunity for Due Diligence.  Moving on to the distribution sector, the distribution of electric power generated is currently undertaken  by  16  investor‐owned  private  utilities,  8  municipality  or  local  government  unit  owned  utilities,  and  119  electric cooperatives.  All these are regulated by the ERC.  Private sector experiences in distribution deal with municipality or local government unit owned utilities,  and electric cooperatives (ECs).  The  Investment  Management  Contract  (IMC)  Model  is  applied  for  ECs.  It  is  a  contractual  relationship  between  a  willing  EC  and  a  willing  investor‐operator,  for  the  infusion  of  risk  capital  and  provision  of  management  expertise  by  the  latter  to  the  former,  to  provide  for  EC  recovery  based  on  improved  efficiency, lower costs and systems losses reduction.  Its main features are:  a) The EC remains the duly authorized distribution utility and regulated by the ERC;  b) The EC retains ownership and strategic control of its assets, as well as control over setting the  standards of service to its customers;  c) The investor‐operator shall operate and maintain the distribution utility and provide for its  capital expenditures.  It will be remunerated where systems loss reduction is achieved and costs  are considerably decreased, through an equitable profit‐sharing and/or lease option scheme;  d) The member‐consumers of the EC, through the EC Board, continue to exercise the rights and  responsibilities under its franchise.  The  DoE  supports  only  IMC  transactions  concluded  through  a  transparent  and  competitive  bidding  process.   An experience to learn from is when Zambales EC (ZAMECO) entered into an IMC for a period of 5 years  with  the  Philippine  Power  Distributors  Investment  Corporation  which  became  effective  on  December  2,  2002. This was amended and superseded by a Management Services Contract (MSC) dated September 1,  4 | I n t e r n a t i o n a l   E x p e r i e n c e   w i t h   P r i v a t e   S e c t o r   P a r t i c i p a t i o n   i n   P o w e r   G r i d s   2003.  The  MSC  was  a  management  concession  for  the  general  management,  administration,  operation  and maintenance of ZAMECO.  Subsequent extensions after the expiration of the said MSC brought about  protest actions by the municipal mayors of the towns within the franchise area alleging that the ZAMECO  Board was overstaying in its term. This led to a series of court actions, some still pending, and the end of  the MSC and its renewal.   Another experience is in the Bohol Province.  The Provincial Government was having cash flow problems  arising  from  collection  inefficiencies,  which  compromised  its  ability  to  promptly  pay  its  bills  to  NPC.   In  addition, it needed funding to improve and expand the distribution system to better serve its consumers.  Solutions that were proposed are:   a) a joint venture between the winning proponent and the Province in accordance with the Civil  Code in relation to the rehabilitate‐own‐operate‐and‐maintain (ROOM) scheme in the Build‐ Operate‐Transfer (BOT) Law;  b) the indebtedness of the Province would be factored in the bid’s financial aspect;  c) the purchase price of the utility to be based on the appraised value; and   d) a program on the upgrade of the system.  In the public bidding conducted, the bid of the consortium of Salcon International, Inc. Salcon Limited and  Salcon Power Corporation won on the purchase price, which included the debt balance of the Province to  Land Bank plus the equity share of the Province in the special purpose company at 30% of the authorized  capital stock of the Bohol Light Company, Inc.  Moreover,  the  Subic  Bay  Metropolitan  Authority  bidded  out  a  Distribution  Services  Management  Agreement  which  is  essentially  a  concession  agreement  for  25  years:  5  year  rehabilitation  and  a  20  year  operation,  management  and  maintenance  period  in  exchange  for  an  upfront  fee,  which  partake  the  nature  of  rental.   The  consortium  of  Aboitiz  Equity  Ventures  and  Davao  Light  and  Power  Company  won  the  bid.    As  a  result  of  the  privatization,  the  distribution  tariff  was  reduced  from  PhP1.00/kWh  to  PhP0.5975/kWh.    P e r u   C a s e   S t u d y   |   5  PHILIPPINES CASE STUDY 1. PHILIPPINES’ POWER SECTOR OVERVIEW The stability and reliability of power supply remains a challenge in the Philippines.  In 2010, the total installed and dependable capacity was at 16, 359 MW and 13,902 MW respectively.  This  is an increase of 632 MW from 2009 as four new power plants were connected to the grid. Three (3) coal‐ fired  power  plants  were  added  to  the  Visayas:  3  x  82  MW  of  Cebu  Energy  Development  Corporation  (CEDC), 2 x 72 MW by Panay Energy Development Corporation (PEDC) and 2 x 100 MW by KEPCO‐Salcon.   The fourth power plant was the 42 MW Sibulan Hydroelectric Power Plant in Mindanao.    Figure 1.1.  Philippines’ Total Installed and Dependable Capacities, in MW      The Philippines’ system peak demand was at 10,231 MW    Table 1.1.  System Peak Demand, in MW      Gross generation all over the country reached 67,743 GWH in 2010.    6 | I n t e r n a t i o n a l   E x p e r i e n c e   w i t h   P r i v a t e   S e c t o r   P a r t i c i p a t i o n   i n   P o w e r   G r i d s   Figure 1.2. Gross Generation by Plant Type, in GWH      Due  to  the  turnover  of  the  National  Power  Corporation  (NPC)  power  plants  and  Independent  Power  Producer (IPP) contracts, generation from non‐NPC generating facilities had a 71.5 percent share.    Figure 1.2. Generation by Ownership, in GWH      Electricity Sales in 2010 grew to 55,266 GWH from 2009’s 50,868 GWH, an 8.6 percent increase.    Figure 1.3. Electricity Sales, in GWH    P e r u   C a s e   S t u d y   |   7    The latest Power Development Plan issued by the Department of Energy was for 2009‐2030.  It projected  the annual average growth rate on the peak demand in Luzon at 4.5 percent, with Visayas and Mindanao  slightly higher at 4.6 percent.  As the following graphs show, the critical period in Luzon was projected to  be  in  2011  while  that  of  Mindanao  in  2010.   Visayas  was  expected  to  be  in  tight  supply  in  2010  but  was  relieved with the coming‐in of the 3 coal‐fired power plants.    Figure 1.4. Luzon Supply‐Demand Outlook      Figure 1.5. Visayas Supply‐Demand Outlook      8 | I n t e r n a t i o n a l   E x p e r i e n c e   w i t h   P r i v a t e   S e c t o r   P a r t i c i p a t i o n   i n   P o w e r   G r i d s   Figure 1.6. Mindanao Supply‐Demand Outlook      2. OVERVIEW OF THE PHILIPPINE ELECTRIC POWER INDUSTRY REFORM (EPIRA) The  reforms  in  the  Philippine  electric  power  industry  were  directed  by  and  being  implemented  in  accordance  with  Republic  Act  (RA)  No.  9136,  the  Electric  Power  Industry  Reform  Act  of  2001,  or  EPIRA.  The  EPIRA  was  passed  by  the  Philippine  House  of  Representatives  and  the  Senate  on  May  31,  2001  and  June  4,  2001,  respectively  and  approved  by  the  President  on  June  8,  2001.   It  was  published  on  June  25,  2001  and  became  effective  on  July  10,  2001.  Its  Implementing  Rules  and  Regulations  (IRR)  was  promulgated  by  the  Department  of  Energy  and  approved  by  the  Joint  Congressional  Power  Commission  (JCPC) on February 27, 2002.  The  ultimate  goal  of  the  reforms  is  to  attain  open  access  and  retail  competition  in  the  electric  power  industry.   To  attain  this,  the  electric  power  industry  had  to  be  restructured  and  the  assets  of  the  NPC  privatized.  2.1. Objectives of the Reform Section 2 of the EPIRA declares the policy of the Philippine government as follows:  a) To ensure and accelerate the total electrification of the country;  b) To ensure the quality, reliability, security and affordability of the supply of electric power;  c) To ensure transparent and reasonable prices of electricity in a regime of free and fair  competition and full public accountability to achieve greater operational and economic  efficiency and enhance the competitiveness of Philippine products in the global market;  d) To enhance the inflow of private capital and broaden the ownership base of the power  generation, transmission and distribution sectors;  e) To ensure fair and non‐discriminatory treatment of public and private sector entities in the  process of restructuring the electric power industry;  P e r u   C a s e   S t u d y   |   9  f) To protect the public interest as it is affected by the rates and services of electric utilities and  other providers of electric power;  g) To assure socially and environmentally compatible energy sources and infrastructure;  h) To promote the utilization of indigenous and new and renewable energy resources in power  generation in order to reduce dependence on imported energy;  i) To provide for an orderly and transparent privatization of the assets and liabilities of the  National Power Corporation;  j) To establish a strong and purely independent regulatory body and system to ensure consumer  protection and enhance the competitive operation of the electricity market; and  k) To encourage the efficient use of energy and other modalities of demand side management.  l) The above policies are reckoned as the objectives of the EPIRA.    2.2. Structure and Ownership before the EPIRA As  shown  in  Figure  2.2.1  below,  the  state‐owned  NPC  was  a  vertically  integrated  utility  that  was  responsible for central management and control of both generation and transmission of electricity in the  whole  country.   Its  supply  of  electricity  came  from  its  own  power  plants  and  from  Independent  Power  Producers (IPPs).  It had exclusive ownership of the transmission grid and was also responsible for central  systems  planning  and  systems  operations.    The  transmission  grid  included  sub‐transmission  assets  as  discussed below.  Electricity  was  supplied  to  end‐users  by  distribution  utilities  that  have  franchise  over  a  specific  geographical  area.    There  were  16  privately‐owned  distribution  utilities,  8  local  government  owned  distribution  utilities  and  119  electric  cooperatives  (ECs).   The  distribution  utilities  contracted  with  NPC  and/or IPPs for the supply of electricity and with the former for the transmission of its power supply.  Figure 2.2.1.  Structure and Ownership before the EPIRA      There were also end‐users that were not being supplied electricity by the distribution utility as they were  “directly  connected”  to  the  transmission  grid  by  sub‐transmission  assets.  Sub‐transmission  assets  were  defined  in  the  EPIRA  as  referring  “to  the  facilities  related  to  the  power  delivery  service  below  the  transmission voltages and based on the functional assignment of assets including, but not limited to step‐ down  transformers  used  solely  by  load  customers,  associated  switchyard/substation,  control  and  10 | I n t e r n a t i o n a l   E x p e r i e n c e   w i t h   P r i v a t e   S e c t o r   P a r t i c i p a t i o n   i n   P o w e r   G r i d s   protective  equipment,  reactive  compensation  equipment  to  improve  customer  power  factor,  overhead  lines,  and  the  land  where  such  facilities/equipment  are  located.  These  include  NPC  assets  linking  the  transmission  system  and  the  distribution  system  which  are  neither  classified  as  generation  nor  transmission.”  The  NPC  was  under  the  supervision  of  the  Department  of  Energy  (DoE)  which  was  in‐charge  of  energy  policy and  the Philippine energy program. The DoE also had supervision over the National Electrification  Administration (NEA), which in turn, had supervision over the ECs.  Annex 1 discusses the road traveled by NPC that culminated in the promulgation of the EPIRA.  2.3. Structure injected by the EPIRA Figure 2.3.1 below shows the envisioned electric power industry, composed of four sectors:  generation,  transmission, distribution and supply.  Figure 2.3.1.  Four Sectors of the Philippine Electric Industry        2.3.1.  Generation  Generation of electric power is competitive and open.   It is not considered a  public utility operation and  is not required to secure a national franchise.  Prices for the supply of electricity shall be regulated by the  Energy Regulatory Commission (ERC) for the captive market and shall not be subject to regulation for the  competitive market.    2.3.2.  Transmission  The transmission of electric power is a regulated common electricity carrier business that provides open  and non‐discriminatory access to all electric power industry participants.  The sub‐transmission assets are segregated from the transmission facilities in accordance with the levels  of  transmission  and  sub‐transmission  voltage  that  is  set  by  the  ERC,  and  subsequently  disposed  to  the  distribution utilities which shall be responsible for operating, maintaining, upgrading, and expanding said  assets.  P e r u   C a s e   S t u d y   |  11    2.3.3.  Distribution  The  distribution  of  electricity  to  end‐users  is  a  regulated  common  carrier  business  requiring  a  national  franchise and provides open and non‐discriminatory access to all users.  Distribution of electric power to all end‐users is undertaken by private distribution utilities, cooperatives,  local government units presently undertaking this function and other duly authorized entities, subject to  regulation of the ERC. The distribution sector is composed of 16 private distribution utilities; 119 electric  cooperatives, 8 municipality or local government owned distribution utilities.    2.3.4.  Supply  The  distribution  utilities’  obligation  to  supply  electricity  is  carved  out  for  the  contestable  market  (customers)  which  shall  be  open  and  competitive  to  distribution  utilities  with  respect  to  their  franchise  area  and  electricity  suppliers  that  shall  be  licensed  by  the  ERC.  Prices  for  the  supply  of  electricity  to  the  contestable market shall not be regulated by the ERC.   2.4 Process of Getting There   2.4.1  Restructuring  To  attain  the  four  sectors,  the  NPC’s  generation  and  transmission  functions  as  well  as  the  distribution  utilities’ wires and electricity supply business were unbundled.  In addition, the central dispatch function  of the NPC was likewise unbundled into physical and systems operation dispatch and merit order dispatch.   The former was included in the transmission function and the Wholesale Electricity Spot Market (WESM)  was created for the latter.  The  transmission  function  of  the  NPC  was  assumed  by  a  newly‐created  company,  the  National  Transmission  Corporation  (TRANSCO)  which  is  wholly  owned  by  the  Power  Sector  Assets  and  Liabilities  Management Corporation (PSALM).  TRANSCO’s authority and responsibility is the planning, construction,  and  centralized  operation  of  the  transmission  facilities,  including  grid  inter‐connection,  and  ancillary  services.    TRANSCO’s  assets  were  later  privatized  and  are  now  being  operated  by  the  National  Grid  Corporation of the Philippines (NGCP).  The generation function of the NPC can be split into grid and off‐grid.  The power plants and IPPs supplying  electricity  to  the  grid  have  been  and  are  currently  still  being  privatized.    Ultimately,  NPC  will  only  be  responsible for the electricity supply to the off‐grid and may entertain private sector participation to fulfill  its mission.  The  distribution  utilities  retained  its  obligation  to  supply  electricity  to  the  captive  customers  within  its  franchise area albeit subject to the least cost criteria.  However, its obligation to supply electricity to the  contestable  customers  within  its  franchise  area  was  made  open  to  competition  among  electricity  suppliers.  NPC’s centralized merit order dispatch has now been assumed by the WESM, which has been established,  composed of the WESM participants, for the purpose of providing and setting the price of actual variations  from the quantities transacted under contracts between sellers and purchasers of electricity. The WESM  rules  provide,  among  others,  procedures  for:  (a)  establishing  the  merit  order  dispatch  instructions  for  each time period; and, (b) determining the market‐clearing price for such time period.    2.4.2  Privatization of Generation and Transmission  Chapter V of  the  EPIRA  mandates the privatization of  the assets of NPC, including the  generation assets,  real  estate,  and  other  disposable  assets  as  well  as  IPP  Contracts,  with  the  exclusion  of  the  assets  of  the  Strategic Power Utilities Group and the Agus and Pulangui Hydro complexes in Mindanao.  12 | I n t e r n a t i o n a l   E x p e r i e n c e   w i t h   P r i v a t e   S e c t o r   P a r t i c i p a t i o n   i n   P o w e r   G r i d s   It was envisioned that the NPC plants and IPP contracts would be grouped to form generation companies  that would have the following characteristics:  1. Financially viable,  2. Broad geographical groupings so there would be no regional companies or consolidation of  market power,  3. Does not dominate any part of the market or the load curve, and  4. Attractiveness to potential investors.  In  the  case  of  the  geothermal  complexes,  the  steam‐field  assets  and  generating  plants  shall  be  sold  together and not separately.  The  PSALM  was  created  to  take  ownership  of  NPC’s  assets  and  to  manage  its  privatization  with  the  objective  of  liquidating  all  NPC  financial  obligations  and  stranded  contract  costs  in  an  optimal  manner.   The prospect was that the privatization proceeds would at least cover NPC’s financial obligations.  The  PSALM  began  its  privatization  efforts  in  earnest  betting  on  the  biggest  ticket  item,  TRANSCO.   However, its first two attempts in 2003 were unsuccessful.  The TRANSCO privatization then only attracted  a lone interested party.  The main concern was that the regulatory regime for TRANSCO was not in place  and future revenue streams could not be readily estimated.  The  WESM  was  also  not  yet  in  place  and  PSALM  was  still  having  difficulty  in  addressing  NPC’s  Transition  Supply Contracts.  Thus, PSALM started off with pilot privatization cases of 5 small hydro plants ranging in  capacity  from  0.4  to  3.5  MW  which  were  successful.   This  gave  PSALM  the  opportunity  to  test  and  fine  tune  the  bidding  process  and  the  confidence  to  go  for  bigger  plants.   As  of  December  31,  2010,  PSALM  has sold 4,320.33 MW of NPC Plants and 3,345.75 MW of contracted IPP capacity.    Table 2.4.2.1.  Generation Plants Sold by PSALM  FUEL PLANT LOCATION RATED BID SALES TURN-OVER TYPE NAME CAPA- DATE PRICE DATE CITY (US$ MILLION HYDRO Talomo Davao, Mindanao 3.5 03/25/2004 1.37 01/19/2005 Agusan Bukidnon, Mindanao 1.6 06/04/2004 1.53 03/29/2005 Barit Camarines Sur, Luzon 1.8 06/25/2004 0.48 01/21/2005 Cawayan Sorsogon, Luzon 0.4 09/30/2004 0.41 06/30/2005 Loboc Bohol, Visayas 1.2 11/10/2004 1.43 06/30/2005 Pantabangan- Nueva Ecija, Luzon 112.0 09/06/2006 129.00 11/17/2006 Masiway Magat Isabela, Luzon 360.0 12/14/2006 530.00 04/25/2007 Ambuklao- Benguet, Luzon 175.0 11/28/2007 325.00 07/10/2008 Binga Amlan Negros Oriental, 0.8 12/10/2008 0.23 06/24/2009 Visayas 2 Angat Bulacan, Luzon 218.0 04/28/2010 440.88 COAL- Masinloc Zambales, Luzon 600.0 07/26/2007 930.00 04/17/2008 FIRED Calaca Batangas, Luzon 600.0 07/08/2009 361.71 12/03/2009 Tiwi-Makban Albay/Laguna, Luzon 747.5 07/30/2008 446.89 05/25/2009 GEO- Palinpinon- Negros Oriental/Leyte, 305.0 09/02/2009 220.00 10/23/2009 THERMAL Tongonan Visayas Bacon Manito Sorsogon/Albay, Luzon 150.0 05/05/2010 28.25 09/03/2010 DIESEL / Panay I, Panay III Panay/Bohol, Visayas 168.5 08/12/2008 5.86 03/25/2009 BUNKER & Bohol Power Barge Agusan del Norte. 100.0 07/31/2009 16.00 03/01/2010 117 Mindanao Power Barge Davao, Mindanao 100.0 07/31/2009 14.00 02/06/2010 118 Limay Bataan, Luzon 620.0 08/26/2009 13.50 01/18/2010 Combined P e r u   C a s e   S t u d y   |  13  Cycle Naga Land- Cebu, Visayas 55.0 10/16/2009 1.00 01/29/2010 Based THERMAL Manila Manila, Luzon 04/25/2008 2.51 02/20/2009 Thermal1 DIESEL / Aplaya Misamis/General Santos, 05/25/2009 1.49 10/02/2009 BUNKER General Mindanao Santos1 Cebu II1 Cebu, Visayas 01/22/2009 0.46 05/25/2009 Total Luzon, Visayas & Mindanao3 4,102.23 3,031.12 Total Luzon & Visayas3 3,897.20 70% of Total Installed Capacity in Luzon & Visayas 3,370.31 1  Decommissioned  2  Pending turnover to winning bidder due to the Status Quo Ante Order by the Supreme Court  3  Excluding Angat  FUEL POWER PLANT LOCATION CON-TRACTED BID SALES TYPE CAPACITY DATE PRICE (MW) (US$MILLION) COAL- Pagbilao Quezon, Luzon 700.00 08/28/2009 691 FIRED Sual Pangasinan, Luzon 1,000.00 08/28/2009 1,070 HYDRO San Roque Pangasinan, Luzon 345.00 12/15/2009 450 Bakun-Benguet Ilocos Sur/Benguet, Luzon 100.75 12/15/2009 145 NAT GAS Ilijan Batangas, Luzon 1,200.00 04.16/2010 870 Total 3,345.75 3,226 70% of Total Contracted Capacity (Luzon & Visayas)   The privatization of the transmission assets is discussed in detail in section 5 below.  2.4.3  Implementation of Retail Competition and Open Access (RC&OA)  Towards the ultimate implementation of RC&OA, Section 31 of the EPIRA established the pre‐conditions  as follows:  “Any law to the contrary notwithstanding, retail competition and open access on distribution wires shall  be  implemented  not  later  than  three  (3)  years  upon  the  effectivity  of  this  Act,  subject  to  the  following  conditions:  Establishment of the Wholesale Electricity Spot Market (WESM);  a) Approval of unbundled transmission and distribution wheeling charges;  b) Initial implementation of the Cross Subsidy Removal Scheme;  c) Privatization of at least seventy percent (70%) of the total capacity of generating assets of NPC  d) in Luzon and Visayas;  and  e) Transfer of the management and control of at least seventy percent (70%) of the total energy  output of power plants under contract with NPC to the IPP Administrators.”  Corollary to this, Section 3 Rule 12 of the EPIRA Implementing Rules and Regulations (IRR) mandates the  ERC to declare the initial implementation of RC&OA as follows:  “The  ERC  shall,  after  due  notice  and  public  hearing,  declare  initial  implementation  of  Open  Access  not  later than three (3) years upon the effectivity of the Act, subject to the following conditions:”  a) Establishment of the WESM.   For this purpose, the “establishment of the WESM” shall be deemed to have occurred upon  the effectivity of the Market Rules by the DoE and initial operation of the Autonomous  Group Market Operator (AGMO) pursuant to the WESM.  b) Approval of unbundled Transmission and Distribution Wheeling Charges.  14 | I n t e r n a t i o n a l   E x p e r i e n c e   w i t h   P r i v a t e   S e c t o r   P a r t i c i p a t i o n   i n   P o w e r   G r i d s    The ERC shall approve the unbundled rates of NPC and DUs, which shall include the  transmission and wheeling charges, within one (1) year from the effectivity of the Act.  c) Initial implementation of the Cross Subsidy Removal Scheme.   For this purpose, initial implementation of the cross subsidy removal scheme shall occur on  the next billing period after the issuance of ERC approval.  The scheme for cross subsidy  removal shall include guidelines or a schedule for the removal of each type of cross subsidy  and may be altered, modified and/or amended by the ERC.  d) Privatization of at least seventy percent (70%) of the total capacity of generating assets of NPC  in Luzon and Visayas.  e) Transfer of the management and control of at least seventy percent (70%) of the total energy  output of power plants under contract with NPC to the IPP Administrators.   Due to inevitable delays in meeting the aforesaid conditions, the ERC, in its Resolution No. 3,  Series of 2007 (A Resolution Indicating the timeline for full Retail Competition and Open  Access in Luzon), reiterated the legal requisites to Open Access and identified two (2) other  vital requirements that must be in place prior to the start of the Retail Market, namely:  f) the adequacy and establishment of all necessary infrastructures, including, but not limited to:  transmission networks, generation supply and the customer switching system; and  g) The promulgation of all pertinent rules and regulations governing open access and retail  competition.    3. OPEN ACCESS 3.1. Definitions As formulated by World Bank staff upon adoption of certain modifications suggested by Mr. Budak Dilli of  Turkey:   “Open  access  to  T&D  grid  is  a  prerequisite  for  a  competitive  market  regime  (including  the  rules  and  procedures  covered  in  regulations  and  the  pricing  arrangements  for  the  connection  and  the  use  of  the  system)  that  enables  a  generator  or  a  consumer/buyer  of  electricity  to  use  the  transmission  grid/distribution  network  owned  by  others.  Open  access  means  that  everyone  gets  the  same  deal,  with  no discrimination in the opportunity to use T and D grid, or in the cost to use them. The main purpose is  to create competition by allowing market agents to buy and sell electricity from/to one another (directly  or  through  a  market  operator),  independently  of  who  owns  and  operates  the  power  grid.  Competition  can  proceed  in  stages  (with  large/wholesale  market  agents  typically  given  priority),  but  the  existence  of  multiple  sellers  (generators)  and  buyers  interacting  in  the  market  is  usually  considered  an  indispensable  feature of an open access regime. In many markets, competition is further enhanced by the introduction  of intermediaries such as independent suppliers/traders – i.e., firms that specialize in energy trading, but  do not own or operate distribution networks. These firms are allowed to compete with distributors for a  share of the final consumers’ market”.  Specifically, in the Philippines, the EPIRA defines open access, in basic terms, as referring to the system of  allowing any qualified person the use of transmission and/or distribution system and associated facilities  subject to the payment of transmission and/or distribution retail wheeling charges duly approved by the  ERC. As such, open access provides non‐discriminatory access to transmission and distribution systems to  (a)  WESM  participants,  (b)  the  Transmission  Company  (the  National  Grid  Corporation  of  the  Philippines,  or  NGCP,  which  has  been  awarded  the  concession  agreement),  (c)  Distribution  Utilities,  (d)  Economic  Zones, (e) Suppliers, (f) IPP Administrators, (g) Market Operator (MO) and (h) End‐users in the Contestable  Market.   P e r u   C a s e   S t u d y   |  15  3.2. Rationale and Benefits of Open Access As  given  in  the  aforesaid  definition,  Open  Access  is  not  an  end  in  itself  but  rather,  a  pre‐requisite  to  the  ultimate  objective  of  the  Philippine  EPIRA,  which  is  the  establishment  of  a  level  playing  field  for  a  competitive and spirited electricity market (wholesale and retail) in the Philippines.    An  intermediate  objective  is  to  motivate  the  much  needed  mobilization  of  private  sector  capital,  which  has also been indicated as one of the primary objectives of the EPIRA.  This intermediate objective would  consequently  help  the  promotion  of  a  vibrant  electricity  market;  nevertheless,  in  itself,  the  inflow  of  private capital, is expected to divest  the Philippine government from the huge  funding requirements for  the  electrification  mission  for  the  country  –  a  basic  and  crucial  necessity  in  practically  every  activity  or  movement, which spells the sustenance, at the least, and the development and growth, to aim more, of  the nation.  The  generation  and  distribution  businesses  would  be  motivated  to  invest  more  on  the  requirements  of  the  country,  where  assets  of  the  firm  would  be  optimally  used  and  accordingly  yield  the  levelheaded  revenues  for  them.    These  generation  and  distribution  sectors  are  the  primary  customers  of  the  transmission business; as such, they accordingly support the transmission business in providing a vigorous  customer base ‐ the best impetus of most organizations.  3.3. Open Access to the Transmission Grid 3.3.1.  Pre‐EPIRA Regime  As indicated in Section 2.2 of this report, during the pre‐EPIRA regime, NPC had the authority to centrally  manage  and  control  both  generation  and  transmission  of  electricity  in  the  country,  including  systems  planning and systems operations.  Even if NPC’s supply of electricity came both from its own power plants  and from its IPPs, open access to the transmission grid on the side of generation was not much of an issue.   Merit  order  dispatch  based  on  pre‐defined  technical  criteria  (which  include  cost,  security,  and  reliability  provided by ‘must run’ plants, among others) has also been applied both for NPC’s own plants and its IPPs,  which were also treated like its own plants, because of the ‘take  or pay’  provisions in  the IPP contracts.   The  said  treatment  of  NPC’s  IPPs  in  the  merit  order  dispatch,  if  implemented  otherwise,  would  result  in  sub‐optimal utilization of its generation supply and would disadvantage the corporation itself.  However,  the  problem  area  could  have  been  that,  the  NPC  being  both  the  generator  and  the  system  operator,  violating the merit order dispatch was possibly not much of an issue. The aforesaid sub‐optimal utilization  of generation could have potentially occurred if the merit order dispatch was not appropriately complied  with 100% of the time.  Also,  during  the  pre‐EPIRA  regime,  big  industries,  motivated  by  the  need  to  have  lower  rates  through  bypassing  the  need  to  pay  distribution  charges,  were  allowed  by  NPC  to  directly  connect  to  the  transmission grid through sub‐transmission lines and not to the distribution network.  This was refuted by  the DUs citing their authority to supply end‐users in  their franchise area.  To resolve the issue, Section 8  of  the  EPIRA  mandates  that  the  sub‐transmission  functions  and  assets  shall  be  segregated  from  the  transmission  functions  and  assets.    The  sub‐transmission  assets  shall  be  operated  and  maintained  by  TRANSCO  until  their  disposal  to  qualified  DUS  which  are  in  a  position  to  take  over  the  responsibility  for  operating, maintaining, upgrading, and expanding said assets.  3.3.2.  EPIRA Regime  With the implementation of the EPIRA, as part of the implementation of open access to the transmission  grid,  the  WESM,  independent  from  generation,  transmission,  distribution  and  supply,  was  established;  transmission,  generation  and  system  operation,  all  of  which  were  under  the  umbrella  of  NPC,  were  unbundled.   16 | I n t e r n a t i o n a l   E x p e r i e n c e   w i t h   P r i v a t e   S e c t o r   P a r t i c i p a t i o n   i n   P o w e r   G r i d s   The transmission and system operation functions are now under the functional umbrella of the NGCP.  As  such, the NGCP cannot have ownership or interest in the generation sector.  As  discussed  in  Section  2.4.1  of  this  report,  the  NGCP  now  operates  and  maintains  the  country’s  power  transmission  network  which  includes  approximately  19,500  circuit  kilometers  of  transmission  lines  and  23,900 MVA of substation capacity.  Its primary function is the transmission of electricity through its high‐ voltage  wires,  in  response  to  system  and  market  demands:  (a)  from  generator  connection  points  to  distribution network and directly connected end‐user connection points, between the three major regions  of the Philippines (Luzon, Visayas and Mindanao), thereby increasing reliability.    Ultimately, the aforementioned set up is viewed to reduce the overall cost of generation nationally.  NGCP’s tasks can be grouped into the following key responsibility areas:  a) System Operation (SO) which involves managing the national grid, dispatching generation and  managing the system, including the arrangement for ancillary services.  As the SO, NGCP  balances the demand and supply of electricity and puts online the right mix of power plants, to  serve efficiently all of its customers, which include generators, DUs, ECs and government– owned utilities, eco‐zones, industries and directly‐connected customers;  b) Network Reliability wherein NGCP provides the appropriate levels of network reliability in  accordance with the requirements of the Philippine Grid Code (PGC);  c) Provision of effective, timely and efficient connection services, including metering and related  services, to its customers;  d) Delivering services with due consideration to safety requirements and environmental  protection; and   e) Efficient and effective services supporting the requirements of the operation and maintenance  of the WESM.  f) Additionally, the NGCP operates the sub‐transmission assets from its high‐voltage delivery  points to end‐users; these assets have been offered for sale to the DUs in compliance with the  requirements of the EPIRA.    3.4. Policies, Rules and Regulations Governing Open Access to the Transmission Grid Section  9(a)  of  the  EPIRA  mandates  that  as  part  of  its  functions  and  responsibilities,  the  TRANSCO  or  its  concessionaire,  should  provide  open  and  non‐discriminatory  access  to  its  transmission  system  to  all  electricity users.  The  key  issues  of  open  transmission  access  –  including  among  others  cost  allocation,  tariff  structure,  support  to  and  collaboration  with  the  electricity  market,  connection  services,  congestion  management,  network  safety  and  reliability,  and  protection  of  the  environment  –  are  significantly  dealt  with  by  the  following rules and regulations, all of which emanated from and in consonance with the EPIRA and its IRR.    3.4.1.  Philippine Grid Code (PGC)  The  PGC  establishes  the  basic  rules,  requirements,  procedures  and  standards  that  ensure  the  safe,  reliable, secured and efficient operation, maintenance and development of the high‐voltage Transmission  System  in  the  Philippines.   It  identifies  and  recognizes  the  responsibilities  and  obligations  of  three  key  independent  functional  groups:  (a)  the  Transmission  Grid  Owner,  (b)  the  System  Operator,  and  (c)  the  Market Operator.  P e r u   C a s e   S t u d y   |  17  Furthermore, the PGC defines the responsibilities of the MO, SO, grid owner, generators, DUs and other  users for generation scheduling. As far as open access to the transmission grid is concerned, the policies,  rules  and  regulations  on:  criteria  for  scheduling  and  dispatch,  the  procedures  for  generation  scheduling  and the central dispatch procedure, when faithfully adhered to, should fairly provide an optimum dispatch  schedule, based on market forces and the technical criteria for scheduling and dispatch, without sacrificing  power  quality  and  reliability  and  security  of  the  grid.  Taking  in  hand  open  access,  these  are  both  for  the  benefit of generators on one side and the suppliers and users on the other side.  Revision  of  the  PGC  is  underway  to  make  it  more  in  accordance  with  the  current  requirements.    One  important issue that needs to be revisited is the level of Ancillary Services that needs to be provided.  Annex 2 encapsulates the contents of the PGC and its applicability.    3.4.2.  WESM Rules  The  WESM  Rules  establish  the  rules,  requirements  and  procedures  governing  the  operation  of  the  Philippine  wholesale  electricity  market.    It  is  complementary  with  the  Philippine  Grid  and  Distribution  Codes, all of which are intended to ensure the development of an appropriate, equitable and transparent  electricity market, along with a safe, reliable, and efficient operation of the power system.  Relating specifically to open access, the WESM Rules are, among others, aimed at promoting competition,  providing efficient, competitive, transparent and reliable spot market, encouraging market participation,  enabling  access  to  the  spot  market,  providing  the  terms  and  conditions  to  which  entities  may  be  authorized to participate in the WESM.  All these curtail, if not eliminate, entry barriers to the spot market  wherein the transmission grid plays an important part.  Open  access  to  the  power  system  is  reiterated  in  Section  1.2.5  (c)  of  the  WESM  Rules  declaring  that  the  objectives of the spot market are to establish a competitive, efficient, transparent and reliable market for  electricity  where  …  (c)  third  parties  are  granted  access  to  the  power  system  in  accordance  with  the  Act  (EPIRA).  Akin to the objective of the PGC to provide a fair and non‐discriminatory procedure for connection to the  grid,  Chapter  2  of  the  WESM  Rules  defines  the  (a)  categories  of  WESM  members,  (b)  procedures  for  registration as a WESM member, including registration as an intending WESM member, (c) procedure for  ceasing  to  be  a  WESM  member,  (d)  procedure  for  suspension  of  a  WESM  member  and  liability  of  Deregistered WESM members, and (e) procedure for recovery of the MO’s costs and expenses.  A summary of the contents of the WESM Rules is provided in Annex 3.    3.4.3.  Performance Based Regulation (PBR)  Benefits: Pursuant to the EPIRA and its IRR, the ERC decided that the Performance Based Regulation (PBR)  is  the  most  efficient  available  form  of  regulation  of  privately‐owned  or  operated  distribution  and  transmission companies in the Philippines.  Key Features of PBR in the Philippines: The ERC adopted the Revenue Cap approach for the transmission  company and the Price Cap approach for the distribution utilities with the following basic characteristics:  a) A Maximum Annual Revenue (MAR) cap is placed on transmission services for a five (5) year  price path; while a Maximum Average Price (MAP) cap is placed on distribution services for a  four (4) year price path.  Prices are set ex‐ante with increases linked to inflation and a  smoothed efficiency factor (X factor) to reflect the improving efficiencies in price setting and  avoid wide price fluctuations;  18 | I n t e r n a t i o n a l   E x p e r i e n c e   w i t h   P r i v a t e   S e c t o r   P a r t i c i p a t i o n   i n   P o w e r   G r i d s   b) Prices are based on the utilities’ revenue requirements, reviewed and approved by ERC  subject to public hearings.  Revenue requirements are determined based on the following  building blocks, taking into account demand forecasts:        c) A performance incentive scheme is introduced to ensure service quality is maintained.  Rules for Setting Transmission Wheeling Rates (RTWR)  The  RTWR  specifies  the  methodology  (policies,  rules  and  procedures)  in  setting  the  maximum  transmission wheeling rates that may be charged by the Regulated Entity to its customers for the provision  of Regulated Transmission Service.    Details of the RTWR are provided in Annex 4.    3.4.4.  Open Access Transmission Service Rules (OATS Rules)  The OATS Rules (available for downloading at the ERC website ), have been developed by the ERC based  on  the  IRR  of  the  EPIRA,  the  Philippine  Grid  Code  and  the  WESM  Rules,  subjected  to  public  consultation  and approved on December, 2006 .   The  OATS  Rules  significantly  cover  the  essential  set  of  rules  and  regulations  dealing  with  open  access  in  transmission. The said rules define the responsibilities of the Transmission Provider, the functions of the  System  Operator  and  the  conditions  accepted  by  the  Transmission  Customers  for  receiving  the  transmission  services.    Together  with  the  Service  Agreements  ,  it  constitutes  the  entire  agreement,  understanding  and  arrangement  (express  and  implied)  between  the  Transmission  Provider  and  each  Transmission Customer relating to the subject matter of the OATS Rules.  (See Annex 5 for details.)  As a way of also ensuring fair and non‐discriminatory access to the transmission grid, the OATS Rules set  out the terms on which the Transmission Provider shall: (a) connect a Transmission Customer to the grid,  (b)  provide  power  delivery,  transmission  connection,  residual  sub‐transmission,  system  operation  and  metering  services,  (c)  perform  system  operator  function,  (d)  provide  services  related  to  management,  procurement  and  dispatch  of  ancillary  services,  (e)  perform  metering  service  function,  and  (f)  provide  services incidental to the above.  Rates and Charges: The fees which the Transmission Provider shall charge are given in Figure 3.4.4.1 .    P e r u   C a s e   S t u d y   |  19  Figure 3.4.4.1 – Summary of Charges by the Transmission Provider      The different charges indicated above are described below; also provided in Annex 5 are the bases for the  allocation of the charges:  a) Services under MAR  Transmission  Customers  shall  pay  the  following  charges  for  Regulated  Transmission  Services  under  a  Maximum Annual Revenue (MAR) cap, determined and approved by the ERC through a Regulatory Reset  Process, done every Regulatory Period (RP) of five (5) years, under the RTWR.   Power Delivery Service (PDS) Charge which recovers that proportion of the MAR associated  with the cost of conveying electricity through the Grid and the control and monitoring of  electricity as it is conveyed through the Grid; the PDS charge is payable by Generation  Customers based primarily on the non‐coincident peak injections in kW, and by Load  Customers based principally on the non‐coincident peak demand in kW.   System Operator (SO) Charge which recovers that portion of the MAR and any other costs  approved by the ERC that are associated with the cost of system operation as defined under  the WESM Rules; the SO charge is payable by Generation Customers based or the  Embedded Generators, and Load Customers.    Metering Service Provider (MSP) Charge which recovers that portion of the MAR, and any  other cost approved by the ERC, associated with the cost of metering services including the  provision, installation, commissioning, testing, repair, maintenance, and reading both of  meters that are used to measure the delivery of electricity to Customers and of other  meters that are used (for the purposes of the WESM) to measure the flow of electricity into  or through the Grid; A Metering Service Provider charge shall apply to all Connected  Transmission Customers and will vary in accordance with the voltage level of the  infrastructure provided by the Metering Service Provider for a Metering Installation.      20 | I n t e r n a t i o n a l   E x p e r i e n c e   w i t h   P r i v a t e   S e c t o r   P a r t i c i p a t i o n   i n   P o w e r   G r i d s   b) Excluded Services  Excluded  service  under  the  RTWR  is  defined  as  a  service  provided  under  the  ordinary  course  of  an  electricity  transmission  business  that  is  neither  a  Regulated  Transmission  Service  nor  a  service  that  is  contestable (for these purposes, whether or not a service is contestable is a matter that, if disputed, will  be determined by the ERC).  Generation  Customers  and  Load  Customers  shall  pay  the  following  charges  for  Excluded  Services  and  other Services:   Connection Charge which recovers the reasonable costs,  associated with providing  Connection Assets, defined as the assets connecting a single connected Transmission  Customer’s Facilities to the Grid, including land required for the Connections Assets;  connection charges are payable by Load Customers on existing and new Connection Asses,  for the period until the Connection Assets are sold to Qualified DUs at each connection  point, and payable by Generation Customers relating to their specific Connection Assets.   Residual Sub‐transmission (RST) Charge, payable by Load Customers, which recovers costs of  sub‐transmission assets defined as the Sub‐transmission Assets as identified in the ERC  Rules for the Approval of the Sale and Transfer of TRANSCO’s Sub‐transmission Assets and  the Acquisition by Qualified Consortiums, less any asset that is no longer owned by the  Transmission Provider or that has been reclassified as a Transmission Asset by resolution of  ERC;   These two aforementioned assets are defined to allow Connection Charges and Residual  Sub‐transmission Charges to recover costs of Sub‐transmission Assets which the EPIRA  requires to be sold by the Transmission Provider.   Technical Service (TS) Charges wherein a prospective Transmission Customer shall pay the  costs of any System Impact Studies (SIS) or Facilities Studies arising from its Service  Application. In performing the SIS or Facilities Study, the Transmission Provider shall rely, to  the extent reasonably practicable, on existing Grid Impact Studies (GIS) and any other  relevant studies.  The Prospective Transmission Customer shall  not be assessed a charge for  any existing studies.  However, the Prospective Transmission Customer shall be responsible  for charges associated with any modifications to existing studies that are reasonably  necessary to evaluate the impact of the Prospective Transmission Customer’s request for  service from the Grid.   Ancillary Services Charges as determined by the ERC and published in a separate Ancillary  Services Procurement Plan (ASPP) and/or the Ancillary Services Cost Recovery Mechanism  (ASCRM), or their successor documents.  The key points on the allocation of charges are discussed in Annex 5.    3.4.5.  RA 9513 or the Renewable Energy Act of 2008  The  Renewable  energy  Act  of  2008  (RA  9513)  aims  to  achieve  the  following  with  regards  to  renewable  energy resources such as but not limited to: biomass, solar, wind, hydro, geothermal and ocean energy:  a) Accelerate exploration and development;  b) Increase utilization;  c) Encourage development and utilization; and  d) Establish the necessary infrastructure and mechanism to carry out the mandates.  The mandates of RA9513 pertinent to open access to the transmission grid are discussed in Annex 6.  P e r u   C a s e   S t u d y   |  21  3.5. Open Access to the Distribution Grid Section  23  of  the  EPIRA  mandates  that  as  part  of  its  functions,  a  distribution  utility  (DU)  shall  have  the  obligation  to  provide  distribution  services  and  connections  to  its  system  for  any  end‐user  within  its  franchise area consistent  with  the distribution code.  Any entity  engaged therein shall  provide open and  non‐discriminatory access to its distribution system to all users.  The Philippine Distribution Code (PDC), even prior to the EPIRA, akin to the PGC which has been previously  discussed,  ensures:  (a)  fair  and  non‐discriminatory  access  to  the  distribution  system,  (b)  that  the  DUs  provide  reliable,  safe  and  quality  service  to  all  its  customers,  (c)  distribution  planning  is  done  in  consideration of the requirements of its current and potential customers.  Like  the  PGC,  the  PDC  is  currently  undergoing  revisions  to  make  it  more  in  accordance  with  the  current  situation and environment.  Also,  as  previously  mentioned,  the  WESM  Rules    is  complimentary  with  the  Philippine  Grid  and  Distribution Codes, all of which are intended to ensure the development of an appropriate, equitable and  transparent electricity market, along with a safe, reliable, and efficient operation of the power system.  In addition, to the PDC and the WESM Rules, the key issues of open and non‐discriminatory access to the  distribution grid, is dealt with under the following policies, rules and regulations:    3.5.1.  Rules for Setting Distribution Wheeling Rates (RDWR)  The RDWR specifies the methodology (policies, rules and procedures) in setting the maximum distribution  wheeling rates that may be charged by the Regulated Entity to its customers for the provision of Regulated  Distribution Service.   The  RDWR  is  adopted  as  a  performance  based  form  of  regulating  private  DUs.    The  concepts,  characteristics  and  features  are  similar  to  the  RTWR;  the  main  difference  is  that  the  Maximum  Average  Price  (MAP)  cap  is  placed  on  Regulated  Distribution  Services  for  a  four  (4)  year  price  path  instead  of  a  Maximum Annual Revenue cap placed on Regulated Transmission Services for a five (5) year price path.  The key features of RDWR are provided in Annex 7.  The similarity with the RTWR will be noted.    3.5.2.  Rules for Setting Electric Cooperatives’ Wheeling Rates  The  ECs  tariffs  have  been  regulated  using  what  is  called  a  “cash  flow”  methodology.    In  this  form  of  regulation,  the  EC’s  requirements  to  meet  its  payroll,  operation  and  maintenance  expenses,  and  debt  service  are  calculated  for  a  given  base  year  on  a  cash  basis.    This  becomes  the  Annual  Revenue  Requirement (ARR) on which the distribution rates are designed.  Approval of tariff adjustments are done  through  a  judicial  process  that  takes  between  3  to  6  months  for  a  single  case  from  application  to  ERC  approval.  If the 119 ECs all filed their rate cases together on a single day and given the most optimistic turn‐around  of 3 months per case, all of the rate cases would have been decided in 30 years, if the cases were handled  sequentially.   Even  if  the  ERC  took  on  3  cases  simultaneously,  it  would  still  have  taken  10  years  to  finish  all of the cases.  Clearly, there would be regulatory lag.  In  September  2009,  the  ERC  promulgated  the  new  regulatory  methodology  for  on‐grid  ECs  called  the  “Rules for Setting Electric Cooperatives’ Wheeling Rates” or RSECWR.  Details on the RSECWR are provided in Annex 8.  22 | I n t e r n a t i o n a l   E x p e r i e n c e   w i t h   P r i v a t e   S e c t o r   P a r t i c i p a t i o n   i n   P o w e r   G r i d s     3.5.3.  Distribution Services and Open Access Rules (DSOAR)  The DSOAR sets forth the terms and conditions related to the provision of Connection Assets and Services,  service to the Captive market, Supplier of Last Resort (SOLR) service to the contestable Market, unbundled  Distribution  Wheeling  Service  (DWS)  provided  to  the  Contestable  Market,  redistributors’  service  to  sub‐ meter users.    Furthermore, the DSOAR sets forth the procedures for establishing regulated service rates for DUs.  The general contents and relevant key points included in the DSOAR are discussed in Annex 9.    3.5.4.  RA 9513 or the Renewable Energy Act of 2008  This is also discussed under item 3.4.5 above.  In addition to the aforementioned discussion, the following  is the relevant section for DUs.  Section  10.  Net‐metering  for  Renewable  Energy:  Subject  to  technical  considerations  and  without  discrimination  and  upon  request  by  distribution  end‐users,  the  distribution  utilities  shall  enter  into  net‐ metering agreements with qualified end‐users who will be installing RE system.  The  ERC,  in  consultation  with  the  NREB  and  the  electric  power  industry  participants,  shall  establish  net  metering  interconnection  standards  and  pricing  methodology  and  other  commercial  arrangements  necessary to ensure success of the net‐metering for renewable energy program.  The distribution utility shall be entitled to any Renewable Energy Certificate resulting from net‐metering  arrangement  with  the  qualified  end‐user  who  is  using  an  RE  resource  to  provide  energy  and  the  distribution utility shall be able to use this RE certificate in compliance with its obligations under RPS.  3.6. Assessment Drawing  from  the  definition  of  Open  Access,  it  means  that  everyone  is  treated  fairly  and  in  non‐ discriminatory terms and conditions dealing with these key issues:  a) Connection to the transmission / distribution grid;  b) Good and quality service upon connection to the grid;  c) Safe, reliable and efficient operation and maintenance of the network system; and  d) Tariff structure, pricing and cost allocation.  It  is  observed  from  the  above  discussions  that  with  the  EPIRA  and  its  IRR,  all  the  policies,  rules  and  regulations including among others the PGC, PDC, WESM Rules, OATS, DSOAR, RTWR, RDWR, the related  rules on retail competition which are currently underway, and the continuing changes and improvements  on the rules and regulations, Open Access to the Transmission and Distribution Grid in the Philippines, are  endeavored to be dealt with appropriately.  Nonetheless,  one  area  which  may  be  considered  for  development  is  the  design  and  structure  of  Distribution  Wheeling  Rates  Charges  to  End‐users.    This  is  crucial,  as  a  defect  in  the  rate  structure  proposed by the DUs, if not bound by the appropriate rules and policies, may run counter to the objectives  of the EPIRA, removal of cross subsidy to name one.  Rules on distribution rate designs may start at the RDWR which can provide the ERC approved Regulatory  Asset Base related costs (Return of Capital and Return on Capital) and Operating Expenses, including Taxes  for allocation into the appropriate distribution functions.  It is also recognized  that  development  and implementation of  the rules is one thing, while,  on the other  hand,  ensuring  that  the  rules  are  altogether  adequately  complied  with,  is  another  thing.   If  the  latter  is  P e r u   C a s e   S t u d y   |  23  not efficient and effective, the former shall not be bound to appropriately achieve the objectives that they  were meant to accomplish.  One  case  in  point  is  the  criteria  and  protocol  for  the  Central  Dispatch  of  Generation  Facilities,  Ancillary  Services,  and  Loads,  both  in  the  normal  course  of  operation  and  in  the  event  of  a  notified  emergency  which shall be defined by the SO and form part of the OATS Rules after approval by the ERC.  The author  understands that this is not yet obtainable.    It  was  drawn  from  one  of  the  interviews  that  there  is  need  for  the  Market  Operator  and  the  Market  Participants  to  understand  the  protocols  used  by  the  System  Operator  in  their  dispatch  procedures.   As  per the WESM Rules, the MO determines the dispatch schedule of generation facilities and such schedule  is  submitted  to  the  SO  which  is  under  the  NGCP  organization.   The  SO  provides  central  dispatch  of  all  generation  facilities  to  loads  connected,  in  accordance  with  the  dispatch  schedule  given  by  the  MO.   However,  it  could  be  possible  that  the  SO  may  deviate  from  the  dispatch  schedule  due  to  the  discretion  of the SO, based on its Dispatch Protocols (e.g. MRUs need to be online, etc.).    The  SO  needs  to  be  transparent  and  its  procedures  and  protocols  need  to  be  documented  (which  as  mentioned above are not yet available), for the MO and other qualified interested parties to understand  how the SO implements the actual dispatch of generation facilities.  This brings to the main point of the assessment:  It is deemed beneficial to strengthen the regulatory body  and the related agencies, to be able to do audits, checks and inspections, to ensure that in reality and in  truth, policies, rules and regulations are complied with.  4. RETAIL COMPETITION AND OPEN ACCESS (RC&OA) In  the  Philippines,  Retail  Competition  and  Open  Access  have  usually  been  put  and  discussed  together.   Being  the  ultimate  objective  of  the  EPIRA,  and  being  a  currently  active  and  reputed  undertaking,  the  RC&OA is discussed as a separate key topic.  4.1. Definitions Open  access  has  been  defined  in  the  earlier  sections.    Retail  competition  is  the  rivalry  among  Retail  Electricity  Suppliers,  or  the  RES,  to  provide  supply  services  to  customers  in  the  contestable  market  by  offering lower prices and added customer service benefits or other incentives. Contestable customers are  end‐users  who  have  the  power  to  choose  their  preferred  retail  electricity  supplier  rather  than  automatically purchasing supply from their respective distribution utility in their franchise area.  Customers  which  qualify  to  become  contestable  under  ERC’s  Rules  for  Contestability  can  choose  their  preferred RES based on the offered cost (which is not regulated) of generated power and other customer  services  and  incentives.   In  the  event  that  the  customer  fails  to  choose  their  RES  or  the  RES’  inability  to  provide  electricity,  the  Rules  for  the  Supplier  of  Last  Resort,  implemented  by  the  ERC,  ensures  the  provision of continuous supply of electricity to contestable customers (see section 4.4.2 c).  Costs  of  transmission  and  distribution,  both  of  which  are  regulated,  do  not  form  part  of  the  decision  points, thus open access is essential for retail competition to work.  As  mentioned,  implementation  of  RC&OA  is  among  the  ultimate  objectives  of  the  EPIRA.    It  matters  therefore  that  its  implementation  would  be  in  consonance  with  the  underlying  principles  and  would  achieve the benefits expected of the EPIRA.  24 | I n t e r n a t i o n a l   E x p e r i e n c e   w i t h   P r i v a t e   S e c t o r   P a r t i c i p a t i o n   i n   P o w e r   G r i d s   4.2. Rationale & Benefits of RC&OA Industry restructuring with the ultimate goal of moving towards competition, is in expectation of bringing  better  advantages  (price  and  non‐price)  in  comparison  to  regulation.   The  benefits  most  anticipated  are  that consumers pay lower rates than provided under regulation and receive reliable service as well.  On a  more comprehensive scale, the consumers may be benefitted directly through their individual electricity  bills  for  their  own  consumption  and  indirectly  through  businesses,  commerce,  other  industries  and  in  totality the growth and development of the country impinged on by competition in the electricity industry.  The motivation for RC&OA is very well depicted by Herbert Hoover in his quotation:  “Competition is not only the basis of protection to the consumer, but is the incentive to progress”.  The  “protection  to  consumer”  component  has  been  alluded  to  in  Section  2  (b)  and  (f)  of  the  EPIRA  declaring as  among the  policies of the  state:  “to ensure the quality, reliability, security and  affordability  of  the  supply  of  power  and  to  protect  the  public  interest  as  it  is  affected  by  the  rates  and  services  of  electric utilities and other providers of electric power”.    Likewise,  the  “incentive  to  progress”  aspect  has  been  put  across  in  Section  2  (c)  similarly  declaring  as  among the policies of the state: “to ensure transparent and reasonable prices of electricity in a regime of  free  and  fair  competition  and  full  public  accountability  to  achieve  greater  operational  and  economic  efficiency  and  enhance  the  competitiveness  of  Philippine  products  in  the  global  market”.  Accordingly,  alongside  protecting  public  interest,  the  pursuit  for  quality,  reliability,  security  and  affordability  of  the  supply of power seeks to  ultimately  power the  growth and  development of  the nation.  With  this end in  view, comes to fore Section 2 (d), another policy of the state in the EPIRA, which, is certainly a fundamental  driving  force  in  a  developing  country  like  the  Philippines.   The  said  policy  is  stated  as:  “to  enhance  the  inflow  of  private  capital  and  broaden  the  ownership  base  of  the  power  generation,  transmission  and  distribution sectors”.  Thus, as the World Bank has indicated, private sector participation in transmission  and  distribution,  T  &  D,  (not  to  discount  generation)  and  OA  in  T  &  D  are  emerging  areas  of  interest  to  policy makers in developing countries.  It is in this framework that the development and implementation of OA & RC should be carried on.  4.3. Rationale for the Mandated Requisites to RC&OA It  is  believed  that  RC&OA  cannot  efficiently  operate  and  successfully  achieve  its  intended  objectives  without complying with the requisites indicated in Section 31 of the EPIRA as previously mentioned.  The  following provides the underlying principles for such requirements:  4.3.1.  Establishment of the Wholesale Electricity Spot Market (WESM)  The wholesale and retail markets mutually reinforce each other.    The wholesale market:  a) shall be a source of supply of the electricity retailer,  b) shall be relied on in terms of turning up with rational cost of generated power from the  interplay of market forces;   c) shall be a critical source of valid and correct information for the retailer and the customer in  their decision making process;  d) has the mechanism for generating the bills for wholesale spot buyers including the Retail  Electricity Supplier (RES).  A competitive wholesale  market is imperative for the benefits of retail competition to be  achieved.  The  wholesale  market  plus  a  non‐discriminatory  access  to  the  transmission  grid,  and  certainly,  an  efficient  P e r u   C a s e   S t u d y   |  25  transmission  network,  allows  the  retail  electricity  suppliers  to  buy  even  from  distant  generators  and  curtails the exercise of market power by local generators. Also, it is the source of supply of the RES when  its  bilateral  contract  quantities  are  not  sufficient  and,  as  well,  the  place  to  sell  its  bilateral  contract  quantities in excess of their customers’ requirements.  A competitive wholesale market provides:  a) the appropriate price signals to wholesale customers including the RES;  b) information on grid utilization and congestions to transmission grid operators;  c) actual market prices to the participating generation companies;  d) information on potentials of different plant locations to upcoming generation companies to  be used for their plant designs.  These are all necessary to achieve the benefits of retail competition.  On the other hand, the retail market boosts up the wholesale market in making it more competitive as it  provides more demand side players.  4.3.2.  Approval of Unbundled Transmission and Distribution Wheeling Charges  As mentioned, in the EPIRA, there are four sectors: generation, supply, transmission and distribution.  The  first  two  are  not  regulated  and  are  in  a  competitive  environment,  while  the  last  two  remain  regulated.   Each of the sectors, distinct from each other, has their own particular rules and regulations.    Unbundling  is  necessary  as  each  of  the  components  of  the  total  cost  of  electricity  is  addressed  distinct  from  each  other.   It  allows  the  regulator  (ERC,  in  the  case  of  the  Philippines)  and  the  planner  (DOE,  and  the  individual  utility  owners)  to  assess  the  individual  performance  of  the  groups  involved,  understand  where problems lie or where support is necessary, and make policy decisions towards the betterment of  the whole industry. It also allows the  customer to see and  understand the  cost for each service they are  paying.  Importantly,  unbundling  is  an  important  prelude  to  open  access  or  non  discriminatory  access  to  transmission and distribution systems.  4.3.3.  Initial Implementation of the Cross Subsidy Removal Scheme  In the old regime, cross‐subsidies have been used as a mechanism to balance the effect of price increase  on certain categories of customers. This has the following adverse effects:    a) higher tariffs for some categories of consumers who are perceived to have the capability to  pay and lower tariffs for those who have been paying low historically;  b) wrong signals to consumers who pay low, thus resulting in inefficient and unproductive use  of scarce electricity; and,  c) de‐stabilizing effect on the operation of the utility in the long run because those who pay  high may switch to self‐generation.  Thus,  to  make  the  reforms  successful,  EPIRA  has  included  Section  74  (Annex  10)  to  address  the  Cross  Subsidy Removal Scheme.  Privatization of at least seventy percent (70%) of the total capacity of generating assets of NPC in Luzon  and Visayas; and transfer of the management and control of at least seventy percent (70%) of the total  energy output of power plants under contract with NPC to the IPP Administrators.  As previously mentioned, prior to the implementation of the EPIRA, the generation sector was dominated  by  NPC.   The  following  all  supplied  electricity  to  NPC:   NPC‐owned  and  operated  plants,  NPC‐owned  but  26 | I n t e r n a t i o n a l   E x p e r i e n c e   w i t h   P r i v a t e   S e c t o r   P a r t i c i p a t i o n   i n   P o w e r   G r i d s   IPP operated plants, and IPP‐owned and operated plants.  There were also IPP‐owned and operated plants  that sold electricity to customers other than NPC.  The  objective  of  these  last  two  pre‐requisites  for  OA  &  RC,  defined  by  the  EPIRA,  is  mainly  to  restrain  market power.  It is perceived that completion of the two items indicated in 3.3.4 above, would bring the  market to a competitive level and would curtail the opportunity to exercise market power (defined as the  ability to profitably maintain price above competitive levels in significant amounts of time).  Corollary  to  the  above,  the  EPIRA  has  also  mandated  that:    “No  company  or  related  group  can  own,  operate  or  control  more  than  thirty  percent  (30%)  of  the  installed  generating  capacity  of  a  grid  and/or  twenty‐five percent (25%) of the national installed generating capacity”.  Due to inevitable delays in meeting the aforesaid conditions, the ERC, in its Resolution No. 3, Series of  2007 reiterated the legal requisites to Open Access and identified two other vital requirements that  must be in place prior to the start of the Retail Market, namely:  a) the adequacy and establishment of all necessary infrastructures, including, but not limited  to: transmission networks, generation supply and the customer switching system; and  b) the promulgation of all pertinent rules and regulations governing open access and retail  competition.  Adequate  generation  supply  means  the  electric  power  system  is  able  to  supply  the  total  electricity  demand  and  energy  requirements  of  the  customers  and  the  system,  considering  both  scheduled  and  unscheduled  outages  of  all  system  components.    This  is  essential  for  the  protection  of  the  consumers  through a competitive and reasonable pricing in the wholesale and retail market.  Inadequate generation  supply  can  give  the  generators  the  ability  to  exercise  market  power;  however,  significantly  more  than  what is adequate may tilt the supply and demand balance, and this is de‐motivating to and can re‐direct  the generation sector which could in the long run, be detrimental to the best interests of the country.  Adequate  generation supply should be coupled with an  evenly adequate transmission network, which is  defined as one that can support the capacity being supplied by generators and the demand being drawn  by  the  customers.    Network  congestion  results  in  inadequate  transmission  capacity,  this  consequently  leads to limited supply in a certain area causing electricity prices to increase as more expensive supply has  to be sourced to  meet the demand.    An adequate  transmission network is  thus, likewise,  essential for  a  competitive and reasonable pricing in the wholesale and retail market.  Further,  the  customer  switching  system  infrastructure  is  a  basic  requirement  for  the  system  to  work  efficiently and to attain the full benefits of RC&OA.  The  pertinent  rules  and  regulations  governing  retail  competition  and  open  access  put  in  place  a  comprehensive  legal  and  procedural  framework  for  RC&OA.   They  serve  as  the  guidebook  or  handbook,  addressing practically all market issues and concerns, and the basis by which market participants will plan,  manage, decide, act and behave.  These rules and regulations are necessary for RC&OA to work effectively,  efficiently and in an organized manner and to ultimately attain the objectives anticipated by the EPIRA.  4.4. Current Environment & Future Plans This part of the report encapsulates and highlights the significant aspects of the preparations, efforts and  strategies towards the development and implementation of RC&OA in the Philippines.  This section, handy  in itself, finds meaning and importance in imparting what needs to be done and the lessons learned with  the Philippine experience.  Furthermore, it provides forward‐looking or advanced experience which may  yet to be encountered by other jurisdictions.  P e r u   C a s e   S t u d y   |  27  These  are  the  highlights  of  preparations  that  have  been  and  are  being  done  towards  the  suitable  implementation of RC&OA (See Annex 11 for details):  The ERC issued the Rules for the Issuance of Licenses to Retail Electricity Suppliers (RES), which  prescribes the qualifications and criteria for issuing licenses to the RES.  The said rules also introduced  the Local RES, which are DUs intending to set up local RES business.  ERC has issued sixteen RES licenses  as of January, 2012.  Furthermore, it has issued the following necessary Rules and Resolutions, copies of which are all found  in ERC’s website:  a) Code of Conduct for Competitive Retail Market Participants which protects customers by  establishing standards of behavior for marketing electricity;  b) Rules for Customer Switching governing the commercial transfer of a customer from one  RES/Local RES to another;  c) Rules for the Supplier of Last Resort (SOLR) which encourages contestable customers to  choose their supplier of electricity upon the commencement of retail competition and open  access; and ensures the provision of continuous supply of electricity to contestable  customers in the event of RES’ inability to provide electricity.  d) Rules on Rate Filing by the Supplier of Last Resort which provides the SOLR with a uniform  filing system for applications for the approval of SOLR rate / charges to the affected  Contestable Market; and ensures recovery of the allowable premium and reasonable return  associated with the SOLR service;  e) Competition Rules and Complaint Procedures which prohibits anti‐competitive behavior and  abuse of market power; and specifies the appropriate penalties and remedies for such  behaviors;  f) Business Separation Guidelines (BSG) prescribing the clear separation of business operations  and accounts between the regulated and non‐regulated business activities of electric power  industry participants;  g) Distribution Services and Open Access Rules (DSOAR) prescribing the rules and regulations  pertaining to the provision of services by a DU to captive and contestable customers, the  RES, other DUs, and generators, under the new competitive environment;  h) Rules for Contestability which clarifies and establishes the conditions, timelines and  eligibility requirements for end‐users to become part of the contestable market;  Moreover, as part of its mandate to establish and enforce a methodology for setting transmission and  distribution wheeling rates and retail rates for the captive market of a distribution utility, the ERC has  also promulgated the following rate setting rules all of which are performance based:  i) Rules for Setting Distribution Wheeling Rates;  j) Rules for Setting the Transmission Wheeling Rates; and  k) Rules for Setting Electric Cooperatives’ Wheeling Rates.  It is noted  that the above  ERC issuances, pertain to  and are necessary for the well‐ordered  performance  of ERC’s regulatory functions over retail competition.  These  rules  are  all  important  preparatory  steps  to  retail  competition;  nevertheless,  issues  have  been  raised on other equally important preparatory steps which were still lacking, such as:  l) preparation of the WESM to handle billing and settlement of retail suppliers who would be  among the WESM participants;  m) designation of a central registration agent/body to maintain records of the customer‐ supplier relationship; and  28 | I n t e r n a t i o n a l   E x p e r i e n c e   w i t h   P r i v a t e   S e c t o r   P a r t i c i p a t i o n   i n   P o w e r   G r i d s   n) development and installation of a mechanism or a system to convey customer switching  information and meter data from the DU to the retail supplier and wholesale market  operator.  Two Important milestones occurred :First was, when ERC declared on June 6, 2011, compliance with the  preconditions for the initial implementation of RC&OA and commencement on December 26, 2011, six  months after the Decision; and second was, when the Department of Energy (DoE), mandated by the  EPIRA, to supervise the restructuring of the electric power industry and formulate such rules as may be  necessary  issued on June 17, 2011, a Department Circular creating the Steering Committee (SC) that  would define the policies for the commencement of RC&OA, ensuring that the appropriate conditions  for the implementation of RC&OA are in place.  Specifically, the aforementioned DoE Circular defines the following responsibilities of the SC:  a) Review existing rules and procedures on RC&OA; develop and recommend policies to  implement systems and processes;   b) Develop the timelines and action plan necessary to ensure the smooth transition to full  competitive environment;  c) Coordinate with pertinent entities to implement the regular monitoring and feedback  mechanism;  d) Provide a forum for relevant recommendations;  e) Formulate an information and education campaign about the RC&OA.  As part of the learning process, it is important to note issues, concerns and recommendations that came  about after the aforesaid milestones.  a) Deferment of the commencement of RC&OA, as the December 26, 2011 date declared by  ERC was not viable.   The stakeholders have pointed out that deferment of the commencement date was  necessary to allow time for:   the establishment of the Central Registration Body (CRB)  and the agent for net  settlement;   contestable market to engage in more detailed preparation;   proper evaluation of governing rules and regulations; and    all appropriate preparations for transition to the new environment.  b) Concerns on: whether RES and contestability will be mandatory (some customers would want to  remain captive), whether the wholesale and retail market will be handled separately, directions  towards the establishment of the CRA/CRB, Settlement Agent and B2B, the need for clear  guidelines on the source of fund for the establishment of the infrastructure and the concomitant  mechanism for recovery of the investment and sustenance of the operations.  c) Pricing Issues particularly that contestable customers have potential difficulty in securing supply  contracts with no price offers from RES.  Thus, the SC is considering obliging the RES to publicly  make known its offer prices and that ERC should require the RES to submit its price offer and  publish the same in the ERC website.   Other pricing issues as well as issues on the management of contracts, metering rules,  development of the accounting, billing and settlement manual and suggestions on the SOLR  that came about are included in the discussions in Annex 11.  There are also important lessons learned on the report of Mr. Jess Totten of Austin Texas who has been  commissioned to review the retail open access rules adopted by ERC.  The major findings and  conclusions indicated in the report are included in Annex 11.    Important and useful report highlights that are worth noting are:  P e r u   C a s e   S t u d y   |  29  a)  The following Rules adopted by the ERC were said to be adequate:   Rules on Customer Switching;   Amended Distribution Service Open Access Rules;   Business Separation Guidelines;   Code of Conduct for Competitive Retail Market Participants;   Amended Distribution Service Open Access Rules;   Rules for the Supplier of Last Resort (SOLR) for the Contestable Market;   Competition Rules and Complaint Procedures; and   Rules for the Issuance of Licenses to Retail Electricity Suppliers (RES).  b)  The  mark‐up  in  the  SOLR  rate  is  proper  because  of  the  costs  and  risks  involved;  however,  permitting  the  SOLR  to  carry  over  its  unrecovered  costs  is  problematic  since  costs  incurred  for  one  customer  may  be  charged  to  subsequent  customers.   It  is  suggested  that  the  premium  permitted  in  the  SOLR  rate  should  already  cover  all  costs  and  risks  associated  with  providing  the  service  so  a  subsequent  true up would not be necessary.  c)  Although the RES is allowed to trade in the real‐time market, the current infrastructure does not  have  the  capability.   The  WESM  system  needs  to  be  expanded  and  the  market  rules  modified,  to  hinder  barriers to RES participation in the wholesale spot market.    d)  Allowing  the  contestable  customers  to  opt  to  remain  in  regulated  service  would  reduce  the  size  of the  market in terms of  number of customers; this  is detrimental to market  competitiveness.  Further,  this  creates  a  potential  source  of  cross  subsidy,  as  the  related  revenues  in  regulated  service  could  advantage  the  local  RES  in  providing  competitive  services  to  the  customers  who  opt  to  enter  the  retail  market.  In Texas, a partially‐regulated rate has been used for residential and small commercial customers for the  first  five  years  of  retail  competition.   The  drawback  is  that  it  gives  the  DU  and  its  affiliated  local  RES,  a  competitive  advantage  over  new  market  entrants,  which  would  deter  market  entry  and  tilt  the  competitive scales in favor of the DU and its local RES.  e)  Competitive metering is not likely to provide benefits to the retail market as it would be hard to  for  a  new  market  entrant  to  be  competitive  with  the  regulated  rate  of  the  DUs  which  already  have  the  significant scale.  The DoE designated the PEMC as the Central Registration Body (CRB) to: (a) seamlessly integrate RCOA  into the WESM operations, (b) develop and manage customer switching, information exchange and  settlement of transactions, (c) conduct trainings and consultations.  4.5. Assessment The  complete assessment of the Consultant is written in  more detail in Annex 12.  The following are  the  highlights:  It is essential to more thoroughly assess the adequacy of generation supply and transmission network to  sustain the retail market.    It has always been stressed that there can be no competition where generation supply and transmission  networks are deficient.  For the benefit of ensuring the better chances of success of the implementation  of  RC&OA,  it  is  suggested  that  ERC  carry  out  further  studies  and  analysis  of  generation  supply  and  transmission network vis‐à‐vis consumer demands in the next ten years.    30 | I n t e r n a t i o n a l   E x p e r i e n c e   w i t h   P r i v a t e   S e c t o r   P a r t i c i p a t i o n   i n   P o w e r   G r i d s   The ERC was consistent with its mandate by the EPIRA, in developing and implementing all the Rules and  Regulations pertinent to RC&OA, as all the issuances were necessary for the commission’s effective  performance of its regulatory functions and other assigned tasks.    On  the  other  hand,  the  DoE’s  move  to  create  the  Steering  Committee  to  define  the  policies  for  the  commencement  of  RC&OA  and  ensure  that  the  appropriate  conditions  for  the  efficient  transition  to  RC&OA  are  in  place,  is  in  accordance  with  its  mandate  under  the  EPIRA.    It  should  be  a  welcome  development,  as  the  preparatory  actions  for  a  project  as  significant  as  the  RC&OA,  traversing  different  sectors, should indeed be synchronized and coordinated.  There  should  be  no  conflict  between  ERC’s  regulatory  function  and  the  DoE’s  overseer  responsibilities.  However, it could have been more likely for the responsible agencies to have their outputs aligned and to  have achieved the timelines set by the EPIRA, if they had collaborated at the outset and worked towards  a common goal.  It should be a lesson learned that delays in the implementation of the RC&OA also deny the contestable  market of the benefits of the “power of choice”.  The preparatory steps taken by ERC, essentially motivated by its mandate, are to a large extent  necessary towards the implementation of the RC&OA. The ERC can now further focus on its regulatory  functions including but not limited to the following, which should not be in conflict with the SC’s  undertaking:  a) Define more specific rules and clear‐cut formula on the SOLR rate which would serve as the  basis of the Commission in evaluating even‐handedly the proposed SOLR rates;  b) Enhance the Competition Rules and Complaint Procedures to address the intricacies of  Retail Competition as differentiated from Competition in the Wholesale Market; Strategize  on spotting retail market abuses and defining the appropriate penalties;  c) Strategize on how to ensure that the pertinent RC&OA development and  implementation  costs as well as the continuing operating costs would be transparent, reasonable and  practical and how these costs would be reasonably recovered by the investors / financiers  and equitably charged to the end‐users;  d) Plan on how to promote competition in and encourage development of the retail market.    The following are also deemed important areas of attention by those who will be involved in the  development of the RC&OA:  a) Taking note of Herbert Hoover’s quotation, competition should enhance both protection to the  customer and incentive to progress; thus, more policies should be adopted to minimize entry  barriers to retail competition; both sides, the customer and the seller, should be evenhandedly  taken care of.  b) Policies to provide the opportunity for demand side responsiveness for both the wholesale and  the retail market.  The opportunity to make consumption decisions for retail customers would  give customers not just a choice of its supplier (customers can either buy direct from a  generator or through a RES or bid into the WESM) but the ability to respond to price changes.    c) Prior to assigning the task of developing the retail market mechanism, decisions should have  been made on who will finance the project and how the investor(s) would be recompensed.    P e r u   C a s e   S t u d y   |  31  As discussed in more detail in Annex 12, it is suggested that the development of the retail market  mechanism should apply the systems development concepts and techniques to provide a basis in going  through the courses of actions towards the ultimate goal of implementing the RC&OA.  As a necessary fundamental process, there is a need to define goals, targets and objectives.  Certainly, the  goal in general to implement the RC&OA needs to be dissected into more detailed objectives such as:  to  protect  public  interest  as  it  is  affected  by  the  rates  and  services  of  electric  utilities;  to  enhance  the  competitive operation of the electricity market; to enhance the inflow of private capital and broaden the  ownership base of the power generation, transmission and distribution sectors, etc. (the aforementioned  are just examples which were lifted from Section 2 of the EPIRA).  The  above  exemplification  is  driving  at  this  point:   if  the  objectives  are  to  protect  public  interest  as  it  is  affected  by  the  rates  and  services  of  electric  utilities,  on  one  side;  and  to  enhance  the  competitive  operation of the electricity market and/or to enhance the inflow of private capital on the other side;  then  it should be made a policy or a rule that the qualified end‐users in the contestable market should not be  given  the  option  to  remain  captive  as  it  would  be  running  against  the  objectives  of  enhancing  the  competitive operation of the market and enhancing the inflow of private capital.  The first tangible output after the definition of targets, goals and objectives, would be the rules, et al, one  of the five fundamental components of an information processing system, mentioned in Annex 12.  This  is one of the pre‐requisites before even going to the design and development of the IT system.  There’s need to develop the Retail Market Rules in the same way that there are WESM Rules.    DoE has indicated the need to reconcile the manner of RES switching (whether monthly, yearly, etc.) with  ensuring the security of supply and mitigating the impact on prices. It is the author’s view that the impact  of  switching  would  be  more  on  individual  prices  and  would  probably  have  less  influence  on  the  security  of  supply.    There  may  be  a  need  to  give  attention  to  this  and  the  necessary  direction  to  PEMC  for  its  development of the RCOA mechanism.  The cost of the system will ultimately be passed on to the customers; it would thus be prudent to manage  the cost as well as the project timeline through a well‐organized process.  In  addition  to  hardware  and  software  solutions,  objectives  can  also  be  achieved  by  processes  that  are  better  done  manually,  reinforced  by  the  appropriate  procedures,  done  by  qualified  personnel  in  the  organization.    PEMC’s  proposal  should  also  cover  these  imperative  components  of  an  information  processing system.    Security  and  confidentiality  should  appropriately  be  handled  with  all  the  people  and  procedures  components in the IT system.  The  system  to  be  developed  by  PEMC,  conceivably  covers  the  activities  from  the  submission  of  retail  market  contracts,  retail  market  bids,  customer  switching,    up  to  PEMC  billing  /  settlement  with  retail  market  customers  and  generation  of  all    the  required  information.  External  processes  like  the  RES  contracting  with  customers,  billing  and  settlement  between  the  RES  and  its  customers,  allocation  of  distribution  and  transmission  costs  to  the  contestable  customers,  regulatory  compliances,  etc.,  need  to  be defined for areas outside of the PEMC system.  The  DoE  should  declare  a  realistic  RC&OA  opening  date,  considering  all  the  requisites  and  relevant  parameters, for the participants to prepare and be indeed ready and equipped for the implementation of  RC&OA.  The  RC&OA  is  a  first‐time  implementation  in  the  country,  with  all  its  uniqueness  and  distinct  characteristics.  Seeking the help of the veritable experts, from other jurisdictions, who have experienced  32 | I n t e r n a t i o n a l   E x p e r i e n c e   w i t h   P r i v a t e   S e c t o r   P a r t i c i p a t i o n   i n   P o w e r   G r i d s   all the prime successes and failures, in the development and implementation of their own RC&OA, would  be  most  advantageous  to  the  Philippines.  The  hiring  of  experts  already  has  precedents  in  the  implementation of the EPIRA.  Consultants were hired in the formulation of the WESM Rules, training of  the stakeholders, and the development of Market Dispatch Optimization Model (MDOM) of the wholesale  market.  5. PRIVATE SECTOR PARTICIPATION IN TRANSMISSION 5.1. Rationale and Objective of PSP in Transmission Among  the  policy  declarations  of  the  EPIRA,  as  embodied  in  its  Section  2  (d)  is  the  enhancement  of  the  inflow  of  private  capital  and  the  broadening  of  the  ownership  base  in  the  generation,  transmission  and  distribution  sectors.   Thus,  Section  8,  created  the  National  Transmission  Corporation  or  TRANSCO  that  assumed  from  the  National  Power  Corporation,  the  authority  and  responsibility  for  the  planning,  construction  and  centralized  operations  and  maintenance  of  the  high  voltage  transmission  facilities,  including  grid  interconnections  and  ancillary  services.  Further,  the  EPIRA  mandated  the  privatization  of  the TRANSCO in Section 21 by either outright sale or a concession contract awarded through competitive  bidding.  The  same  section  and  the  EPIRA  IRRs  also  provide  further  framework  for  the  privatization  of  TRANSCO which includes the following:  a) The buyer/concessionaire shall be responsible: for the improvement, expansion, operation  and/or maintenance of the grid and the operation of related businesses; comply with the Grid  Code and the Transmission Development Plan (TDP) as approved; and, comply with the key  performance targets and standards of the ERC;  b) The sub‐transmission functions and assets shall be segregated from the transmission functions  and assets and shall be operated and maintained by TRANSCO or its buyer or Concessionaire  until their disposal to qualified distribution utilities;  c) PSALM and TRANSCO shall secure a nationwide franchise for and in behalf of the  buyer/concessionaire;  d) In case a concession contract is awarded, the concession period shall be for a period of twenty  five (25) years, subject to review and renewal for another twenty five (25) years;  e) Upon expiration or termination of the concession contract, the transmission facilities and assets  and the franchise shall revert to TRANSCO  f) Provisions for performance and financial guarantees; and  g) In case of joint venture/consortium with foreign members/participants, the  buyer’s/concessionaire’s foreign partner shall be financially and technically capable with proven  domestic and/or international experience and expertise as a transmission system operator of a  comparable capacity and coverage as the Philippines; and  h) The award shall result in maximum present value proceeds to the National Government.    5.2. The Privatization of TRANSCO The National Grid Corporation of the Philippines or NGCP formally took over and has been operating the  facilities  and  assets  of  the  TRANSCO  since  12:00  AM  of  January  15,  2009.    The  NGCP  is  the  corporate  vehicle of the consortium of Monte Oro Grid Resources Corporation, Calaca High Power Corporation, and  State  Grid  Corporation  of  China  which  offered  the  highest  financial  bid  of  US  Dollars  3.950  billion  that  exceeded the Reserve Price and won the TRANSCO concession through competitive bidding on December  12, 2007.  Subsequently, NGCP obtained a congressional franchise in late 2008, remitted USD987.5 million  P e r u   C a s e   S t u d y   |  33  to PSALM, equivalent to 25% of the USD3.950 billion purchase price, fulfilled all conditions precedent and  signed the Deed of Transfer.  There were three attempts to privatize TRANSCO prior to its successful bidding in December 12, 2007 that  has put the TRANSCO Concession in the private hands of NGCP.  The  first  attempt  was  in  2003.    On  July  14,  2003,  the  privatization  bidding  and  awards  committee  for  TRANSCO  declared  a  failure  of  bidding  for  its  twenty  five  (25)  year  concession  contract.   It  failed  at  the  pre‐qualification  stage  as  only  one  party,  Singapore  Power  International,  submitted  the  lone  pre‐ qualification  proposal  on  the  July  11,  2003  deadline.   A  minimum  of  two  (2)  pre‐qualification  proposals  needed to be submitted to proceed with the bid process.  A second attempt was immediately put into process but suffered the same fate as the first attempt.   The  third  attempt  was  in  2006‐2007.   The  privatization  process  hurdled  the  pre‐qualification  stage  with  three pre‐qualified bidders:  1) the consortium of Triratna Holdings, US‐based Newbridge Asia IV L.P. and  Malaysian power firm Tenaga Nasional BHD.; 2) the consortium of Monte Oro Grid Resources Corporation  and  State  Grid  Corporation  of  China;  and,  3)  the  consortium  of  Filipino‐owned  investment  firm  Citadel  Holdings Inc. and Italian power grid operator Terna SPA.  However, on the February 25, 2007 deadline for  the  submission  of  bids,  only  the  consortium  of  Citadel  Holdings  Inc.  and  Terna  SPA  submitted  a  bid.   A  minimum  of  two  bids  is  required  to  proceed  with  the  bid  process.   As  such,  the  bidding  was  declared  a  failure.   Under  the  procurement  law  and  the  bidding  procedures  adopted  for  the  TRANSCO  procedure,  after two failed biddings, a negotiated deal may be entered with the sole bidder.  However, the decision  was to re‐bid.  Finally, the fourth attempt  was successful.  The privatization of the Facilities and Assets of the TRANSCO  was  by  a  Concession  awarded  to  the  highest  Concession  Fee  bid  from  a  qualified  bidder  through  a  competitive bidding process.  5.2.1.  Concession  The Concession is for twenty five (25) years, renewable up to another twenty five (25) years, under terms  and  conditions  that  may  be  mutually  agreed  by  PSALM,  TRANSCO  and  the  Concessionaire.   The  winning  bidder  will  be  required  to  obtain  a  congressional  franchise  to  operate  a  public  utility,  which  will  be  a  condition precedent to the closing of the privatization transaction.  The  Concession  shall  include  (a)  the  take  over  and  operation  of  TRANSCO’s  regulated  transmission  business as a going concern, and, (b) carrying on any Related Business in accordance with Applicable Law  during  the  concession  period.    The  Concession  transfers  effective  economic  ownership  to  the  Concessionaire  while  the  legal  title  to  the  immovable  assets  remains  with  TRANSCO.  As  such,  at  the  expiration or termination of the Concession, the Concessionaire is entitled to receive a payment linked to  the  value  of  the  Regulatory  Asset  Base  (RAB)  at  that  date,  in  order  to  recover  any  un‐depreciated  investment at that time.  During the concession period, the rights and responsibilities of the Concessionaire are:  a) to construct, install, finance, manage, improve, expand, operate, maintain, rehabilitate, repair,  refurbish and replace the Transmission Assets, save that with regards the Sub‐transmission  Assets, this obligation shall only be to operate and maintain the Sub‐transmission Assets which  have not been disposed by TRANSCO;  b) to prepare the Transmission Development Plan and to implement such projects in the TDP as  may be authorized by the ERC;  34 | I n t e r n a t i o n a l   E x p e r i e n c e   w i t h   P r i v a t e   S e c t o r   P a r t i c i p a t i o n   i n   P o w e r   G r i d s   c) to provide Transmission Service and enter into connection agreements with Transmission  Customers;  d) to procure such Ancillary Services as necessary to support safe and reliable operation of the  Transmission Assets;  e) to bill and collect from Transmission Customers for its own account such charges as the  Regulated Entity may lawfully demand; and  f) To collect the Universal Charge payable by end users and self‐generating entities not connected  to a distribution utility and remit the same to PSALM, all in accordance with Applicable Law,  including the EPIRA.  The ERC shall regulate the Concessionaire who shall be the sole representative of the Regulated Entity (as  between TRANSCO and itself) before the ERC.  Performance  Security.   A  Performance  Security  is  required  as  of  the  Commencement  Date,  and  in  effect  throughout the Concession Period up to 30 days from the Termination Date.  The Performance Security is  in the form of an irrevocable standby letter of credit in an amount equal to 2% of the concession fee.  5.2.2.  Concession Fee  The  Concession  Fee,  in  US  Dollars,  will  represent  the  net  present  value  of  all  future  cash  flows  to  the  Concessionaire.  Twenty five percent (25%) of the Concession Fee will be required to be paid up‐front in  US  Dollars.    The  remaining  seventy  five  percent  (75%)  will  be  converted  to  Philippine  Pesos  at  a  pre‐ defined  exchange  rate  and  payable  via  deferred  payments  in  Philippine  Pesos  carrying  interest  at  a  pre‐ determined rate spread over a pre‐determined amortization profile of up to fifteen (15) years.  The intent  is to mirror a financially “geared” business in line with international practice for similar businesses.  5.2.3.  Bid Process  A PSALM Privatization Bidding and Awards Committee was constituted by the PSALM Board of Directors,  to implement the proposed privatization of the Facilities and Assets of TRANSCO and the Bidding Process.  To  assist  the  said  committee,  a  Technical  Working  Group,  composed  of  representatives  from  PSALM,  TRANSCO, the DoE, the DoF, the Department of Justice (DoJ) and the Department of Budget Management  (DBM), was formed.   An  interested  party  should  submit  an  expression  of  interest,  an  executed  confidentiality  agreement  and  undertaking  and  pay  a  participation  fee  of  five  thousand  US  dollars  (US$5,000.00)  to  be  a  Prospective  Bidder.  The bidding process consisted of four (4) stages as follows:   1. Stage One: Due Diligence,   2. Stage Two: Pre‐qualification,   3. Stage Three: Technical Proposal and Financial Bid, and,   4. Stage Four: Selection of the Winning Bidder.    Stage One:  Due Diligence.  Limited to Prospective Bidders and Pre‐qualified Bidders, each conducts and  is  solely  responsible  for  its  own  due  diligence  investigation  of  the  Facilities  and  Assets,  review  of  the  Transaction Documents, and matters relating to the Bidding Procedures.  Covered by the “Data Room and  Due  Diligence  Procedures”,  this  can  be  carried  out  through  four  avenues:    one,  review  of  confidential  materials  in  a  Data  Room  and  Data  CD  Rom,  specifically  created  for  the  transaction,  Meetings;  two,  meetings  with,  presentations  from,  and  discussions  with  TRANSCO  management;  three,  site  visits;  and  four, requests for additional information.  P e r u   C a s e   S t u d y   |  35  Stage  Two:    Prequalification.  To  be  a  Pre‐qualified  Bidder,  Prospective  Bidders  have  to  submit  a  pre‐ qualification proposal that fully complies and “passes” the following pre‐qualification criteria:  a) Technical Pre‐qualification Criteria: a technical partner who is a transmission system operator  which operates and maintains an electricity transmission system of at least 6,000 circuit  kilometers of transmission lines operating at 115 kV or higher and including within it a system  operating at no less than 230 kV and having a peak demand of at least 6,000 MW. The technical  partner must also hold a minimum of five percent (5%) equity stake, directly or indirectly, in the  Concessionaire.  b) Financial Pre‐qualification Criteria: the technical partner must have a net asset value or market  capitalization of at least Five Hundred Million US Dollars (US$500,000,000.00).  c) Citizenship Criteria: the consortium must demonstrate that the Concessionaire will be at least  sixty percent (60%) owned by Philippine citizens or corporations or organizations organized  under the laws of the Philippines.  d) Filipino Investor Criteria: The largest Filipino Investor has a net asset value or market  capitalization of at least Three Hundred Million US Dollars or the ability to fund an equity  investment in the same amount as certified under oath by a Qualified Bank who, or any of its  affiliates, do not have any equity interest in the Prospective Bidder.  e) Foreign Investor Criteria: The largest Non‐Filipino investor has a net asset value or market  capitalization of at least One Hundred Seventy Five Million US Dollars (US$175,000,000.00) or  the ability to fund an equity investment in the same amount as certified under oath by a  Qualified Bank who, or any of its affiliates, do not have any equity interest in the Prospective  Bidder.  f) Cross‐Ownership Undertaking Criteria. Issuance of an undertaking by the Prospective Bidder and  each of its Members, to conform to Section 45 of the EPIRA and its IRRs, not to hold any  interest, directly or indirectly, in any Generation Company, Distribution Utility, IPP Administrator  and Supplier as defined in the IRRs.  g) Composition Maintenance Criteria.  Issuance of an undertaking that each of the Qualifying  Members of the Prospective Bidder shall each continue to be a Member of the Pre‐qualified  Bidder and maintain their respective equity thresholds from the submission of the Pre‐ qualification Proposal until the earlier of the Commencement Date or the expiration of the  Financial Bid Validity Period.  h) Equity Undertaking Criteria.  The prospective bidder and each of its members, including the  member that satisfies the Financial Pre‐qualification Criteria and the Technical Re‐qualification  Criteria will undertake under oath that such Member (i) shall contribute in the aggregate to the  Concessionaire, directly or indirectly, at least five percent (5%) of the Concessionaire’s total  capital from Commencement Date and in accordance with the Final Transaction Documents;  and (ii) is allowed under the laws of the country having jurisdiction over it to make such  contribution/investment required in (i) above.  i) No Conflict of Interest Criteria.  Certification from the Prospective Bidder that it and each of its  Members or Affiliates of its Members that they did not participate in the valuation of the  Facilities and Assets on behalf of the Government, PSALM, TRANSCO, ERC, DOE or DOF or any of  their advisors or lenders.  j) Improvement and Undertaking Criteria. Undertaking that the Concessionaire shall improve and  expand the Facilities and Assets in accordance with the Final Transaction Documents and  Applicable Law.  36 | I n t e r n a t i o n a l   E x p e r i e n c e   w i t h   P r i v a t e   S e c t o r   P a r t i c i p a t i o n   i n   P o w e r   G r i d s   k) Full compliance in form and substance with the information and requirements of Pre‐ qualification, including the accuracy, authenticity, completeness, truthfulness, veracity and  validity of the said information and requirements.  l) Full conformity to the prescribed Form of Pre‐qualification Proposal.    Each  Pre‐qualification  proposal  shall  be  evaluated  on  a  “pass‐fail”  basis.   Full  compliance  to  and  passing  all the Pre‐qualification Criteria will merit a “Passed” rating. Absent full compliance and failure in some or  all of the Prequalification Criteria shall obtain a “Failed” rating.  A Prospective Bidder that has obtained a  “Failed”  rating  may  petition  for  a  reconsideration  and  submit  necessary  documentation  to  support  its  petition upon which a final decision will be rendered.  There should be at least two Prospective Bidders who submits their Pre‐qualification Proposal for the Pre‐ qualification Stage to proceed.  Otherwise, a failure in the Bidding will be declared and the bidding process  terminated.  In addition, there should be at least two Prospective Bidders whose Pre‐qualification Proposals have been  rated “Passed” in order to proceed to Stage Three of the Bid Process.  Otherwise, a failure in the Bidding  will be declared and the bidding process terminated.  Stage  Three:  Technical  and  Financial  Bid.  Only  Pre‐qualified  Bidders  are  allowed  to  submit  a  bid  and  be  eligible for selection as a Winning Bidder.  It will be a two‐envelope bid process consisting of a Technical  Bid and a Financial Bid.  The Technical Bid is to confirm that the information and requirements that was the basis for granting the  Pre‐qualified  Bidder  status  remain  valid  and  that  the  Pre‐qualified  Bidder  confirms  its  agreement  to  the  final documentation.  The  Financial  Bid  will  be  a  “price‐only”  bid  on  a  single  financial  parameter,  the  Concession  Fee,  and  will  be evaluated solely on the same.  Stage  Four:   Selection  of  a  Winner.   The  evaluation  of  Bids  will  be  a  two‐stage  process.   The  First  Bid  Envelope  containing  the  Technical  Bid  shall  be  opened  and  evaluated  first.  The  Technical  Bid  is  going  to  be  evaluated  on  a  “pass‐fail”  basis.   The  “passed”  ratings  shall  be  subject  to  verification  and  validation.   Only if there are at least two Pre‐qualified Bidders who submitted Bids and at least one of them obtained  a  “passed”  rating  on  its  Technical  Bid,  will  the  Second  Bid  Envelopes  containing  the  Financial  Bids  be  opened and evaluated.  Otherwise, the bidding will be declared a failure and the bid process terminated.   The Financial Bids will be evaluated based on the highest and has equaled or exceeded the Reserve Price.   In  case  of  a  tie,  an  auction  will  be  conducted  between  and  among  the  Pre‐qualified  Bidders  submitting  the tied highest bids.  The winning bid is the highest bid that has equaled or exceeded the Reserve Price.  In case none of the Financial Bids meets the Reserve Price, the bidding will be declared a failure.  In the event of a failed bidding, negotiations may, but shall not be required, be entered into with one or  more Persons for the award of the Concession, in accordance with applicable law.  5.2.4.  Transaction Documents  The following are the Transaction Documents:  a) Direct Agreement  b) Concession Agreement  c) Construction Management Agreement  d) Interim Assignment Agreement  e) Accounts Agreement  P e r u   C a s e   S t u d y   |  37  f)Deed of Transfer    5.2.5.  Winning Bid  The winning bid was for a concession fee of Three Billion Nine Hundred Fifty Million United States Dollars  (US$3,950,000,000.00).    The  upfront  payment  of  twenty  five  percent  (25%)  was  Nine  Hundred  Eighty  Seven  Million  Five  Hundred  Thousand  US  Dollars  (US$987,500,000.00).   The  remaining  balance  of  Two  Billion  Nine  Hundred  Sixty  Two  Million  Five  Hundred  Thousand  US  Dollars  (US$2,962,500,000.00)  was  converted  to  Philippine  Pesos  at  the  fixed  exchange  rate  of  Forty  Two  Pesos  and  Seventy  Five  Centavos  (PhP42.75)  for  every  One  United  States  Dollar  (US$1.00).   This  amounted  to  a  balance  of  One  Hundred  Twenty  Six  Billion  Six  Hundred  Forty  Six  Million  Eight  Hundred  Seventy  Five  Thousand  Pesos(PhP126,646,875,000.00)  that  would  paid  in  40  semi‐annual  payments  with  interest  equal  to  the  Philippine  Dealing  System  (PDS)  Treasury  Fixing  or  “PDST‐F”  10  year  benchmark  rate  plus  two  hundred  thirty (230) basis points (2.3%).  5.2.6.  Transfer of TRANSCO’s Business  From Commencement Date, the Concessionaire shall exercise all of TRANSCO’s rights and discharge all of  TRANSCO’s  liabilities  (except  as  excluded  below)  and  perform  all  its  obligations  under  all  existing  contracts.   It  shall  also  manage  the  construction  and  completion  of  all  Projects  Under  Construction  that  have  not  been  commissioned  and/or  placed  in  service.  TRANSCO  shall  also  transfer  title  to  the  Transferable Assets by executing a Deed of Transfer.  TRANCO’s retained liabilities include: the loans contracted by NPC relating to Transmission Assets; claims  relating  to  existing  rights  of  way  prior  to  Commencement  Date;  and,  obligations  to  employees  under  employee agreements.  5.3. Current Regulatory Regime The  ERC  was  created  by  the  EPIRA  as  the  independent  quasi‐judicial  regulatory  body  for  the  electricity  industry.  Among  its  responsibilities  is  the  determination  and  approval  of  the  Transmission  Wheeling  Charges. Its approval is also required before any capital expenditure is undertaken.  In addition, the  ERC  has the original and exclusive jurisdiction over all cases contesting rates, fees, fines and penalties imposed  by the ERC as well as all cases covering disputes between and among participants or players in the energy  sector.  On  May  29,  2003,  the  ERC  published  the  “Guidelines  on  the  Methodology  for  Setting  Transmission  Wheeling  Rates  for  2003  to  around  2027”  (TWRG)  which  sets  a  performance‐based  regulatory  regime  (PBR) and the methodology in determining the rates that may be charged for the provision of transmission  services.  The methodology is discussed in Section 3.4.3.  The TWRG set out 5‐year regulatory periods with the exception of the First Regulatory Period (FRP) which  covered only three years from January 1, 2003 to December 31, 2005.   For the Second Regulatory Period (January 1, 2006 to December 31, 2010) and the Third Regulatory Period  (January 1, 2011 to December 31, 2015), a revenue cap price control is applied.  For subsequent periods,  the ERC shall review the form of price control.  A revenue cap, a price cap, or a hybrid cap may be adopted.  Prior  to  the  start  of  the  Second  and  Third  Regulatory  Periods,  the  ERC   determined  the  annual  revenue  requirements  for  each  regulatory  year  of  the  regulatory  period  using  a  forward  looking  analysis  of  inflation, demand, sales, capital expenditures and weighted average cost of capital.  The annual revenue  requirement is determined using the following “building blocks”: operating expenditures, return of assets  (depreciation of the Regulatory Asset Base), return on assets (weighted average cost of capital applied on  38 | I n t e r n a t i o n a l   E x p e r i e n c e   w i t h   P r i v a t e   S e c t o r   P a r t i c i p a t i o n   i n   P o w e r   G r i d s   the Regulatory Asset Base), corporate income tax and other taxes.  The annual revenue requirements of  the  regulatory  period  are  then  smoothed  to  avoid  rate  shocks  which  result  in  the  revenue  cap  for  each  regulatory  year  of  the  regulatory  period.    The  annual  revenue  caps  are  allowed  to  adjust  annually  for  inflation and other parameters if particular economic parameters are triggered.  On a regulatory year to year, the TWRG assures that the utility is able to achieve the revenue cap as any  over‐recovery or under‐recovery of a regulatory year’s revenue cap is deducted or added, respectively, to  the next year’s revenue cap, albeit subject to side constraints.  Savings  on  cost  targets  set  by  the  ERC  shall  be  retained  by  the  utility  for  a  period  of  five  (5)  years  and  is  shared with consumers after the fifth year.  Overruns on cost targets are borne by the utility.  NGCP started collecting TRANSCO’s annual revenue requirement for regulatory year January 1, 2009.  5.4. Performance As  previously  discussed  under  the  RTWR,  as  part  of  the  performance‐based  regulatory  regime  for  the  transmission  provider,  an  incentive  scheme  is  provided  to  reward  performance  over  a  set  standard  and  penalize underperformance.  During the 2nd Regulatory Period, if the quality of service delivery was above  the  targets  set  during  the  Reset,  the  Regulated  Entity  could  earn  an  annual  incentive  of  up  to  3%  of  the  2006 MAR.  Conversely, if the quality of  service fell below the targets, a penalty of up  to 3%  of the 2006  MAR could be applied. The following indicators were used as components of the second regulatory period  PIS:  (a) System Interruption Severity Index (SISI) – measures the ratio of the unserved energy to the  system peak load:  (b) Frequency of Tripping per 100cct‐km (FOT) – measures the number of forced line outages  (both transient and sustained) per 100 cct‐km initiated by the automatic tripping of  protection relays:  (c) System Availability (SA) or circuit availability as a proportion of total circuit time – refers to  the availability or percentage of the system being considered to be on‐line during the  evaluation period:  (d) Frequency Limit Compliance (FLC) – refers to the percentage of time during the rating  period that the system frequency is within the allowable range of 60 ± 0.3 Hz:  (e) Voltage Limit Compliance (VLC) – refers to the percentage of the number of voltage  measurements during the rating period that the voltage variance did not exceed ± 5% of the  nominal voltage of all busses (Luzon – 230 kV & 500 kV, Visayas – 230 kV/138 kV, Mindanao  – 138 kV) monitored at the high side of the substation. Monitoring times are at peak load  hours of 11 am, 2 pm and 7 pm and off‐peak hour at 2 am. These hours represent the times  when the bus voltages are expected to be not at their normal levels.    Performance  was  measured  separately  for  each  indicator  on  each  grid:  Luzon,  Visayas  and  Mindanao,  providing  a  total  of  fifteen  (15)  separate  annual  measures  of  grid  performance.    The  target  for  each  performance indicator was set based on the average historical performance over the previous five years.   A dead band of one standard deviation each side of the target performance level was set, where no reward  or  penalty  is  applied.   The  reward  or  penalty  was  determined  in  linear  fashion  if  the  performance  was  outside of the dead  band  and  up to a level of two standard  deviations above or below the target.  If  the  performance  was  materially  better  than  the  historical  level,  a  reward  is  applied  and  if  performance  deteriorated significantly below the historical level, a penalty is applied.  It was necessary to give weight  to each of the fifteen (15) performance measures to determine what portion of the total available reward  or penalty is to apply to each measure.   P e r u   C a s e   S t u d y   |  39  Table 5.4.1 below shows the actual performance of the Regulated Entity for each measure for each of the  first four years of the second regulatory period.  Performances that earn a reward are shown in bold and  those that incur a penalty are shown in italics.  The remaining performances fall within the dead band for  each indicator.    Table 5.4.1  Actual Performance of the Regulated Entity    2006  2007  2008  2009  Luzon  SISI  7.54  10.26  9.54  28.70  FOT  5.25  4.17  3.99  4.27  SA  99.31  99.53  99.46  99.30  FLC  99.91  100.00  99.99  100.00  VLC  87.91  91.32  93.21  95.07  Visayas  SISI  33.55  39.91  83.56  208.32  FOT  4.25  4.13  4.54  3.63  SA  99.78  99.72  99.59  99.40  FLC  96.31  97.42  99.05  98.76  VLC  96.84  98.20  98.79  98.42  Mindanao  SISI  19.72  4.41  10.43  16.73  FOT  5.10  3.76  7.95  2.62  SA  99.77  99.67  99.34  99.57  FLC  99.96  99.11  99.94  99.50        Over  the  first  four  years  of  the  second  regulatory  period,  the  performance  has  been  significantly  better  than its historical performance. Attention should be geared towards the year 2009 inasmuch as this was  the  year  NGCP  took  over  TRANSCO.    As  can  be  gleaned  from  the  above  table,  NGCP’s  performance  maintained, if not improved on TRANSCO’s performance except for SISI for Luzon and Visayas.  The SISI in  Luzon was greatly affected by the breakdown of a critical substation serving the MERALCO franchise area,  which resulted in severe congestions while that of Visayas was mainly due to the unavailability of power.   It  can  be  said  that  the  Visayas  situation  was  not  under  the  control  of  NGCP;  however,  that  of  Luzon  was  clearly within its control. This latter observation was highlighted in ERC’s NGCP’s Final Determination for  the 3rd Regulatory Period.  The  ERC  noted  that  severe  congestion  problems  routinely  occur  on  the  grid,  and,  while  not  causing  an  outage, are managed through the dispatch of more expensive out of merit generation.  While this has no  impact on the Regulated Entity, it raises the cost of electricity to consumers.   40 | I n t e r n a t i o n a l   E x p e r i e n c e   w i t h   P r i v a t e   S e c t o r   P a r t i c i p a t i o n   i n   P o w e r   G r i d s   The ERC commented that NGCP’s approach to grid planning has only slightly changed from the approach  taken before the restructuring of the National Power Corporation and the introduction of WESM.  Projects  were prioritized purely on the basis of expected energy not served (EENS), notwithstanding the fact that  clause 5.2.1.1 of the Grid Code requires the grid owner to identify congestion problems that may result in  increased outages or raise the cost of service significantly.  However, the information provided to the ERC  in  support  of  the  Capex  forecast  showed  no  evidence  that  the  Regulated  Entity  had  discussed  its  grid  planning  priorities  with  the  Philippine  Electricity  Market  Corporation  (PEMC)  or  with  consumer  representatives.  There was little evidence in any of the information provided to the ERC that the need to  improve  the  operation  of  WESM  was  one  of  the  factors  taken  into  account  when  planning  the  development of the grid.    The Regulated Entity’s grid planning criteria is based on a requirement to design the grid network to avoid  loss  of  load  in  the  event  of  a  single  network  element  outage  under  an  extreme  generation  dispatch  scenario.  For example, one dispatch scenario used for the Luzon grid is the maximum south – dry scenario  where all generators in the south part of the network are assumed to be simultaneously at their maximum  dispatch.  It is not clear that this dispatch scenario is realistic as it implies that lower cost generation north  of Manila is assumed not to be dispatched.  The use  of deterministic  planning  criteria based  on extreme  generation dispatch criteria can lead to the sub‐optimal investment planning decisions.  For example, such  an approach is likely to favor a project to address a low probability loss of load situation under the extreme  dispatch scenario in  preference to a  project intended to alleviate a serious but commonly occurring grid  constraint.  This is because the grid constraint does not result in a loss of load.    Such  a  planning  decision  would  not  be  in  the  interest  of  consumers,  who  must  regularly  bear  the  higher  cost  of  the  generation  that  is  routinely  dispatched,  to  avoid  the  grid  constraint.    In  a  sense,  the  low  probability  loss  of  load  scenario  described  above  is  an  n‐2  contingency  as  it  requires  both  a  line  or  transformer  outage  and  the  network  to  be  working  well  outside  its  normal  operating  parameters,  presumably as a result of some other extreme situation.  Thus the ERC concluded that NGCP’s approach to grid planning appears not to be in the best interests of  the  consumer,  as  it  does  not  ensure  the  minimization  of  the  total  electricity  costs  that  consumers  must  pay.  To  address  this,  the  ERC  required  the  NGCP  to  formally  review  its  approach  to  grid  planning  in  order  to  develop  planning  criteria  that  will  better  support  the  operation  of  the  WESM  and  the  objective  of  minimizing  the  total  cost  of  electricity  to  consumers.    This  planning  review  must  include  meaningful  consultation with industry stakeholders including PEMC, generators, distributors and consumers.  The ERC  has  also  drafted  a  new  Transmission  Planning  Guidelines,  which  it  is  currently  being  subjected  to  public  consultation.  In addition, the ERC noted that while NGCP has submitted its strategy on addressing the present ancillary  services  deficiency,  the  strategy  was  brief  and  contained  few  specifics.    There  was  no  analysis  of  the  quantity  of  each  of  the  different  types  of  ancillary  service  required  by  each  grid  and  no  procurement  targets.  Strategies to address current shortages were noted only in very high level, non‐specific terms.  It  provided little evidence that NGCP has a meaningful plan in place to actively address the current shortages  of ancillary services.  Interviews  with  stakeholders  showed  that  with  the  privatization  of  TRANSCO,  NGCP  could  now  better  respond  to  outages  and  other  technical  problems  with  a  reasonable  turn  around,  the  availability  of  information  and  customer  service  were  a  concern.   It  was  highlighted  that  information  can  now  only  be  obtained following a formal communication protocol.  Promptness of reply is also an issue.  The need for  better customer relationship was also brought up.  P e r u   C a s e   S t u d y   |  41  It  is  noted  that  the  ERC  has  included  additional  performance  indicators  on  the  above  observations  in  NGCP’s  3rd  Regulatory  PIS.   In  addition  to  all  indicators  used  in  the  PIS  for  the  second  regulatory  period  which  were  set  to  more  stringent  targets  for  most  measures,  the  following  three  new  indicators  were  added:  a) A congestion availability indicator (ConA) that measures the availability of a subset of lines  and transformers on the Luzon grid.  The network elements to be included have been  specified by the ERC because they are considered critical to the successful operation of  WESM and the avoidance of congestion on the grid;  b) An ancillary services availability indicator (ASAI) that measures the availability of ancillary  services on each of the three grids for each hourly charging period; and  c) A customer satisfaction indicator (CSI) that measures the extent to which customers with  direct connections to the grid, including generators, distribution utilities and directly  connected individual customers, are satisfied with the level of service provided by the  NGCP.  Customer satisfaction will be measured by customer responses to an annual survey  conducted by an external research provider using an objective and quantitative scoring  system.    5.5. Assessment As  a  lesson  learned,  these  factors  were  deemed  to  have  attracted  investors  to  participate  in  the  competitive bidding process for the privatization of TRANSCO:  5.5.1.  Strong Potential for Good Operational and Financial Performance  TRANSCO  was  considered  the  “crown  jewel”  of  the  government’s  privatization  program.  It  is  the  sole  national electricity transmission company which has a strong operational and financial performance.         It  is among the largest corporations in the Philippines.  5.5.2.  Attractive Growth Rate  At the time of the bid process, the Philippines had an annual GDP growth rate of 5.4% in 2006 which was  expected  to  continue  to  grow  at  a  compound  annual  growth  rate  of  5.3%  over  the  next  four  years.   Demand  for  electricity  was  expected  to  grow  around  4%  annually  during  the  period  2006‐2010.   Actual  GDP  growth  in  the  first  quarter  of  2007  was  6.9%,  the  country’s  highest  in  17  years.   Corollary  to  this,  growth in electricity demand was expected to surpass projections.  5.5.3.  Robust Regulatory Framework  The privatization of TRANSCO benefitted from a legislated comprehensive restructuring and privatization  framework, the EPIRA.  Consistent  with  the  EPIRA,  the  ERC  had  promulgated  a  performance‐based  regulatory  framework  which  laid down the parameters by which TRANSCO would be regulated.  At the time of the bid process, the ERC  had  set  the  revenue  cap  for  TRANSCO  for  the  period  2006  to  2010.  A  clear  and  transparent  regulatory  regime is fundamental to the success of TRANSCO’s privatization.  5.5.4.  Clear Privatization Structure  A clear privatization structure with economics similar to outright purchase of assets made the transaction  attractive.    A  concession  agreement  for  25  years,  renewable  for  another  25  years,  subject  to  mutual  agreement  by  the  parties  defines  the  period  by  which  investors  could  recoup  their  investments.      A  provision for payment to the Concessionaire linked to the value of the Regulatory Asset Base at the time  42 | I n t e r n a t i o n a l   E x p e r i e n c e   w i t h   P r i v a t e   S e c t o r   P a r t i c i p a t i o n   i n   P o w e r   G r i d s   of  termination  or  expiration  of  the  Concession  ensures  that  the  investor  will  be  able  to  recover  any  un‐ depreciated investment at that time.  This provision also ensures that the Concessionaire will continue to  invest  on  the  transmission  network  even  late  into  the  term  of  the  concession  and  protects  the  Concessionaire in case TRANSCO terminates Concession.  While the winning bidder is required to obtain a franchise from Congress to operate a public utility (with  the assistance of PSALM), this was made as a condition precedent to the closing of the transaction which  allows  the  winning  bidder  to  walk  away  from  the  transaction  if  such  franchise  is  not  obtained  or  the  conditions of the franchise are materially different from the Concession Agreement.  The payment of the transaction consideration, the Concession Fee, was made attractive by the requiring  an  upfront  payment  of  only  25%  and  the  deferred  payment  of  the  balance  under  precise  terms  and  conditions set prior to the final bid.  PSALM calls this a pre‐geared investment.  5.5.5.  Transparent and Clear Bid Process and Rules  Interested  prospective  bidders  were  provided  with  written  Bidding  Process,  Procedures  and  Rules.   This  included the identification of four stages of the bidding process and the corresponding time frame for: 1.  Due diligence process; 2.Prequalification Process; 3.Technical and Financial Bid; and Selection of Winner.   Specific procedures and rules were detailed for each process including the prequalification criteria as well  as  the  evaluation  criteria  for  the  bids.    A  clear  single  financial  parameter,  the  Concession  Fee,  for  the  financial bid made the bidding simple and more transparent.  Prospective  bidders  were  also  allowed  to  review  and  submit  two  rounds  of  comment  on  proposed  transaction documents which were made available early in the process.  5.5.6.  Sufficient Opportunity for Due Diligence  The length of the bid process, approximately 18 weeks long, was designed to give bidders sufficient time  to conduct their financial, legal, regulatory and technical due diligence.  Bidders were provided with due  diligence procedures, and a CD ROM set of pertinent data and information relevant to the transaction.  A  Data  Room  was  made  available.    Meetings  with  and  presentations  by  TRANSCO  to  bidders  were  also  conducted.  Site visits were also undertaken.  6. PRIVATE SECTOR PARTICIPATION IN DISTRIBUTION The  Philippine’s  distribution  sector  is  composed  of  16  privately‐owned  utilities,  8  municipality  or  local  government unit owned utilities, and 119 electric cooperatives.    P e r u   C a s e   S t u d y   |  43  Figure 6.1      The performance of the distribution sector as of December 31, 2011 is given in Table 6.1 below    Table 6.1    44 | I n t e r n a t i o n a l   E x p e r i e n c e   w i t h   P r i v a t e   S e c t o r   P a r t i c i p a t i o n   i n   P o w e r   G r i d s   6.1. Investor-Owned Private Distribution Utilities The following comprise the 16 investor‐owned private distribution utilities:  a) Manila Electric Company (MERALCO)  b) Dagupan Electric Company (DECORP)  c) San Fernando Electric Light and Power Company (SFELAPCO)  d) Clark Electric Distribution Company (CEDC)  e) Angeles Electric Company (AEC)  f) Tarlac Electric Inc. (TEI)  g) Cabanatuan Electric Corporation (CELCOR)  h) La Union Electric Company (LUECO)  i) Ibaan Electric and Engineering Corporation (IEEC)  j) Visayan Electric Company (VECO)  k) Mactan Electric Company (MECO)  l) Panay Electric Company (PECO)  m) Cagayan Electric Power and Light Company, Inc. (CEPALCO)  n) Iligan Light and Power, Inc. (ILPI)  o) Davao Light and Power Company (DLPC)  p) Cotabato Light and Power Company (CLPC)    6.2. Municipality or Local Government Unit Owned Utilities These are the 8 Municipality or Local Government Unit owned utilities:  a) Bohol Light Company, Inc.  b) Subic Enerzone Corporation (SEZC)  c) Olongapo Public Utilities Department  d) Bauan Electric Light Service  e) Concepcion, Romblon  f) Banton Island, Romblon  g) Corcuera, Romblon  h) Burias Island, Masbate    6.3. Electric Cooperatives There are 119 Electric Cooperatives or ECs, 98 on grid and 21 off grid.  The  government’s  rural  electrification  program  is  the  umbilical  cord  of  the  ECs.   The  following  timeline  was  culled  from  the  presentation  and  interview  with  Dr.  Adolben  A.  Flores,  Director  of  MAG‐SAO  of  the  National Electrification Program:  1960:  Rural electrification then was characterized by small generating units (30‐60 kW capacity) serving  only one poblacion on a dusk‐to‐midnight basis and generally for lighting purposes only. To carry out the  country’s  electrification  policy,  the  Philippine  Congress  enacted  R.A.  2717,  declaring  the  state  policy  of  providing  cheap  and  dependable  electric  power  for  the  promotion  of  agricultural  and  industrial  development  of  the  country.  The  Electrification  Administration  was  created  and  the  law  provided  PhP  twenty  five  (25)  million  to  make  loans  to  be  lent  to  electric  utilities  for  the  construction  of  power  generating plants and transmission and distribution systems in order to serve the countryside.  P e r u   C a s e   S t u d y   |  45  1964:  Despite the creation of the agency, electrification on the country side still did not take off.  In 1964,  the  United  States  Agency  for  International  Development  (USAID)  conducted  a  national  survey  of  the  country’s  power  situation.    The  country’s  electrification  program  was  moving  slowly  because  private  utilities  continued  to  ignore  the  rural  areas.   The  study  estimated  that  a  20‐year  program  designed  to  achieve 40% electrification of the Philippines would require around PhP750 Million.  In addition, the study  recommended  the  adoption  of  the  rural  electric  cooperative  system  as  developed  in  the  United  States  (US).  Subsequently, the National Rural Electric Cooperative Association (NRECA) of the US was contracted  to  conduct  a  feasibility  study  on  the  creation  of  two  pioneering  local  electric  cooperatives  envisioned  to  jumpstart the Philippine’s own electric cooperative system.  One was the Misamis Oriental Rural Electric  Cooperative (MORESCO) in Mindanao which would purchase power from the NPC and distribute it to its  consumers.  The other was the Victoria‐Manapla‐Cadiz Rural Electric Service Cooperative (VRESCO) which  would generate and distribute its own power.  1969: In this year, the National Electrification Administration (NEA) was created by Republic Act No. 6038.  The  NEA  was  mandated  to  pursue  the  total  electrification  of  the  country  by  creating  ECs  based  on  area  coverage.  The ECs, in turn were tasked to extend electric service to all households within their franchise,  including  areas  where  population  was  sparse.    In  the  same  year,  the  US  government  granted  US$3.5  Million to finance the two pilot ECs which were energized in 1970.  Encouraged by the success of MOESCO  and  VRESCO,  NEA  started  to  organize  and  energize  36  more  ECs  in  36  provinces.   The  USAID  granted  an  additional US$20 Million loan to the Philippine government.  NEA lent this to the 36 ECs, not as cash loans  but rather in the form of equipment and materials necessary to build the infrastructure and energize the  system.  1972:   In  this  year,  Presidential  Decree  40  (PD  40)  established  the  basic  policies  for  the  electric  power  industry:  a) The attainment of total electrification on an area coverage basis, which is declared policy of the  State, shall be effected primarily through:   the setting up of island grids with central/linked‐up generation facilities; and    the setting up of cooperatives for distribution of power.  b) The setting up of transmission line grids and the construction of associated generation facilities  in Luzon, Mindanao and major islands of the country, including the Visayas, shall be the  responsibility of the National Power Corporation as the authorized implementing agency of the  State.   Plant additions necessary to meet the increase in power demand of the area embraced by  any grid set up by the NPC shall be constructed and owned by the NPC.   In areas not embraced by the NPC grid, the State shall permit cooperatives, private utilities  and local government to own and operate isolated grids and generation facilities subject to  State regulation.  c) The distribution of electric power generated by the NPC shall be undertaken by:   Cooperatives   Private utilities   Local governments   Other entities duly authorized subject to state regulation.  d) Within the area embraced by a grid set up by the NPC, the state shall determine privately‐ owned generating facilities which should be permitted to remain in operation.  e) It is the ultimate objective of the State for the NPC to own and operate as a single integrated  system all generating facilities supplying electric power to the entire area embraced by any grid  set up by the NPC.   46 | I n t e r n a t i o n a l   E x p e r i e n c e   w i t h   P r i v a t e   S e c t o r   P a r t i c i p a t i o n   i n   P o w e r   G r i d s   In addition, Letter of Instruction No. 38 directed the NEA to convert “small private/municipal systems to  electric cooperatives” and implement PD 40.  Presidential Decree 269 issued in 1973 transformed NEA into a wholly‐owned and controlled government  corporation  in  1973.   Its  capital  base  was  increased  to  PhP1  billion  and  it  was  granted  the  authority  to  borrow  money  and  acquire  corporate  powers.   NEA  was  also  granted  regulatory  powers  to  fix  the  rates  for the ECs and the authority to provide and revoke franchises, a privilege once vested solely on Congress.  This was amended by Presidential Decree 1645 in 1979 to increase NEA’s capital stock to PhP5 Billion and  broadened the lending and regulatory powers of NEA as the lead agency in promoting rural electrification.  From 2 ECs in 1969 to 119 ECs in 2011 ‐that is quite a feat!  6.3.1.  Establishment of an EC  An  electric  cooperative  is  a  non‐stock,  non‐profit  member‐owned  public  utility  enterprise  designed  to  provide adequate and reliable electric service at reasonable cost to its members.  It  follows  an  “area  coverage”  concept  where  electric  service  must  be  extended  to  all  prospective  customers in the franchise area (not only the town center but also the outlying barrios), provided that the  feasibility  of  the  public  utility’s  entire  operation  is  not  impaired.    This  is  usually  done  in  stages  where  service  will  be  first  provided  to  the  densely  populated  areas  then  continuously  spread  out  to  the  more  remote  consumers.    The  intent  is  to  develop  systems  which  will  be  large  enough  so  that  the  more  profitable portions of such system could help absorb the apparently high cost of providing service to the  more distant isolated consumers.  6.3.2.  Stages of Cooperative Development  Following are the stages of a cooperative development:  a) Preparation of Feasibility Study.    This involves the conduct of a project study taking into account, among others, the financial  viability of the project, the preliminary engineering works, system cost, area coverage and  load forecasts.  b) Organization and Registration of the EC.    To facilitate the organization of an EC, public assemblies are held for the purpose of electing  members to a District Electrification Committee or DEC. A DEC will have 8 members, one (1)  representative each from the following sectors: education, business, farmers/workers, civic  organizations, religious groups, government employees, barangay council, and the youth.   Each town will have one (1) DEC and its members will elect a Chairman who automatically  becomes a member of the interim Board of Directors of the EC.  The EC is then formally  incorporated and registered with the NEA.  c) Execution of Loans. The EC applies and enters into a loan agreement with the NEA, the loan is  repayable in 30 years with a grace period of 5 years at an annual interest rate of 2 or 3 %.  The  loan will be used to finance the construction and operation of the EC.  d) Pre‐construction Engineering. A private architectural and engineering firm is contracted by the  EC for the design of the system.  e) Construction. The EC distribution network is then constructed together with headquarter  facilities through private contractors or using its own manpower or both.  Houses and other  establishments are connected to the distribution network.  f) Energization. Upon the completion of the electric system or a portion thereof, the lines are  energized to provide electric service. Once all the town centers of an EC is served, the backbone  system is deemed energized.  P e r u   C a s e   S t u d y   |  47  6.3.3.  EC Performance  The  overall  operating  performances  of  the  ECs  are  annually  assessed  by  the  NEA  through  a  number  of  measures, as follows:    a) Categorization. ECs are categorized by letters from a high of “A+” for Outstanding to a low  of “E” for no improvement in operations.    b) Classification. ECs are also classified according to size: small, medium, large, extra large or  mega large.  This classification guides the NEA to establish uniform standards and guidelines  for the same class of ECs  c) Color Coding .The ECs are also color coded indicative of the level of supervision and/or  assistance required from NEA.  The color coding, patterned after the colors of the traffic  light, of green, yellow and red.  Annex 13 discusses the above measures in detail.  6.4. Private Sector Participation Experiences in Distribution 6.4.1.  Investment Management Contract (IMC) for ECs  The  Investment  Management  Contract  (IMC)  Model  for  ECs  was  the  result  of  a  study  conducted  for  the  design of private risk capital investment in electric cooperatives in 2001.  In 2004, the DOE issued Department Circular No. 2004‐06‐007 titled “Promoting Investment Management  Contracts  as  One  Measure  in  Effecting  Greater  Private  Sector  Participation  in  the  Management  and  Operation  of  Rural  Electric  Cooperatives  Pursuant  to  Section  37  of  Republic  Act.  No.9136  and  its  Implementing Rules and Regulations”.  The  IMC  is  one  of  the  programs  being  supported  by  the  DoE  to  urge  ECs  to  undertake  structural  and  operational  reforms  with  a  view  to  achieving  greater  efficiency  and  lower  costs,  through  collaboration  with private investor‐operator/s to gain access to private sector capital and management expertise.  The IMC is a contractual relationship between a willing EC and a willing investor‐operator, for the infusion  of  risk  capital  and  provision  of  management  expertise  by  the  latter  to  the  former,  to  provide  for  EC  recovery based on improved efficiency, lower costs and systems losses reduction.  The main features are:  a) The EC remains the duly authorized distribution utility.   It continues to be regulated by the  ERC.  b) The EC retains ownership of and strategic control of its assets, as well as control over setting  the standards of service to its customers.  c) The investor‐operator shall operate and maintain the distribution utility and provide for its  capital expenditures.  It will be remunerated where systems loss reduction is achieved and  costs are considerably decreased, through an equitable profit‐sharing and/or lease option  scheme.  d) The member‐consumers of the EC, through the EC Board, continue to exercise the rights and  responsibilities under its franchise, such as, but not limited to:   Monitoring performance of the investor‐operator to ensure compliance with agreed  performance standards and deliverables; and   Working with the investor‐operator to approve and implement an investment program  consistent with achieving on‐going compliance with the Distribution Code.    To  protect  the  end‐users  from  rate  increases  and  to  protect  investor‐operators  from  risk  that  operating  surpluses are dissipated through regulated rate reductions and ensure the recovery of their investments,  48 | I n t e r n a t i o n a l   E x p e r i e n c e   w i t h   P r i v a t e   S e c t o r   P a r t i c i p a t i o n   i n   P o w e r   G r i d s   the  DoE  will  consult  and  petition  the  ERC  for  a  special  regulatory  regime  which  will  provide  certainty  to  consumers and potential investor‐operators.  The  DoE  has  also  appointed  the  LGU  Guarantee  Corporation  (LGUCC)  to  manage  a  credit  guarantee  program designed to enhance the EC credit worthiness.  This program, funded by the Global Environment  Facility and the World Bank, aims to provide partial credit guarantees to local Philippine banks for loan to  ECs or investor‐operators.  The  DoE  will  support  only  IMC  transactions  concluded  through  a  transparent  and  competitive  bidding  process. Interested ECs may enter into a Memorandum of Agreement with the DoE and NEA to avail the  services of a Transaction Advisor as well as set the terms of support the  EC will  receive at various stages  of the IMC transaction process.   There has been no transaction on this model to date.  6.4.2.  Management Services Contract for an EC  Prior to the issuance of the DoE Circular  on IMC in 2004 referred to in 6.4.1, an  electric  cooperative, the  Zambales Electric Cooperative II (ZAMECO), tried a similar arrangement.  On October 29, 2002, ZAMECO II entered into an “Investment Management Contract” (IMC) for a period  of  five  (5)  years  with  the  Philippine  Power  Distributors  Investment  Corporation  (PPDIC)  which  became  effective  on  December  2,  2002.  This  was  amended  and  superseded  by  a  Management  Services  Contract  (MSC) dated September 1, 2003.   The  MSC  was  a  management  concession  for  the  general  management,  administration,  operation  and  maintenance  of  ZAMECO  II’s  business,  inclusive  of  its  infrastructure,  facilities  and  other  assets.   PPDIC  shall  also  provide  with  or  source  from  3rd  parties,  the  necessary  capital  and  /or  financing  requirements  to implement the work plan governed by separate “Funding Agreements” mutually agreed and subject to  NEA  approval.  PPDIC  was  to  internally  source  the  fund  and  recovery  is  through  a  performance‐based  formula which will consider the PPDIC‐caused improvement from an agreed baseline financial model.  PPDIC  will  be  paid  a  Management  Fee  of  2.5%  of  ZAMECOII’s  gross  revenue  plus  5.0%  of  its  EBITDA  (revenue from operation minus operating expenses, before interest, tax, depreciation and amortization).  The Value Added Tax (VAT)on the Management Fee will be for the account of ZAMECO II.  The  term  of  the  MSC  was  for  5  years  (reckoned  from  December  2,  2002)  and  renewable  for  another  5  years as may be mutually agreed.  The MSC could be terminated by: the serious breach by any party and  failure to take prompt action to rectify the same.    This was confirmed by the NEA Board on September 3, 2003 under Board Resolution No. 62.  After  the  MSC’s  expiration  on  December  1,  2007,  the  MSC  had  3  provisional  extensions.    The  first  extension  covered  two  (2)  months,  from  December  1,  2007  until  January  31,  2008  under  a  reduced  Management Fee of 2.25 % of ZAMECO II’s gross revenue, plus 2% of EBITDA.  The corresponding VAT will  be for the account of PPDIC.  The second extension covered four (4) months from February 1, 2008 until  May  31,  2008  at  a  fixed  management  fee  of  Five  Hundred  Fifty  Thousand  Pesos  (PhP550,000.00).   The  third and final extension was for seven (7) months from June 1, 2008 until December 31, 2008 at a fixed  management  fee  of  Five  Hundred  Fifty  Thousand  Pesos  (PhP550,000.00).    A  Management  Services  Renewal Contract effective January 1,  2009 until December 31, 2013 was signed on January 5, 2009 at a  fixed management fee of Five Hundred Fifty Thousand Pesos (PhP550,000.00).  ZAMECO II registered with the Cooperative Development Authority on December 7, 2007.  P e r u   C a s e   S t u d y   |  49  The  week  prior  to  November  1,  2008,  there  were  protest  actions  by  the  municipal  mayors  of  the  towns  within the franchise area of ZAMECO II alleging that the ZAMECO II Board was overstaying in its term.  The  NEA  on  October  29,  2008,  in  its  Resolution  No.  03‐S‐2008  created  an  Interim  Board  of  Directors  and  an  Officer‐In‐Charge for ZAMECO  II who  took over the  EC on November 2, 2008.  At  that time,  there were 2  ZAMECO  II  Boards  and  General  Manager,  one  supported  by  the  NEA  and  the  other  by  the  CDA.   This  led  to a series of court actions, some still pending, and the end of the MSC and its renewal.   6.4.3.  Joint Venture for a Local Government Owned Utility  The  Bohol  Light  and  Power  Company  is  the  joint  venture  company  of  the  consortium  of  Salcon  International,  Inc.,  Salcon  Limited  and  Salcon  Power  Corporation  with  the  Bohol  Provincial  Government  for the Bohol Provincial Electric System.  The Provincial Government was having cash flow problems arising from bill collection inefficiencies, which  compromised its ability to promptly pay its power bills to NPC.  In addition, it needed funding to improve  and  expand  the  distribution  system  to  better  serve  its  consumers.    It  wanted  to  raise  the  quality  and  reliability of electric service to its constituents.   A  USAID  funded  study  on  whether  or  not  privatization  would  remedy  the  problems  of  the  Province  of  Bohol’s power distribution system was conducted.  Among the issues that had to be addressed were: the  contractual scheme for the privatization, the indebtedness of the Province to Land Bank, appraisal of the  PES, capital requirements for the upgrade of the system, and political acceptability.    The solutions that were proposed are:   a) a joint venture between the winning proponent and the Province in accordance with the Civil  Code in relation to the rehabilitate‐own‐operate‐and‐maintain (ROOM) scheme in the Build‐ Operate‐Transfer (BOT) Law;  b) the indebtedness of the Province would be factored in the financial aspect of the bid;  c) the purchase price of the PES to be based on the appraised value; and   d) a program on the upgrade of the system.    A  public  bidding  was  conducted.  There  were  four  bidders.   The  winning  bid  of  the  consortium  of  Salcon  International,  Inc.  Salcon  Limited  and  Salcon  Power  Corporation  was  the  purchase  price,  which  included  the debt balance of the Province to Land Bank plus the equity share of the Province in the special purpose  company  at  30%  of  the  authorized  capital  stock  of  the  Bohol  Light  Company,  Inc,  the  special  purpose  company.  6.4.4.  Distribution Service Management Agreement for a Local Government Owned Utility  The  Subic  Bay  Metropolitan  Authority  (SBMA)  is  the  implementing  arm  of  the  Bases  Conversion  and  Development Authority for the erstwhile Subic military reservations.  Among the mandate of the SBMA is  to  construct,  acquire,  own,  lease,  operate  and  maintain  on  its  own  or  through  contract  the  required  utilities and infrastructure.   A World Bank funded study for SBMA assessed the opportunities to achieve stable, reliable and sustained  supply  of  electricity  to  meet  its  requirements  and  those  of  its  locators.   The  SBMA  used  its  Charter  and  Build‐Operate‐Transfer (BOT) Law as legal basis for the privatization of its Power Distribution System.  The  SBMA bidded out a Distribution Services Management Agreement (DSMA), premised on the rehabilitate‐ operate‐transfer  (ROT)  scheme  in  the  BOT  Law.   The  DSMA  is  essentially  a  concession  agreement  for  25  years in two phases:  a five (5) year rehabilitation period and a twenty (20) year operation, management  and maintenance period in exchange for an upfront fee, which partake the nature of rental.   50 | I n t e r n a t i o n a l   E x p e r i e n c e   w i t h   P r i v a t e   S e c t o r   P a r t i c i p a t i o n   i n   P o w e r   G r i d s   A  two‐step,  two‐envelope  system  was  employed  for  the  bidding.   The  first  step  was  the  technical  bid  to  ensure  compliance  to  the  5‐year  rehabilitation  program  that  was  pre‐determined.   The  second  step  was  the  financial  bid  with  the  lone  financial  bid  parameter  of  the  lowest  cost  of  electricity  distribution  tariff  that would be charged to the locators.  Three bidders participated.    The  consortium  of  Aboitiz  Equity  Ventures  and  Davao  Light  and  Power  Company  won  the  bid  and  established the Subic Ener‐Zone Corporation, a special purpose company, for the implementation of the  DSMA.  As a result of the privatization, the power distribution tariff was reduced from the previous PhP1.00/kWh  to PhP0.5975/kWh.    P e r u   C a s e   S t u d y   |  51  ANNEX 1: RATIONALE FOR THE ELECTRIC POWER INDUSTRY REFORM ACT The state‐owned NPC was a vertically integrated utility that was responsible for central management and  control  of  both  generation  and  transmission  of  electricity  in  the  whole  country.   Its  supply  of  electricity  came  from  its  own  power  plants  and  from  Independent  Power  Producers  (IPPs).    It  had  exclusive  ownership  of  the  transmission  grid  and  was  also  responsible  for  central  systems  planning  and  systems  operations. It sold electricity wholesale to distribution utilities: 16 privately‐owned distribution utilities, 8  local  government  owned  distribution  utilities  and  119  electric  cooperatives  (ECs)  which  supplied  end‐ users  in  their  geographical  franchise  area.    NPC  also  sold  electricity  to  end  users  who  were  “directly  connected” to the transmission grid.  The  NPC  was  created  in  1936  by  Commonwealth  Act  120  to  develop  the  hydropower  potentials  of  the  country.  Subsequently, RA 6395 revised NPC’s charter and extended its corporate life until the year 2050  in  1971.   At  that  time,  fuel‐fired  thermal  units  were  owned  by  the  Manila  Electric  Company  (MERALCO)  and other private sector investors.    Martial  law  was  declared  on  September  21,  1972.   Generation  capacity  was  nationalized  and  NPC  was  made solely responsible for the construction and operation of all electricity generation, transmission and  sub‐transmission facilities by virtue of Presidential Decree No. 40 issued on November 7, 1972.    The  1973  oil  crisis  prompted  the  country’s  fuel  source  diversification  strategy.   Geothermal  energy  was  tapped and developed and still continues to provide electricity till  the  current time. In addition, in 1976,  the NPC started to build the 620 MW Bataan Nuclear Power Project (BNPP).  In 1983, the government declared a debt moratorium.  As a consequence, foreign loan commitments were  abandoned and undrawn balances from existing debt facilities were either cancelled or suspended.  This  severely strained NPC’s ability to complete projects. This started NPC’s financial problems.  In  1986,  after  the  People  Power  I  bloodless  revolution  that  restored  democracy  in  the  country,  the  government moth‐balled the BNPP and Executive Order (EO) 55 transferred its assets and liabilities to the  accounts of the National Government.   In 1987, the reform process started with the issuance of EO 215 that amended PD No. 40 and allowed the  private sector to generate electricity.   The two foregoing events jeopardized NPC’s ability to meet demand as no generating capacity was put in  place to replace  the BNPP.  This led to  the power crisis of the early 1990’s.  To  address the situation, RA  6395  or  the  Electric  Power  Crisis  Act  was  enacted  on  September  1991  and  reinforced  EO  215  to  ask  the  private  sector  to  build  power  plants  dedicated  to  NPC’s  use  but  without  any  source  of  government  financing.  This was the birth of IPPs’ investments.  This was furthered strengthened by the passage of RA  7718 or the Build‐Operate‐Transfer (BOT) Law in 1994.  The IPPs were instrumental in solving the power crisis of the early 1990’s.  Using the same approach, NPC  continued  to  add  generation  capacity,  and  put  on  stream  5,583  MW  of  IPP  capacity  from  1991  to  1999.   These IPP contracts were under “take or pay” provisions.  However, six (6) IPP contracts which were some  of  the  biggest  and  most  expensive,  failed  to  obtain  regulatory  approval  for  full‐cost  pass  through.  This  further strained NPC’s finances.  52 | I n t e r n a t i o n a l   E x p e r i e n c e   w i t h   P r i v a t e   S e c t o r   P a r t i c i p a t i o n   i n   P o w e r   G r i d s   Meanwhile,  MERALCO,  and  other  distribution  utilities,  also  contracted  their  own  IPPs  owing  to  EO  215’s  de‐monopolization of NPC’s generation function.  The Asian financial crisis of 1997 brought a contraction in demand and the rapid devaluation of the peso.   This, together, with the losses from the IPPs’ “take or pay” contracts brought havoc to NPC’s finances.  All  of  these  contributory  events  to  NPC’s  financial  situation  exacerbated  NPC’s  fundamental  problem:   undercapitalization.   The  government’s  paid  up  and  donated  capital  was  merely  3%  of  its  assets.  Thus,  NPC  relied  on  foreign  denominated  debt.   However,  its  financing  costs  were  not  recoverable  under  the  obtaining “Return on Rate Base” regulatory regime.  The government did not also have the funds to inject additional equity to NPC.  The solution was the reforms envisioned in the EPIRA.  P e r u   C a s e   S t u d y   |  53  ANNEX 2: A BRIEF ON THE PHILIPPINE GRID CODE The table below encapsulates the PGC Contents and its Applicability  Directly Grid System Market Generation Distribution Chapters Suppliers Connected Owner Operator Operator Company Utility End-users 1. Grid Code √ √ √ √ √ √ √ General Conditions 2. Grid Management √ √ √ √ √ √ √ 3. Performance Standards for √ √ √ √ √ Transmission 4. Financial Standards for √ √ √ Generation & Transmission 5. Grid Connection √ √ √ √ √ √ Requirements 6. Grid Planning √ √ √ √ √ √ √ 7. Grid Operations √ √ √ √ √ 8. Scheduling & √ √ √ √ √ √ √ Dispatch 9. Grid Revenue Metering √ √ √ √ √ √ √ Requirements 10. Grid Code Transitory √ √ √ √ √ √ Provisions   Chapter  5  of  the  PGC:  (a)  ensures  that  the  basic  rules  for  connection  to  the  grid  or  to  a  user  system  are  fair  and  non‐discriminatory  for  all  users  of  the  same  category;  (b)  specifies  the  technical,  design,  and  operational criteria at the user’s connection point; and (c) lists and collates the data to be required by the  grid  owner  from  each  category  of  users  as  well  as  the  data  to  be  provided  by  the  grid  owner  to  each  category of users.  Access to data is thus communal, and benefits both the grid owner and its customers  as well.  The  technical,  design  and  operational  criteria,  discussed  in  Chapter  3  of  the  PGC,  includes  power  quality  standards, frequency and voltage variation, harmonics, voltage unbalance, voltage fluctuation and flicker  severity,  transient  voltage  variation,  grounding  requirements,  equipment  standards,  and  maintenance  standards.   All  the  aforementioned  criteria  ensure  the  quality  of  electric  power  in  the  grid,  safety  in  the  work area and that the grid will be operated in a safe and efficient manner with a high degree of reliability.  In  Chapter  6 ‐  Grid  Planning,  the  grid  owner,  having  the  lead  responsibility  for  grid  planning,  plans  the  expansion  of  the  grid  to  ensure  adequacy  to  meet  both  forecasted  requirements  (demand  side)  and  the  connection of new generating plants (supply side).  Thus, both demand and supply requirements are taken  into  account  when  planning  the  development  of  the  grid.    The  grid  owner  also  identifies  congestion  problems that may lead to increased outages or raise the cost of service significantly.    54 | I n t e r n a t i o n a l   E x p e r i e n c e   w i t h   P r i v a t e   S e c t o r   P a r t i c i p a t i o n   i n   P o w e r   G r i d s   ANNEX 3: WHOLESALE ELECTRICITY SPOT MARKET RULES WESM  members  may  register  either  as  a:  (a)  Generation  Company,  (b)  Customer,  (c)  Network  Service  Provider, (d) Ancillary Services Provider, (e) Metering Services Provider, and / or (f) System Operator (the  SO of the transmission company is registered as the SO).  Registration in multiple categories is allowed..  While  the  WESM  Rules  define  the  requirements  of  how  to  become  a  WESM  member,  the  rules  also  provide  the  grounds  for  suspension  of  WESM  participants  as:  (a)  Breach  of  the  WESM  Rules  and  (b)  Payment default.  The WESM Rules apply to all WESM participants classified as: (a) Market Operator, (b) System Operator,  (c)  Generation  Companies,  (d)  Ancillary  Service  Provider,  (e)  Distribution  Utilities,  (f)  Suppliers,  (g)  Metering Services Providers, (h) Bulk Consumers / End‐users, and (i) Other similar entities authorized by  the ERC to become members of the WESM.    Applying to all the above‐mentioned WESM participants, the following is the general content of the WESM  Rules:  Chapter 1.  Introduction    Purpose and Application of the Rules;   Responsibilities of the MO who administers the operation of the WESM in accordance with the  WESM Rules;   Responsibilities of the SO who operates the power system in accordance with the WESM Rules,  the PGC and any instruction issued by the MO or ERC;   Governance of the Market by the Philippine Electricity Market Board wherein each sector of the  electric power industry is represented;   Responsibilities of the Philippine Electricity Market Auditor in conducting annual audit of the  MO and the settlement system and any other procedures, persons, systems or other matters  relevant to the spot market;   Appointment of members in and responsibilities of the Market Surveillance Committee which  monitors and reports the activities of the WESM participants in the spot market;   Appointment of members in and responsibilities of the Technical Committee which monitors  and reports on technical matters relating to the operation of the spot market;   Enforceability and Amendment of the Rules; and   Public Consultation Procedures.    Chapter 2. Registration    Registration of the different categories of WESM Participants;   Requirements and procedures for ceasing to be a WESM Member;   Grounds for Suspension of WESM Participants;   Deregistration of WESM Participants;   Imposition, structure and level of Market Fees which is a charge on all WESM members covering  the cost of administering and operating the market; such charge is filed b the MO with the ERC  for approval, consistent with the EPIRA.      P e r u   C a s e   S t u d y   |  55  Chapter 3. The Market.  This chapter is the heart of the WESM Rules as it sets out the rules governing the market itself, and related  matters including but not limited to the:   Definition of the market network model which is used for the purpose of central scheduling  and dispatch, pricing and settlement; pricing zones wherein customer nodes within the  same pricing zone are priced the same for electricity consumed; trading interval which at  present is one (1) hour and commencing on the hour,  and timetable primarily for  determining week ahead and day ahead projections and submitting offers, bids and data;   Procedure for submitting offers, demand bids and data into the spot market,   Structure and use of the Market Dispatch Optimization Model (MDOM) which is used to  maximize the value of dispatched load based on dispatch bids minus (a) the cost of  dispatched generation based on dispatch offers, (b) cost of dispatched reserves based on  reserves contracted for or when applicable, reserve offers, and (c) the cost of constraint  violation based on the constraint violation coefficients;   Procedures for providing and determining payment for ancillary services;   Procedures for determining week ahead and day ahead projections;   Procedures for scheduling and dispatch, treatment of load shedding, and excess generation;   Determination of market prices;   Publication of information in accordance with the timetable;   Procedures for determining settlement amounts and for paying and receiving settlement  amounts;   Determination of prudential requirements; and   Procedures for supporting transmission rights.    The remaining chapters cover:   Rules on metering;   Procedures for dealing with market information and confidentiality;   Rules and procedures for market intervention and suspension;   Procedures for enforcement and disputes in line with the principles of self‐governance,  expeditious, just and least expensive disposition of disputes;   Procedures for effecting and approval of a change in the WESM Rules and manner of  appointment of the members of the Rule Change Committee which assesses whether the  proposed changes in the rules are consistent with the WESM objectives, feasible, not  entailing unreasonable cost to implement, and more appropriate in achieving the previous,  immediately preceding, criteria where the effect of the change is to replace an existing rule;   Interpretation of the rules; and   Transitory Provisions. 56 | I n t e r n a t i o n a l   E x p e r i e n c e   w i t h   P r i v a t e   S e c t o r   P a r t i c i p a t i o n   i n   P o w e r   G r i d s   ANNEX 4: RULES FOR TRANSMISSION WHEELING RATES (RTWR) The following are the key rules of the RTWR:  Price Control Formula: The fundamental formula used to compute the maximum allowed revenue in PhP,  for a Regulatory Year (RY) t is calculated in accordance with the following formula:    MARt = [MARt‐1 * (1 + CWIt – X)] – Kt – RBRt    Where:  MARt    =  MAR for current Regulatory Year  MARt‐1 =  MAR for Regulatory Year t ‐ 1  CWIt=  Change in Weighted Index for Regulatory Year t (which takes into account changes in CPI  and US$ exchange rate)  X                   =  efficiency factor for Regulatory Year the computation of which is described below  under the section on “Calculation of the Efficiency Factor (X) for the RP”  Kt                   =  Correction  Factor  to  adjust  for  over  /  under  recovery  of  revenue  in  Regulatory  Year t ‐ 1  RBRt                     =  50%  of  the  net  income  in  PhP,  derived  from  related  business  utilizing  assets that form part of the Regulatory Asset Base of the Regulated Entity.  General Building Block Principles:  As part of the Regulatory  Reset Process (done before the start of each  Regulatory Period) the Regulated  entity  must  submit  Revenue  Applications  which  the  ERC  must  review  to  determine  the  annual  Revenue  Requirements  (ARR)  for  each  Regulatory  Year  in  the  Regulatory  Period  (RP)  based  on  a  forward‐looking  analysis of forecast cash flow requirements, to ascertain the optimal forecast Revenue Requirements.  The  ARR  must  reasonably  compensate  the  Regulated  Entity  for  the  economically  efficient  costs  and  risks  it  incurs  in  providing  Regulated  Transmission  Services,  based  on  a  Building  Block  analysis  (as  previously  mentioned) which uses a “classical” Weighted Average Cost of Capital (WACC).  The Building Block Formula to be used in calculating the ARR is:  ARRt = Opext + Taxm,t+ RegDepnt + [(RABt + WCt) * WACC] + Taxp,t +ITAt    Where:  Opext  is the nominal operating and maintenance expenditure for RY t;  Taxm,t  is the payment of taxes, other than corporate income tax, for RY t, in nominal terms;  RegDepntis the Regulatory Depreciation for RY t in real terms;  RABt  is the Regulatory Asset Base (RAB) for RY t in real terms;  P e r u   C a s e   S t u d y   |  57  WCt  is  working  Capital  Allowance  for  RY  t  which  is  set  at  a  proportion  of  the  difference  between  the  nominal  Opex  forecast  for  that  RY  and  nominal  amount  of  Bad  Debts  forecast  for  that RY;  WACC  is  Weighted  Average  Cost  of  Capital  calculated  using  a  “classical”  formula;  the  WACC  is  accordingly changed when the corporate income tax is set to zero;  Taxp,t  is the estimated corporate income tax payable by a Regulated Entity in RY t;  ITAt  is the income tax adjustment amount for RY t.    Regulatory Asset Base: Prior to the  commencement of a RP, an  asset revaluation must be  undertaken  in  accordance with the RDWR.  The revaluation must value the material items of plant and equipment either  at  their  optimized  deprival  value  or  using  some  other  method  of  internationally  accepted  valuation  methodology as determined by the ERC or the previous value of the RAB is rolled forward.  Operating  and  Maintenance  Expenditure:    Forecasts  are  made  for  the  coming  RP  based  primarily  on  historical Opex, changes in the CPI and changes in the RAB.  Capital Expenditure:  The Regulated entity must provide its forward forecast of its annual proposed capital  expenditure for each RY in the RP.  This Capex program must separately identify each Capex project which  is forecast to cost PhP50 million or more.  Revenue  Smoothing:  As  a  result  of  the  Building  Block  approach,  it  is  unlikely  that  there  will  be  a  linear  increase in the allowed ARR for each RY in the RP.  Accordingly, so as to reduce price shocks to Customers  and revenue shocks to the Regulated Entity, the ERC will smooth the ARR for each RY in the RP starting at  the MAR cap for the last RY in the previous RP.  Such smoothed allowed ARR will incorporate a recovery  of efficiency savings in cost.  Calculation of the Efficiency Factor (X) for the RP:  The Present Value (PV) of the allowed revenue for the  last  RY  in  the  previous  RP  and  each  of  the  RYs  in  the  current  RP  must  be  calculated  using  the  following  formula:  PVt‐1  =    MARt‐1 +ARRt  / (1 + WACC) + ARRt+1 / (1 + WACC)2 +   ARRt+2 / (1 + WACC)3 + ARRt+3 / (1 + WACC)4 +   ARRt+4 / (1 + WACC)5    The  Efficiency  Factor  (X)  can  then  be  calculated  for  the  RP  from  the  solution  of  the  following  equation  (where only X is unknown):  PVt‐1  =    (MARt‐1 – Po) * [1 +  (1 + Inflationt – X) / (1 + WACC) +   (1 + Inflationt – X) (1 + Inflationt+1 – X) / (1 + WACC)2+   (1 + Inflationt – X) (1 + Inflationt+1 – X) (1 + Inflationt+2 – X)/ (1 + WACC)3 +   (1 + Inflationt – X) (1 + Inflationt+1 – X) (1 + Inflationt+2 – X) (1 + Inflationt+3 – X)  / (1 + WACC)4  +   (1 + Inflationt – X) (1 + Inflationt+1 – X) (1 + Inflationt+2 – X) (1 + Inflationt+3 – X) (1 + Inflationt+4  – X)  / (1 + WACC)5.]  58 | I n t e r n a t i o n a l   E x p e r i e n c e   w i t h   P r i v a t e   S e c t o r   P a r t i c i p a t i o n   i n   P o w e r   G r i d s     Where:  Po  is  such  amount  in  PhP,  as  the  ERC  determines  to  represent  windfall  gains  and  windfall  losses  in  revenue,  resulting  from  exogenous  factors,  and  to  reduce  price  shocks  during  the  transition  from  the  previous RP to the next RP, subject to limitations indicated in the RTWR.  The maximum transmission wheeling rates per customer segment that may be charged by the Regulated  Entity  for  the  provision  of  Regulated  Transmission  Wheeling  Services  during  the  application  year  is  subjected to  side constraints (SC).  The new rate should be equal to or less than (1 + CWI  + SC) * the old  rate.  The Transmission Provider is now in its Third Regulatory Period.  The ERC may continue to adopt or change  the building blocks earlier discussed.  Service  Quality  Measures  and  Targets:   As  part  of  the  Regulatory  Reset  Process,  the  ERC  implements  a  performance  incentive  scheme  that  rewards  or  penalizes  the  Regulated  Entity  for  achieving  or  failing  to  achieve the specified target levels of performance.  During the Second RP of the Regulated Entity the following performance indicators were used:  a) System Interruption Severity Index (SISI) which measures the ratio of the un‐served energy to  the system peak load ;  b) Frequency of Tripping per 100cct‐km (FOT) which measures the number of forced line outages  (both transient and sustained) per 100cct‐km initiated by the automatic tripping of protection  relays;  c) System Availability (SA) or circuit availability as a proportion of total circuit time which refers to  the availability or percentage of the system being considered to be online during the evaluation  period;  d) Frequency Limit Compliance (FLC) which refers to the percentage of time during the rating  period that the system frequency is within the allowable range of 60 ±0.3 Hz; and  e) Voltage Limit Compliance (VLC) which refers to the percentage of the number of voltage  measurements during the rating period that the voltage variance did not exceed ± 5% of the  nominal voltage of all busses (Luzon – 230 kV & 500 kV, Visayas – 230 kV/138 kV, Mindanao –  138 kV)monitored at the high side of the substation. Monitoring times are at peak load hours of  11am, 2pm and 7pm and off‐peak hour at 2am.  These hours represent the times when the bus  voltages are expected to be not at their normal levels.    The following additional indicators were included in the Third RP:  f) Congestion Availability (ConA) which measures the availability of a subset of lines and  transformers on the Luzon grid;  g) Ancillary Services Availability Indicator (ASAI) which measures the availability of ancillary  services on each of the three grids;  h) Customer Satisfaction Indicator (CSI) which measures the overall satisfaction of customers  assessed on the basis of annual customer surveys.    P e r u   C a s e   S t u d y   |  59  ANNEX 5: THE OPEN ACCESS AND TRANSMISSION SERVICE (OATS) RULES General Content of the OATS Rules: For a macro view, Table 3.4.3.1 below outlines the general content of  the  subject  rules  and  its  applicability  in  the  various  sectors  in  addition  to  its  general  applicability  to  prospective and current Transmission Customers, Transmission Provider, Transmission Provider acting as  System  Operator,  Transmission  Provider  acting  as  WESM  Metering  Service  Provider,  and  Independent  Meter Service Providers:  Table 3.4.4.1:  General Content and Applicability of the OATS Rules  Distribution  Directly  Embedded  Electricity  Utility  /  Connected  Module  Generator  Generator  Supplier  Electric  Load  Cooperative  Customer  A ‐ General Terms  Applicable  Applicable  Applicable  Applicable  Applicable  and Conditions  Not  Not  B – Connections  Applicable  Applicable  Applicable  Applicable  Applicable  C ‐ Power Delivery  Not  Applicable  Applicable  Applicable  Applicable  Service  Applicable  D ‐ System  Applicable  Applicable  Applicable  Applicable  Applicable  Operator  Not  E – Metering  Applicable  Applicable  Applicable  Applicable  Applicable  F ‐ Rates and  Applicable  Applicable  Applicable  Applicable  Applicable  Charges    Highlights of the OATS Rules can be summarized as follows:  General  Terms  and  Conditions:  As  a  way  of  also  ensuring  fair  and  non‐discriminatory  access  to  the  transmission grid, just like how this was insured by the PGC and WESM Rules, the OATS Rules set out the  terms  on  which  the  Transmission  Provider  shall:  (a)  connect  a  Transmission  Customer  to  the  grid,  (b)  provide  power  delivery,  transmission  connection,  residual  sub‐transmission,  system  operation  and  metering  services,  (c)  perform  system  operator  function,  (d)  provide  services  related  to  management,  procurement  and  dispatch  of  ancillary  services,  (e)  perform  metering  service  function,  and  (f)  provide  services incidental to the above.  Connections:  Module  B  defines  the  terms,  conditions,  procedures,  responsibilities,  data  and  other  technical requirements for both the existing  connections to the grid as well as new points of connection  to the grid or modifications to existing connections to the grid.  Power  Delivery  Service:  In  the  Oats  Rules,  constituting  the  entire  agreement  together  with  the  service  agreement,  under  Module  C,  the  Transmission  Provider  undertakes  to  operate  the  Grid,  in  a  way  that  it  60 | I n t e r n a t i o n a l   E x p e r i e n c e   w i t h   P r i v a t e   S e c t o r   P a r t i c i p a t i o n   i n   P o w e r   G r i d s   shall  plan,  construct,  operate,  and  maintain  the  Grid  in  accordance  with  the  PGC  in  order  to  provide  Connected  Transmission  Customers  with  Power  Delivery  Service  (PDS),  ensuring  that  its  capital  expenditure and operations and maintenance expenditure support the quality and reliability of the PDS.   Quality of the PDS refer to  accordance with the PGC standards on voltage variations, harmonics, voltage  unbalance,  voltage  fluctuation  and  flicker  severity,  transient  voltages,  and  frequency  variations.   Reliability  should  be  pursued  based  on  targets  embodied  in  the  Performance  Incentive  Scheme  determined by ERC in accordance with Article VIII of the Rules for Transmission Wheeling Rates (RTWR).  System  Operator:  Under  Module  D,  the  SO  shall  carry  out  the  central  dispatch  of  Generation  Facilities,  Ancillary Services, and Loads connected directly or indirectly to the Grid in a manner consistent with the  PGC, the WESM  Rules and the applicable WESM  Manuals and the  OATS  Rules.   The  criteria and protocol  for  Central  Dispatch  of  Generation  Facilities,  Ancillary  Services,  and  Loads,  both  in  the  normal  course  of  operation and in the event of a notified emergency shall be defined by the SO and form part of the OATS  Rules after approval by the ERC.  Module  D  also  includes  among  others,  the  terms  for  Load  Shedding  and  Interruptions,  Management  of  Ancillary  Services,  Management  of  Energy  Imbalance  as  governed  by  the  WESM  Rules  and  applicable  WESM Manuals, Obligations of the Transmission Customers.  Metering: The Transmission Provider undertakes, as per Module E, to provide metering services including:  (a)  provision  of  metering  equipment  to  be  part  of  the  OATS  revenue  metering  facilities,  (b)  installation,  testing,  and  commissioning  of  revenue  metering  equipment  that  the  Transmission  Provider  makes  available for new OATS  metering facilities, (c  metering installation, operation  and maintenance  covering  monthly reading and/or retrieval of metered demand and energy data, provision of metering installation  data and metered data to the Transmission Customer, and periodic calibration, testing, maintenance and  inspection of metering installation and its equipment as prescribed in the PGC.  Rates  and  Charges:  Under  Module  F,  the  fees  which  the  Transmission  Provider  shall  charge  are  given  in  Figure 3.4.4.1     Figure 3.4.4.1 – Summary of Charges by the Transmission Provider to its Transmission Customers    P e r u   C a s e   S t u d y   |  61  The different charges indicated above are described below:  a) Services under MAR. Transmission Customers shall pay the following charges for Regulated  Transmission Services under a Maximum Annual Revenue (MAR) cap, determined and approved  by the ERC through a Regulatory Reset Process, done every Regulatory Period (RP) of five (5)  years, under the RTWR.   Power Delivery Service (PDS) Charge which recovers that proportion of the MAR associated  with the cost of conveying electricity through the Grid and the control and monitoring of  electricity as it is conveyed through the Grid (including any services that support such  conveyance, control or monitoring or the safe operation of the Grid); it also includes the  cost of operations of the Grid Management Committee and subcommittees under the PGC;  the PDS charge is payable by Generation Customers and Load Customers.   System Operator (SO) Charge which recovers that portion of the MAR and any other costs  approved by the ERC that are associated with the cost of system operation as defined under  the WESM Rules; such charges include the costs of (1) providing generation dispatch and  operation and control services to ensure safety, power quality, stability, reliability and  security of the Grid, (2) communication and SCADA, (3) managing and procuring Ancillary  Services, and (4) operations of the Grid  Management Committee and its subcommittees;  the SO charge is payable by generation Customers, Load Customers and Embedded  Generators;    Metering Service Provider (MSP) Charge which recovers that portion of the MAR, and any  other cost approved by the ERC, associated with the cost of metering services including the  provision, installation, commissioning, testing, repair, maintenance, and reading both of  meters that are used to measure the delivery of electricity to Customers and of other  meters that are used (for the purposes of the WESM) to measure the flow of electricity into  or through the Grid; A Metering Service Provider charge shall apply to all Connected  Transmission Customers and will vary in accordance with the voltage level of the  infrastructure provided by the Metering Service Provider for a Metering Installation.    b) Excluded Services. Excluded service under the RTWR is defined as a service provided under the  ordinary course of an electricity transmission business that is neither a Regulated Transmission  Service nor a service that is contestable (for these purposes, whether or not a service is  contestable is a matter that, if disputed, will be determined by the ERC).    Generation Customers and Load Customers shall pay the following charges for Excluded Services  and other Services:   Connection Charge which recovers the reasonable costs, as defined under Section 1.6.3 of  the RTWR, associated with providing Connection Assets, defined as the assets connecting a  single connected Transmission Customer’s Facilities to the Grid, including land required for  the Connections Assets; connection charges are payable by Load Customers on existing and  new Connection Asses, for the period until the Connection Assets are sold to Qualified DUs  at each connection point, and payable by Generation Customers relating to their specific  Connection Assets.   Residual Sub‐transmission (RST) Charge, payable by Load Customers, which recovers costs of  sub‐transmission assets defined as the Sub‐transmission Assets as identified in the ERC  Rules for the Approval of the Sale and Transfer of TRANSCO’s Sub‐transmission Assets and  the Acquisition by Qualified Consortiums, less any asset that is no longer owned by the  62 | I n t e r n a t i o n a l   E x p e r i e n c e   w i t h   P r i v a t e   S e c t o r   P a r t i c i p a t i o n   i n   P o w e r   G r i d s   Transmission Provider or that has been reclassified as a Transmission Asset by resolution of  ERC;  These  two  (2)  aforementioned  assets  are  defined  to  allow  Connection  Charges  and  Residual  Sub‐ transmission Charges to recover costs of Sub‐transmission Assets which the EPIRA requires to be sold by  the Transmission Provider.   Technical Service (TS) Charges wherein a prospective Transmission Customer shall pay the  costs of any System Impact Studies (SIS) or Facilities Studies arising from its Service  Application. In performing the SIS or Facilities Study, the Transmission Provider shall rely, to  the extent reasonably practicable, on existing Grid Impact Studies (GIS) and any other  relevant studies.  The Prospective Transmission Customer shall be not be assessed a charge  for any existing studies.  However, the Prospective Transmission Customer shall be  responsible for charges associated with any modifications to existing studies that are  reasonably necessary to evaluate the impact of the Prospective Transmission Customer’s  request for service from the Grid.   Ancillary Services Charges as determined by the ERC and published in a separate Ancillary  Services Procurement Plan (ASPP) and/or the Ancillary Services Cost Recovery Mechanism  (ASCRM), or their successor documents.    Allocation of Charges: The following is a summary of the key points on how the charges are allocated.  a) Power Delivery Service Charge    PDS Charge Payable by Generation Customers  Generation Customers shall pay a GPDS charge each month for each of its points of receipt, based on the  following:      GPDS  =   GBD * GR   where:    GBD  or  the  generator  billing  determinant,  for  each  point  of  receipt,  shall  be  the  average  of  twelve  (12)  monthly non‐coincident peak injections in kW, measured in fifteen (15) minute intervals. The GBD for new  Generators  or  those  reconnecting  to  the  Transmission  Provider’s  facilities  and  for  those  without  a  12  month  history  would  be  determined  by  the  Transmission  Provider  from  the  information  provided  in  the  Service Agreement or shall be the sum of the actual monthly non‐coincident peak injections in kW divided  by  the  actual  number  of  months  until  such  time  that  the  customer  completes  the  required  12‐month  billing data.    GR or the Generator PDS Rate is the Generator PDS Revenue (GDR) divided by the sum of Generator billing  determinants for all points of receipt, represented by the formula:      GR  =  GDR        ∑GBDi    The GDR for each customer segment is that proportion of the Customer Segment Power Delivery Revenue  Requirements (PDR) which is to be recovered from Generation Customers determined as:  P e r u   C a s e   S t u d y   |  63      GDR  =  G * PDR, where:    G  is  the  percentage  determined  by  ERC,  while  PDR  is  that  portion  of  the  MAR  that  is  allocated  by  the  Transmission  Provider  to  each  ERC‐approved  Customer  Segment  and  is  based  on  the  Regulatory  Asset  Base (RAB) values relating to the MAR cap approved by the ERC, for the relevant Regulatory Period under  the RTWR.  PDR is determined as follows:    PDR  =  MARt  –  (SOC + MSP)        12  Where:  MARt      =  The Maximum Annual Revenue Cap for the  current  Regulatory Year as allocated  by the Transmission Provider to that Customer Segment.  SOC        =  The  aggregate  revenue  the  Transmission  Provider  Expects  to  receive  in  the  current Regulatory Year from System Operator charges from that Customer Segment, where this  revenue has been included in the MARt.  MSP        =  The  aggregate  revenue  the  Transmission  Provider  expects  to  receive  in  the  current  Regulatory  Year  from  Metering  Service  Provider  charges  from  that  Customer  Segment,  provided  that  Metering  Services  remain  a  Regulated  Transmission  Service  under  the  RTWR  and  this revenue has been included in the MARt.    PDS Charge Payable by Load Transmission Customers    LPDS    =   LBD * LR   where:    LBD or the load billing determinant, for each point of delivery, shall be the average of twelve (12) monthly  non‐coincident  peak  demands  in  kW,  measured  in  fifteen  (15)  minute  intervals.  The  LBD  for  new  load  customers  or  for  those  reconnecting  to  the  Transmission  Provider’s  facilities  and  for  those  without  a  12  month  history  would  be  determined  by  the  Transmission  Provider  from  the  information  provided  in  the  Service Agreement or shall be the sum of the actual monthly non‐coincident peak demands in kW divided  by  the  actual  number  of  months  until  such  time  that  the  customer  completes  the  required  12‐month  billing data.  LR or the Load PDS Rate is the Load PDS Revenue (GDR) divided by the sum of Load billing determinants  for all points of delivery, represented by the formula:    LR    =  LDR        ∑LBDi  64 | I n t e r n a t i o n a l   E x p e r i e n c e   w i t h   P r i v a t e   S e c t o r   P a r t i c i p a t i o n   i n   P o w e r   G r i d s     The LDR for each customer segment is that proportion of the Customer Segment Power Delivery Revenue  Requirements (PDR) which is to be recovered from Load Customers determined as:    LDR  =  L * PDR, where:    L  is  the  percentage  determined  by  ERC,  while  PDR  is  that  portion  of  the  MAR  that  is  allocated  by  the  Transmission  Provider  to  each  ERC‐approved  Customer  Segment  and  is  based  on  the  Regulatory  Asset  Base (RAB) values relating to the MAR cap approved by the ERC, for the relevant Regulatory Period under  the RTWR.     b) System Operator Charges (SOC). The SOC payable by each Generator Customer or the  Embedded Generator, and the Load Customer each month is computed as follows:      SOC  =  SORR * BDi        ∑BDi  Where:  SORR  is  the  System  Operator  revenue  requirement  or  the  amount  of  the  Transmission  Provider’s  MAR  determined by ERC under the RTWR for the current Regulatory Year attributable to SO services, and any  other  costs  approved  by  the  ERC  that  are  associated  with  SO  costs  and  the  cost  of  operation  of  the  Grid  Management Committee.  BDi is either one of the following:   Generator billing determinant as determined under the item on PDS Charge for Generation  Customers;   Load Customer billing determinant as determined under the item on PDS Charge for Load  Customers; or   Embedded Generator billing determinant which is the average of the highest twelve (12) non‐ coincident peak injections in kW, measured in fifteen (15) minute intervals, of the Embedded  Generating Plant for the Billing Period.    ∑BDi  is  the  sum  of  the  Generation  Customer  and  Embedded  Generator  and  Load  Customer  billing  determinants for the previous Regulatory Year.  c) Metering Service Provider Charge (MSC). The monthly MSC payable by Connected Transmission  Customers shall be determined as follows:    MSC  =   (ODRCm * WACC) + Dm + Lm + Om          12    Where:  P e r u   C a s e   S t u d y   |  65  ODRCm is the optimized depreciated replacement cost of the Metering Installation assets for the  current Regulatory Year;  WACC  is  the  Weighted  Average  Cost  of  Capital  for  the  Regulatory  Period  as  determined  by  the  ERC under the RTWR;  Dm  is the depreciation cost of the Metering Installation assets for the current Regulatory Year  for each metering asset as determined under the RTWR;  Lm  is  the  annual  lease  cost  charged  to  the  Metering  Service  Provider  for  assets  used  at  the  Metering Installation and leased by Metering Service Provider; and  Om  is the operation and maintenance cost attributable to the provision of metering services  for the current Regulatory Year.  d) Connection Charges. Where the Service Agreement or another contract between the  Transmission Provider and the Connected Transmission Customer specifies the amount that the  Connected Transmission Customer shall pay the Transmission Provider for the Connection  Assets identified in that contract, the Transmission Connected Customer shall pay the charges  specified in that contract.  Where there is no contract containing provisions relating to the allocation of the costs of  Connection Assets, the Connected Transmission Customer shall pay a connection charge (CC)  each month determined as follows:    CC  =   ((ODRCi * WCi) * WACC)+ Di+ Oi + Ri          12    Where:  ODRCi  is  the  optimized  depreciated  replacement  cost  of  the  Connection  Asset  for  the  current  Regulatory Year;  WC  is  the  Working  Capital  attributable  to  the  Connection  Assets  for  the  Regulatory  Year  as  determined by the ERC at the last regulatory reset for that Regulatory Period, under the RTWR;  WACC  is  the  Weighted  Average  Cost  of  Capital  for  the  Regulatory  Period  as  determined  by  the  ERC at the last regulatory reset for that Regulatory Period, under the RTWR;  Di  is the depreciation cost of the Connection Asset for the pertinent Regulatory Year for each  Connection Asset as determined under the RTWR;  Oi  is  the  operation  and  maintenance  cost  attributable  to  the  Connection  Asset  for  the  pertinent Regulatory Year.  Ri  is the shortfall or surplus in the connection charge collected for that connection Asset in  the previous year, increased by an amount to reflect the time value of money calculated using the  WACC  for  the  regulatory  period  as  determined  by  the  ERC  at  the  last  regulatory  reset  under  the  RTWR.      e) Residual Sub‐transmission Charges  66 | I n t e r n a t i o n a l   E x p e r i e n c e   w i t h   P r i v a t e   S e c t o r   P a r t i c i p a t i o n   i n   P o w e r   G r i d s   Where the Service Agreement or another contract between the Transmission Provider and the Connected  Transmission  Customer  specifies  the  amount  that  the  Connected  Transmission  Customer  shall  pay  the  Transmission Provider for the Residual Sub‐transmission Assets identified in that contract, the Connected  Transmission Customer shall pay the charges specified in that contract.  Where  there  is  no  contract  containing  provisions  relating  to  the  allocation  of  the  costs  of  Residual  Sub‐ transmission Assets, the Connected Transmission Customer shall pay a Residual Sub‐transmission Charge  (RSC) each month determined as follows:    RSC  =   ((ODRCs * WCs) * WACC)+ Ds + Os + Rs          12    Where:  ODRCs  is the optimized depreciated replacement cost of the Residual Sub‐transmission Asset for  the current Regulatory Year;  WCs  is  the  Working  Capital  attributable  to  the  Residual  Sub‐transmission  Assets  for  the  Regulatory Year as determined by the ERC at the last regulatory reset for that Regulatory Period,  under the RTWR;  WACC  is  the  Weighted  Average  Cost  of  Capital  for  the  Regulatory  Period  as  determined  by  the  ERC at the last regulatory reset for that Regulatory Period, under the RTWR;  Di  is the depreciation cost of the Residual Sub‐transmission Assets for the current Regulatory  Year for each Residual Sub‐transmission Asset as determined under the RTWR;  Om  is  the  operation  and  maintenance  cost  attributable  to  the  Residual  Sub‐transmission  Assets for the Regulatory Year.  Ri  is  the  shortfall  or  surplus  in  the  Residual  Sub‐transmission  charge  collected  for  that  Residual Sub‐transmission Asset in the previous year, increased by an amount to reflect the time  value of money calculated using the WACC for the regulatory period as determined by the ERC at  the last regulatory reset under the RTWR.  f) Technical Services Charges. As previously indicated, a prospective Transmission Customer shall  pay the applicable charges for any SIS or Facilities Study arising from its Service Application. If a  single study is sufficient for multiple Prospective Transmission Customers, the cost of that study  shall be pro‐rated among the said customers, on a basis to be agreed by the parties concerned.   If there is no agreement, the basis for pro‐rating shall be determined by the ERC.  g) Ancillary Services Charges. Ancillary service charges shall be paid by Connected Transmission  Customers and Embedded Generators, except to the extent that the obligation is relieved in part  or in whole by an Alternative Ancillary Service Agreement approved by the System Operator.  The  Embedded  Generator  billing  determinant  for  each  Embedded  Generating  Plant  shall  be  the  average  of the highest twelve (12) non‐coincident peak injections in kW, measured in fifteen (15) minute intervals,  of that Embedded Generating Plant for the Billing Period for which the Ancillary Services were provided.  The  Generator  billing  determinant  for  each  Generation  Customer  for  each  Point  of  Receipt  shall  be  the  average of the 12 monthly non‐coincident peak injection in kW, measured in fifteen (15) minute intervals,  at that Point of Receipt.  The Generator Billing Determinant for new Generators or those reconnecting to  the  Transmission  Provider’s  facilities  and  for  those  without  a  12  month  history  would  be  determined  by  P e r u   C a s e   S t u d y   |  67  the Transmission Provider from the information provided in the Service Agreement or shall be the sum of  the  actual  monthly  non‐coincident  peak  injections  in  kW  divided  by  the  actual  number  of  months  until  such time that the customer completes the required 12‐month billing data.  The  Load  Billing  Determinant  for  each  Load  Customer  for  each  Point  of  Delivery  shall  be  the  average  of  the  12  monthly  non‐coincident  peak  demands  in  kW,  measured  in  fifteen  (15)  minute  intervals,  at  that  Point of Delivery.  The Load Billing Determinant for new load customers or for those reconnecting to the  Transmission  Provider’s  facilities  and  for  those  without  a  12  month  history  would  be  determined  by  the  Transmission Provider from the information provided in the Service Agreement or shall be the sum of the  actual  monthly  non‐coincident  peak  demands  in  kW  divided  by  the  actual  number  of  months  until  such  time that the customer completes the required 12‐month billing data.  h) Billing Adjustments  The  Interruption  billing  adjustment  reduces  the  relevant  transmission  charges  to  a  Connected  Transmission  Customer  when  an  Interruption  below  the  level  agreed  in  the  Service  Agreement  is  due  to  Transmission  Provider  related  faults.  It  does  not  apply  when  the  Interruption  arises  from  Generation  or  other non‐Transmission Provider related causes or as a result of a Force Majeure Event.  The  Curtailment  billing  adjustment  reduces  the  relevant  transmission  charges  to  the  Connected  Transmission  Customer  when  a  Curtailment  below  the  level  agreed  in  the  Service  Agreement  is  due  to  Transmission  Provider  related  faults.  It  does  not  apply  when  the  Curtailment  arises  from  Generation  or  other non‐Transmission Provider related causes.    68 | I n t e r n a t i o n a l   E x p e r i e n c e   w i t h   P r i v a t e   S e c t o r   P a r t i c i p a t i o n   i n   P o w e r   G r i d s   ANNEX 6: MANDATES OF THE RENEWABLE ENERGY ACT PERTINENT TO TRANSMISSION Section  6.  Renewable  Portfolio  Standard  (RPS):    All  stakeholders  in  the  electric  power  industry  shall  contribute to the growth of the renewable energy industry of the country.  Towards this end, the National  Renewable Energy Board (NREB) shall set the minimum percentage of generation from eligible renewable  energy resources and determine to which sector RPS shall be imposed on a per grid basis.    Section 7. Feed‐In Tariff System:  The ERC in consultation with the NREB shall formulate and promulgate  feed‐in tariff system rules which shall include, but not limited to the following:  a) Priority connections to the grid for electricity generated from emerging renewable energy  resources such as wind, solar, ocean, run‐of‐river hydropower and biomass power plants within  the territory of the Philippines;  b) The priority purchase and transmission of, and payment for, such electricity by the grid system  operators;  c) Determine the fixed tariff to be paid to electricity produced from each type of emerging  renewable energy and the mandated number of years for the application of these rates, which  shall not be less than twelve (12) years;  d) The feed‐in tariff to be set shall be applied to the emerging renewable energy to be used in  compliance with the renewable portfolio standard.    Section  8.  Renewable  Energy  Market  (REM):  The  DoE  shall  establish  the  REM  and  shall  direct  PEMC  to  implement changes to  the WESM  Rules in order to incorporate the rules specific to  the operation of the  REM under the WESM.  Section  9.  Green  Energy  Option:  The  DoE  shall  establish  a  Green  Energy  Option  program  which  provides  end‐users the option to choose RE resources as their sources of energy.  Section 11. Transmission and Distribution System Development: TRANSCO or its buyer/concessionaire and  all  DUs,  shall  include  the  required  connection  facilities  for  RE‐based  power  facilities  in  the  Transmission  and  Distribution  Development  Plans:  Provided,  that  such  facilities  are  approved  by  the  DOE.  The  connection  facilities  of  RE  power  plants,  including  the  extension  of  transmission  and  distribution  lines,  shall be subject only to ancillary services covering such connections.  Section 13. Government Share: The government share on existing and new RE development projects shall  be  equal  to  one  percent  (1%)  of  the  gross  income  of  RE  resource  developers  resulting  from  the  sale  of  renewable energy produced and such other income incidental to and arising from the renewable energy  generation, transmission, and sale of electric power except for indigenous geothermal energy, which shall  be at one and a half percent (1.5%) of gross income.  Section 18. Payment of Transmission Charges: A registered renewable energy developer producing power  and electricity from an intermittent RE resource may opt to pay the transmission and wheeling charges of  TRANSCO or its successors‐in‐interest on a per kilowatt‐hour basis at a cost equivalent to the average per  kilowatt‐hour rate of all other electricity transmitted through the grid.  Section  20.  Intermittent  RE  Resources:  TRANSCO  or  its  successors‐in‐interest,  in  consultation  with  stakeholders, shall determine the maximum penetration limit of the Intermittent RE‐based power plants  to  the  Grid,  through  technical  and  economic  analysis.  Qualified  and  registered  RE  generating  units  with  intermittent RE resources shall be considered "must dispatch" based on available energy and shall enjoy  P e r u   C a s e   S t u d y   |  69  the benefit of priority dispatch. All provisions under the WESM Rules, Distribution and Grid Codes which  do not allow "must dispatch" status for intermittent RE resources shall be deemed amended or modified.  The  PEMC  and  TRANSCO  or  its  successors‐in‐interest  shall  implement  technical  mitigation  and  improvements in the system in order to ensure safety and reliability of electricity transmission.      70 | I n t e r n a t i o n a l   E x p e r i e n c e   w i t h   P r i v a t e   S e c t o r   P a r t i c i p a t i o n   i n   P o w e r   G r i d s   ANNEX 7: RULES ON THE DISTRIBUTION WHEELING RATES – KEY FEATURES Price Control Formula: The fundamental formula used to compute the maximum allowed revenue in PhP,  for a Regulatory Year (RY) t is calculated in accordance with the following formula:      MAPt = [MAPt‐1 * (1 + CWIt – X)] + St– Kt+ ITAt    Where:  MARt    =  MAP for current Regulatory Year  MARt‐1 =  MAP for Regulatory Year t ‐ 1  CWIt              =  Change in Weighted Index for Regulatory Year t (which takes into account changes in CPI  and US$ exchange rate)  X                   =  efficiency  factor  for  Regulatory  Year  t,  the  derivation  of  which  is  described  below  under  the section on “Calculation of the Efficiency Factor (X) for the RP”  St                  =  A Performance Incentive Factor to reward or penalize each Regulated Entity for achieving  or failing to  achieve specified target levels of performance;  Kt                  =  Correction Factor to adjust for over / under recovery of revenue in Regulatory Year t – 1;  ITAt               =  Tax adjustment to adjust for over or under recovery of corporate income tax in RY t – 1.    General Building Block Principles:  As part of the Regulatory Reset Process the Regulated entity must submit Revenue Applications which the  ERC  must review to determine the Annual Revenue  Requirements (ARR) for each  Regulated  Distribution  System, for each Regulatory Year in the Regulatory Period (RP).  It is based on a forward‐looking analysis  of forecast cash flow requirements, and must represent the optimal forecast revenue requirements. The  ARR  must  reasonably  compensate  the  Regulated  Entity  for  the  economically  efficient  costs  and  risks  it  incurs  in  providing  Regulated  Distribution  Services,  based  on  a  Building  Block  analysis  (as  previously  mentioned) which uses a “classical” Weighted Average Cost of Capital (WACC).  The Building Block Formula to be used in calculating the ARR is:      ARRt = Opext + Taxm,t+ RegDepnt + [(RABt + WCt) * WACC] + Taxp,t    Where:  Opext  is the nominal operating and maintenance expenditure for RY t;  Taxm,t  is the payment of taxes, other than corporate income tax, for RY t, in nominal terms;  RegDepnt  is the Regulatory Depreciation for RY t in real terms;  P e r u   C a s e   S t u d y   |  71  RABt  is the Regulatory Asset Base (RAB) for RY t in real terms;  WCt  is  working  Capital  Allowance  for  RY  t  which  is  set  at  a  proportion  of  the  difference  between the real Opex forecast for that RY and the real amount of Bad Debts forecast for that RY;  WACC   is  Weighted  Average  Cost  of  Capital  calculated  using  a  “classical”  formula;  the  WACC  is  accordingly changed when the corporate income tax is set to zero;  Taxp,t  is the estimated corporate income tax, in nominal terms, payable by a Regulated Entity in  RY t;    Regulatory Asset Base:  Prior to the commencement of a RP, an asset revaluation must be undertaken in  accordance with the RDWR.  The revaluation must value the material items of plant and equipment either  at  their  optimized  deprival  value  or  using  some  other  method  of  internationally  accepted  valuation  methodology as determined by the ERC or the previous value of the RAB is rolled forward.  Operating  and  Maintenance  Expenditure:    Forecasts  are  made  for  the  coming  RP  based  primarily  on  historical Opex, changes in the CPI and changes in the RAB.  Capital Expenditure:  The Regulated entity must provide its forward forecast of its annual proposed capital  expenditure for each RY in the RP.  This Capex program must separately identify each Capex project which  is forecast to cost at least PhP30 million or 20% of the total annual Capex.  Smoothing: As a result of  the Building Block approach, it is unlikely that there will be a linear increase in  the allowed ARR for each RY in the RP.  Accordingly, so as to reduce price shocks to Customers and revenue  shocks to the Regulated Entity, the ERC will smooth the Maximum annual Price caps for each RY in the RP.  Such smoothed MAP caps will incorporate a recovery of efficiency savings in cost.  It may also include over  or  under  recoveries  from  the  previous  RP  and  /  or  recovery  of  regulatory  interventions  made  by  ERC  in  the allowed ARR during the earlier RPs.  Calculation of the Efficiency Factor (X) for the RP: The Present Value (PV) of the allowed revenue for each  of the RYs in the current RP must be calculated using the following formula:    PVt‐1  =    ARRt  / (1 + WACC) + ARRt+1 / (1 + WACC)2 +   ARRt+2 / (1 + WACC)3 + ARRt+3 / (1 + WACC)4    After  determining  PVt‐1,  the  Efficiency  Factor  (X)  can  then  be  calculated  for  the  RP  from  the  solution  of  the following equation (where only X is unknown):    PVt‐1  =    PVt‐1  =    (MAPt‐1 – Po) *   [{(1 + Inflationt – X) * FQt / (1 + WACC)} +   {(1 + Inflationt – X) * (1 + Inflationt+1 – X) * FQt+1 / (1 + WACC)2} +   {(1 + Inflationt – X) * (1 + Inflationt+1 – X) * (1 + Inflationt+2 – X) * FQt+2/ (1 + WACC)3}+   {(1 + Inflationt – X) * (1 + Inflationt+1 – X) * (1 + Inflationt+2 – X) * (1 + Inflationt+3 – X)  * FQt+3  / (1 + WACC)4}]  72 | I n t e r n a t i o n a l   E x p e r i e n c e   w i t h   P r i v a t e   S e c t o r   P a r t i c i p a t i o n   i n   P o w e r   G r i d s       Where new variables introduced are:   Po  is  such  amount  in  PhP,  as  the  ERC  determines  to  represent  windfall  gains  and  windfall  losses  in  revenue,  resulting  from  exogenous  factors,  and  to  reduce  price  shocks  during  the  transition  from the previous RP to the next RP, subject to limitations indicated in the RTWR; and  FQt is the total amount of energy in kWh that is forecasted to be delivered through the relevant  Regulated distribution system, during RY t to distribution connection points.  The  maximum  distribution  wheeling  rates  per  customer  segment  that  may  be  charged  by  the  Regulated  Entity  for  the  provision  of  Regulated  Distribution  Wheeling  Services  during  the  application year is subjected to side constraints (SC).  The new rate should be equal to or less than  (1 + CWI + SC) * the old rate.  Service  Quality  Measures  and  Targets:  As  part  of  the  Regulatory  Reset  Process,  the  ERC  implements  a  performance  incentive  scheme  for  the  Third  RP  that  rewards  or  penalizes  the  Regulated  Entity  for  achieving or failing to achieve the specified target levels of performance. The scheme has three (3) main  streams:   a) Price‐linked incentive scheme. The performance of Regulated Distribution Systems is assessed  against a number of network performance and service performance measures.   If performance  levels exceed predetermined targets, Regulated Entities will be financially rewarded or, if  performance levels fail to meet predetermined performance targets, Regulated Entities will be  financially penalized.    The reward or penalty will  take the form of a  performance incentive factor  (S‐factor) to be  used  in  price  control  formula.    The  performance  incentive  factor  will  be  a  weighted  performance  measure, based on the performance levels achieved against a number of indices over the calendar  year preceding each Regulatory Year.  b) Guaranteed Service Levels. A system of Guaranteed Service Levels (GSLs) is introduced for each  Regulated Distribution System, in terms of which customers will receive certain guarantees with  regard to the responsiveness and effectiveness of Regulated Entities.  If these GSLs are not met,  predetermined penalties will be paid by the Regulated Entities directly to customers.  c) Information Disclosure. The performance of Regulated Distribution Systems against a further  number of performance indices (network and service related) is regularly measured and  published.      P e r u   C a s e   S t u d y   |  73  ANNEX 8: RULES FOR SETTING ELECTRIC COOPERATIVES’ WHEELING RATES In  September  2009,  the  ERC  promulgated  the  new  regulatory  methodology  for  on‐grid  ECs  called  the  “Rules for Setting Electric Cooperatives’ Wheeling Rates” or RSECWR.  In the RSECWR, the 98 on‐grid ECs were classified into seven (7) groups: A, B, C, D, E, F and G. In addition,  a standard customer classification was adopted for all on‐grid ECs:  residential, low voltage customers (not  residential  and  connected  to  low  voltage  not  exceeding  1  kV)  and  higher  voltage  customers  (non  residential  and  connected  to  medium  voltage  of  greater  than  1  kV  up  to  34.5  kV  or  higher  voltage  exceeding  34.5  kV).For  each  group’s  customer  class,  there  was  a  standard  initial  tariff  cap  for  each  tariff  components:  distribution charge, supply charge, metering charge and members’ contribution for capital  expenditures. These tariff  caps would be for the first regulatory year up to the third regulatory year of a  six (6) year regulatory period. The tariff caps may be adjusted at the beginning of the 4th regulatory year  based on the cumulative result of a tariff glide path that will be calculated annually for the 1st to the 3rd  regulatory  year.   The  calculated  cumulative  result  of  the  annual  tariff  glide  path  for  the  4th  to  the  6th  regulatory  year  will  be  effected  together  with  the  applicable  resulting  caps  of  a  regulatory  reset  for  the  next regulatory period. In the regulatory reset, the classifications will be revisited as well as the standard  initial tariff caps for the 1st regulatory year of the incoming regulatory period.  The  ECs  are  divided  into  three  (3)  entrant  groups  where  the  1st  entrant  group’s  regulatory  period  is  January  1,  2011  to  December  31,  2016;  the  2nd  entrant  group’s  regulatory  period  is  January  1,  2012  to  December  31,  2017;  and  the  3rd  entrant  group’s  regulatory  period  is  January  1,  2013  to  December  31,  2018.  The  ECs’  rates  as  of  2009  were  allowed  to  gradually  move  up  to  its  respective  standard  initial  tariff  caps  by its first regulatory year for the first regulatory period.  Development of the RSECWR: The following steps were followed in the development of the RSECWR:  1. Classify ECs into groups.  2. Create standard customer classes  3. Develop the standard initial rate caps per group  4. Determine a tariff Glide Path  5. Provide for transition    1.  Classify ECs into Groups  The guiding principles for the EC classification were:   a) Rationality – the classification criteria should have demonstrable relationship with distribution  costs;   b) Regulatory Efficiency – optimal number of groups to reduce regulatory lag; and,   c) Simplicity – understandable and implementable.  The 98 on‐grid ECs were classified into groups based on the following criteria which had the most impact  on the distribution’s operating costs:  (a) Size – defined as number of customers; and (b) Consumption –  defined as mWH sales per customer.      74 | I n t e r n a t i o n a l   E x p e r i e n c e   w i t h   P r i v a t e   S e c t o r   P a r t i c i p a t i o n   i n   P o w e r   G r i d s   The data set that was used were the ECs.    Group Number Group Characteristics Mean Mean Of Customer Number kWh Number ECs Consumption Of consumption per Of (MWH/Year) Customers customer Customers (in 1,000) (in 1,000) A 11 <1 10 to 25 0.90 29.0 B 16 <1 25 to 50 0.63 61.0 C 5 <1 50 to 100 1.56 32.1 D 17 1 to 2 10 to 50 1.43 37.5 E 28 1 to 2 50 to 100 1.37 68.2 F 15 1 to 3 20 to 150 1,88 89.0 G 6 3 to 5 30 to 150 3.58 82.0 Total 98   2.  Develop New Customer Classes  The ECs had differing customer classes which had to be standardized based on the power delivery voltage  used in servicing the customer consistent with the cost of service principle.   OLD CUSTOMER CLASSES  NEW CUSTOMER CLASSES  Residential  BAPA  Residential Customers  Sale for Resale  Small Commercial  Industrial  Low Voltage Customers  Public Buildings   Non‐residential  Street Lights   Connected to Low Voltage (Not exceeding 1 kV)  Irrigation/CWS  Large Commercial  Higher Voltage Customers  Industrial   Non‐residential   Connected to Medium Voltage (1 kV up to 34.5 kV)   Connected to Higher Voltage (higher than 34.5 kV)        P e r u   C a s e   S t u d y   |  75  3.  Develop the Initial Tariff Cap    3.1.  Design the Structure  The ECs tariff structure was redesigned to reflect operating and capital costs as follows:  Current Tariff Structure Revenue Requirements New Tariff Structure Distribution Charge Operations & Maintenance Distribution Charge Supply Charge Expenses Supply Charge Metering Charge Metering Charge Capital Expenditures Members’ Contribution for Capital Expenditures Debt Service     3.2.  Determine the Operating Revenue Requirement per EC Grouping  To determine the operating revenue requirements per EC grouping, the operating costs per kWh for each  EC  in  2000  were  calculated  and  adjusted  to  2008  levels  using  a  wage  index.   The  wage  index,  based  on  movements in minimum daily wages in regions other than the National Capital Region, was used because  seventy percent (70%) of the operating cost is labor.    The median for the each EC grouping’s operating cost per kWh was multiplied by the average kWh sales  of the respective group to determine the operating revenue requirement per EC Grouping.    3.3.  Functionalize the Operating Revenue Requirement  To functionalize is to assign the operating revenue requirement into the functions of the EC: distribution,  supply,  and  metering  which  are  also  the  components  of  the  tariff.   In  the  unbundling  of  the  EC  rates  as  called  for  by  the  EPIRA,  each  EC’s  rate  was  unbundled  using  the  causation  principle  into  distribution,  supply  and  metering.    The  averages  of  these  ratios  per  group  were  applied  to  the  operating  revenue  requirement to functionalize it into distribution, supply, and metering costs.    3.4.  Allocate the Functionalized Operating Revenue Requirement into Customer Classes  The  distribution  costs  were  allocated  to  the  standardized  customer  classes  discussed  in  3.5.2.2.above  using  the  EC  Groupings’  Non‐Coincident  Peak  Demand  (NCP)  while  the  average  number  of  customers’  ratio was used for supply and metering.    3.5.  Determine the Distribution, Supply and Metering Rate Caps  The rate design for the rate caps are as follows:  Residential Low Voltage Higher Voltage Distribution  Rate design  PhP/kWh PhP/kWh PhP/kW  Determinant  Average kWh Sales Average kWh Average kW Sales Supply Per Customer/ Per  Rate design  PhP/kWh Month Per Customer/Per Month Average Average Number of  Determinant Average kWh Sales Number of Customer per Customer per Month Month Metering  Rate design  PhP 5.00 plus 76 | I n t e r n a t i o n a l   E x p e r i e n c e   w i t h   P r i v a t e   S e c t o r   P a r t i c i p a t i o n   i n   P o w e r   G r i d s   PhP/kWh PhP/Per Meter/Per PhP/Per Meter/Per Month Month Revenue from fixed rate is calculated; Average Number of Average Number of  Determinant  remainder by average Customer per Month Customer per Month kWh sales     3.6.  Members’ Contribution for Capital Expenditure Rate Cap Per EC Grouping  The ECs’ previous rate had a reinvestment fund calculated at five percent (5%) of its unbundled retail rate  (total  of  generation,  transmission  and  distribution  charges).   This  translates  to  an  average  of  22%  of  the  distribution, supply and metering charges.    The Members’ Contribution for Capital Expenditure Rate Cap per EC Grouping was determined by applying  the said 22% ratio to the respective groups’ 2008 median operating cost per kWh.  Cognizant that each EC’s capital expenditure varies, the EC may collect additional Members’ Contribution  for  Capital  Expenditure  by  securing  the  consent  of  its  member‐consumers  for  such  collection  through  existing legal procedures, provided that the capital expenditure has been previously approved by the ERC.    3.7.  Tariff Glide Path  The standard Initial Tariff Cap will be allowed to move within the 6‐year regulatory period.  Annually, a tariff glide path will be calculated using the following formula:      Tariff Capt = Tariff Capt‐1 * (1 + I –X + S)    Where:  t = incoming year  t‐1 = current year  I = Index Factor = Percentage Change in CPI – Growth Rate  I = [ (CPIn  / CPIn‐1 ) – 1 ] – [ ( kWhn / kWhn‐1 ) – 1 ]  CPI = calendar year average regional CPI of EC  kWh = calendar year total kWh sales to all customers  X = Efficiency Factor  X = [ (CPEn / CPEn‐1 ) – 1 ] x .70  CPE = number of connections per full time equivalent (FTE)  CPE = BC/FTE  BC = billed connections at the end of year n  FTE = total man‐hours of compensable labor for year n divided by 2,080  S = Performance Incentive    P e r u   C a s e   S t u d y   |  77  The annual tariff glide path for the first three years of the regulatory period will be calculated as follows:      TGPA = TGPn + TGPn+1 + TGPn+2    Where:    n = first regulatory year of the regulatory period  The EC on the start of the 4th regulatory year may move up to the new tariff cap of TGPA if an increase.   If TGPA is a decrease, it should be implemented.  The annual tariff glide path for the last three years of the regulatory period will be calculated as follows:      TGPB = TGPn + TGPn+1 + TGPn+2    Where:    n = fourth regulatory year of the regulatory period    TGPB  will  now  be  compared  with  the  new  rate  cap  for  the  next  succeeding  Regulatory  Period  of  the  EC  Group to which the EC belongs.  If it is below the said new rate cap, the EC may move up to the said new  rate cap.  However, if it is higher than the said new rate cap, the EC may move up only up to the said new  rate cap.          78 | I n t e r n a t i o n a l   E x p e r i e n c e   w i t h   P r i v a t e   S e c t o r   P a r t i c i p a t i o n   i n   P o w e r   G r i d s   ANNEX 9: DISTRIBUTION SERVICES AND OPEN ACCESS RULES General Provisions: Under Article I of the DSOAR is explicitly included a section titled “Non Discrimination”  which  states  that  all  DUs  shall  make  available  upon  reasonable  request  all  regulated  services  at  rates,  terms  and  conditions  that  are  duly  approved  by  the  ERC  and  shall  not  unjustly  or  unreasonably  discriminate  in  the  rates,  terms,  and  conditions  of  service  to  similarly  situated  customers.  Also  included  in Article are the following DU Equipment and electric plant standards:  a) The DU shall install only the authorized distribution equipment and generating plants;  b) The electric plant shall be constructed, installed, operated and maintained in accordance with  the provisions of the Philippine Electrical Code and the rules and regulations that may be issued  by ERC in relation thereto;  c) Every DU furnishing metered electric service shall maintain, to check customers’ watt‐hour  meter, at least one watt‐hour meter standard which shall be calibrated by the ERC at least once  a year;  d) Every DU shall adopt 230 volts as its nominal service voltage; the voltage variation shall be  maintained in accordance with the PDC;  e) The nominal fundamental frequency shall be 60 Hz;  f) Every DU shall keep a log book or any recording system that would serve as basis in generating  reports that the ERC may prescribe;  g) No pole located on or near a public place shall have a one‐way sweep exceeding three percent  (3%) of its total length and all horizontal wires attached to it shall be pulled up so that their sag  shall not be greater than three percent (3%) of the distance between poles;  h) Poles, towers, structures, and transformers shall be marked and numbered by the DU to  facilitate identification by the public;  i) Every DU shall keep a comprehensive register of assets, indicating installation date, condition  and refurbishment.    Rules Pertaining to Distribution Connection Assets and Services:  Article II governs the terms of access and  provision  of  Distribution  Connection  Assets  and  Services  (DCAS)  by  a  DU  to  End‐users,  Generators,  and  other  DUs  (Connection  Customers).    Italso  applies  to  End‐users  receiving  a  Connection  unlawfully  or  pursuant  to  unauthorized  use.   A  DU  shall  provide  DCAS  pursuant  to  the  terms  and  conditions  herein  to  any  potential  Connection  Customer  within  the  DU’s  franchise  service  area  requiring  such  service.   A  RES  is not a Connection Customer but may assist its RES customers in matters pertaining to DCAS.  Compliance  with  Process  and  Non‐discrimination  is  likewise,  explicitly  stated  as:    “The  DU  and  each  Connection  Applicant  shall  comply  with  the  processes  set  out  in  the  DSOAR,  Philippine  Distribution  Code  and  other  applicable  laws,  rules  and  regulations  for  processing  of  new  or  modified  connection  arrangements.   The  DU  shall  process  all  requests  involving  connections  in  a  timely  manner  and  shall  not  give  preference  or  discriminate  between  different  Connection  Customers  or  Connection  Applicants,  subject  to  any  reasonable or justifiable exceptions as may be approved by ERC. Likewise the DU shall not give preference  or discriminate between Connection Customers or Connection Applicants based on a Contestable Market  End‐user’s choice of supply.”  Rules  Pertaining  to  Service  to  the  Captive  Market:    Article  III  defines  service  to  the  captive  market  to  include  all  unbundled  services  necessary  to  maintain  a  regular  supply  of  alternating  current  of  approximately  60  hertz  which  shall  be  provided  by  the  DU  throughout  its  franchise  service  area.  The  P e r u   C a s e   S t u d y   |  79  Captive Market includes both residential and non‐residential End‐users.  Insofar as residential consumers  are  concerned,  the  DSOAR  are  intended  to  complement  the  Magna  Carta  for  Residential  Electricity  Consumers.   It  also  defines  the  terms  in  applying  for  captive  market  supply,  the  requirement  of  deposit  (essentially  equivalent  to  one  month  bill  amount),  for  establishment  and  re‐establishment  of  customer  credit, billing and payment terms (bills are served monthly), disconnections and billing disputes.  Rules  Pertaining  to  Distribution  Wheeling  Service:    Article  IV  governs  the  terms  and  conditions  of  the  provision of DWS service by the DU to Retail Electricity Suppliers (RES) including the SOLR, and Generators.  DWSs  pertain  to  those  services  performed  by  the  DUs  for  the  conveyance  of  electricity  through  the  regulated  distribution  system  as  well  as  the  control  and  monitoring  of  electricity  as  it  is  conveyed  throughout  the  DU  system  from  the  points  of  receipt  to  the  points  of  delivery.    DWS  also  includes  discretionary  services,  which  are  customer‐specific  services  for  which  costs  are  recovered  through  separately  priced  rate  schedules,  with  the  recoverable  discretionary  charges  duly  approved  and  authorized by the ERC.  The  DUs  shall  provide  DWS  for  delivery  of  electricity  of  the  standard  characteristics  available  in  the  franchise area.  The DU shall provide DWS at its standard voltages.  Requestors of DWS must obtain from  the  DU  the  phase  and  voltage  of  the  service  available  before  committing  to  the  purchase  of  motors  or  other  equipment,  and  the  DU  is  not  responsible  if  the  requested  phase  and  voltage  of  service  are  not  available.   The  standard  Distribution  System  service  offered  by  the  DU  may  be  provided  at  the  voltage  level specified under the appropriate service agreement.  The provision of DWS by the DU is subject to the terms of any service agreements, terms and conditions  of the tariffs and applicable legal authorities.  All charges associated with a DWS provided by the DU must  be authorized by the ERC and included as a tariff charge, as provided in the rate schedules.  The  article  includes  the  eligibility  requirements  for  DWS  as  well  as  the  grounds  for  rejecting  DWS  Agreement and the terms for metering services.  It also specifies that a qualified DU or consortium of DUs  that own sub‐transmission asset facilities shall ensure non‐discriminatory  provision of unbundled delivery  over  its  sub‐transmission  assets  to  any  user,  whether  that  user  is  connected  or  not  to  the  sub‐ transmission.    Additionally, a RES is solely responsible for meeting any applicable WESM requirements.  The DU shall not  be responsible for any WESM requirements pertaining to a RES or a Contestable Market customer served  by a RES.   On billing and related customer service, a RES is fully responsible for determining the billing methods for  their customers and payment of all obligations to other market participants.  As an option to the RES, the  contestable customer of the RES may be billed directly by the DU for DWS, subject to the adoption by the  ERC of the dual billing policy.   An  End‐user  in  the  contestable  market  is  responsible  for  paying  their  RES  all  amounts  legitimately  billed  by  the  RES  but  shall  not  be  held  responsible  for  any  amount  not  paid  by  the  RES  to  other  market  participants.  In the event a RES fails to pay for DWS by the due date prescribed for the service, the DU shall notify the  CRB that service under the DWS agreement will be terminated in seven (7) days.   Subject to the adoption  by the ERC of the dual billing policy, in the event that a RES customer billed by the DU for DWS fails to pay  by  the  due  date,  a  48‐hour  notice  of  disconnection  shall  be  sent  to  the  customer  and  the  CRB  shall  be  informed of such notice. In the event that the Contestable Customer fails to pay the RES or Local RES for  service rendered by due date, the RES or Local RES may send a 48‐hour written notice of disconnection to  the Contestable Customer.  80 | I n t e r n a t i o n a l   E x p e r i e n c e   w i t h   P r i v a t e   S e c t o r   P a r t i c i p a t i o n   i n   P o w e r   G r i d s   Any  complaint  by  a  contestable  customer  concerning  the  service  or  lack  thereof  by  all  power  industry  participants  shall  be  governed  by  a  separate  guideline  on  dispute  resolution  for  the  contestable  market  to be promulgated by the ERC.   Generator  Wheeling  in  the  Distribution  System:   A  DU  shall  make  available  at  non‐discriminatory  terms  and  conditions  unbundled  DWS  to  generators  that  seek  to  wheel  power  into,  out  of,  or  through  the  distribution system.  A generator connected to the distribution system that seeks to wheel power out of  the distribution system shall pay all applicable DWS charges.  A generator wheeling power into or through  the distribution system shall likewise pay the applicable DWS charges unless those charges are paid to the  DU by load‐serving entities such as a RES or another DU.  Wheeling  for  Another  Distribution  Utility:    DUs  shall  make  available,  in  non‐discriminatory  terms  and  conditions,  unbundled DWS to other  DUs, which seek  to wheel  power out of or through  the distribution  system.  A DU that seeks to wheel power out of or through the distribution system shall pay all applicable  DWS  charges  unless  those  charges  are  paid  to  the  DU  by  a  generator  or  other  load‐serving  entities  such  as a RES.  Regulated  Service  Rates:  The  focus  of  Article  V  of  the  DSOAR  is  primarily  rate  design  under  the  RDWR,  covering the allocation of revenue requirements to Customer Segments and converting these into various  rate elements paid monthly by the customers within that customer segment.  As  part  of  the  policies  set  forth  in  the  EPIRA,  all  DUs  shall  only  charge  rates  that  reflect  the  cost‐based  unbundled  structure  set  forth  in  the  UFR.   At  no  time  may  costs  or  revenues  that  should  be  recovered  from one unbundled function be shifted onto other unbundled functions.  The rate design shall be free of  inter‐class  subsidies,  meaning,  costs  or  revenues  that  should  be  recovered  from  one  customer  segment  shall not intentionally be shifted onto other customer segments.  The side constraints set forth under the  RDWR cannot be used to justify shifting of revenues from one customer segment to another.  The Maximum Average Price cap established under the RDWR, is a company‐wide measure and does not  address individual rate elements, thus, it is necessary to convert this into specific rate elements.  Calculating the rates for the Application Year is based generally on the following steps:  a) On a per customer segment basis, calculate the average historical rate based on historical  revenue and historical consumption;  then, compute the projected revenue based on historical  rate and projected consumption;  b) Compute the total projected revenue based on historical rates, by adding the projected revenue  per customer segment as computed in (a);  c) Compute the total projected revenue based on the MAPt and forecast energy consumption.  d) Allocate the revenue requirements, computed in (c) above to each customer segment based on  the proportion of projected revenue per customer segment computed in (a) above over the  total revenue requirements computed in (c) above.  e) The rate element for a customer segment shall now be based on the revenue allocation per  customer segment computed in (d) above.    A  side  constraint  test  is  performed  on  all  the  computed  revenue  allocation  per  customer  segment,  if  at  least  one  customer  does  not  pass  the  side  constraint  test,  the  constrained  MAP  is  computed  and  the  process from a) to e) above is repeated, to come up with the constrained revenue allocation per customer  segment.    P e r u   C a s e   S t u d y   |  81  It is understood in the aforementioned methodology that a new rate structure or new customer segment  cannot be introduced during a RP.  Such changes or the introduction of a new rate structure can therefore  only be made as part of the regulatory reset process.  Functional  Allocation  of  Revenue  per  Customer  Segment  Based  on  the  UFR.  The  ERC  incorporates  the  Uniform  Filing  Requirements  (UFR)  as  part  of  the  DSOAR.   The  purpose  is  to  promote  consistency  and  completeness in the DUs’ rate filings required by the EPIRA.  The UFR indentifies five (5) functions: generation, transmission, distribution, supply and metering.  Where  a DU pays for transmission services, these costs shall be separately unbundled in the retail rates of the DU  and allocated to all rate classes based on reasonable methods.  Similarly, where a DU pays another entity  for  generation  services,  such  costs  shall  be  separately  unbundled  in  the  retail  rates  and  allocated  to  all  rate  classes  based  on  reasonable  methods.  The  DUs  are  also  required  to  unbundle  costs  and  rates  associated with the metering function as a sub‐function of supply.  The  remaining  functions,  composing  the  distribution  wheeling  rates,  which  are  the  rate  elements  under  the RDWR, are as follows:  a) Distribution function which refers to the conveyance of electric power by a DU through its  Distribution System;  b) Supply function which refers to electricity sales including billing, collection, and other customer  services; and   c) Metering which includes metering assets, meter servicing, and meter reading.    The  UFR  is  applied  in  determining  the  functional  allocation  of  customer  segments’  revenue  into  these  elements:    The  rate  design  to  be  proposed  by  the  DUs  is  now  based  on  the  revenue  allocation  per  customer segment per function, which is reviewed and approved by ERC.  There are no rules yet on rate designs, but the ERC plans to conduct studies on the reasonable bases for  the appropriate rate structures.  Between Regulatory Resets, under the RDWR, the ERC shall periodically monitor the rate design employed  by the DU to ensure consistency with these rules.  Distribution  System Losses:  Connection customers and the DU shall handle system losses in  accordance  with the ERC’s rules and regulations.  A RES shall also pay any applicable distribution System Loss Charge  and  shall  not  be  responsible  for  procuring  energy  to  cover  distribution  system  losses.    The  DU  is  responsible  for  procuring  all  energy  related  to  distribution  system  losses  and  will  be  allowed  to  recover  such costs through ERC approved System Loss Charges, subject to a System Loss Cap.  Redistribution  of  Electricity:  As  a  general  rule,  occupants,  whether,  owners  or  tenants  of  units  within  buildings  or  single  structures  must  be  connected  /  served  directly  by  the  DU  which  has  an  existing  franchise  over  the  concerned  area,  unless  it  is  impractical  for  the  DU  to  provide  electric  service  and/or  occupants  are  not  able  to  satisfy  the  DU’s  standard  requirements  for  electric  service,  or  DU  waives  the  right to serve those customers.  Rules on Redistribution of electricity are dealt with under Article VI of the  DSOAR.    Generally,  All  users,  whether  deriving  electricity  from  DUs  or  redistributors,  must  have  equal  rights  and  obligations  as  embodied  in  the  rules  and  regulations  promulgated  by  the  ERC  to  protect  consumer interest, including but not limited to the Magna Carta for Residential Electricity Consumers, the  Distribution Services and Open Access Rules and Republic Act No. 7832 (Anti‐Electricity Pilferage Law).      82 | I n t e r n a t i o n a l   E x p e r i e n c e   w i t h   P r i v a t e   S e c t o r   P a r t i c i p a t i o n   i n   P o w e r   G r i d s   ANNEX 10: CROSS SUBSIDY REMOVAL SCHEME UNDER SECTION 74 OF THE EPIRA “Cross subsidies within a grid, between grids and/or classes of customers shall be phased out in a period  not  exceeding  three  (3)  years  from  the  establishment  by  the  ERC  of  a  universal  charge  which  shall  be  collected  from  all  electricity    end‐users.    Such  level  of  cross  subsidies  shall  be  made  transparent  and  identified separately in the billing statements provided to end‐users by the suppliers.  The ERC may  extend the period for the  removal of cross subsidies for a maximum period of one (1) year  upon  finding  that  cessation  of  such  mechanism  would  have  a  material  adverse  effect  upon  the  public  interest, particularly the residential end‐user; or would have an immediate, irreparable, irreparable, and  adverse financial effect on distribution utility.”      P e r u   C a s e   S t u d y   |  83  ANNEX 11: PREPARATIONS FOR RETAIL COMPETITION & OPEN ACCESS The  following  are  the  experiences  in  the  Philippines  from  which  other  jurisdictions  can  gain  insights  and  learn from the country’s achievements as well as setbacks.  Even  more,  the  third  party  review  of  the  policies,  rules  and  regulations  adopted  by  the  ERC,  which  has  been  provided  by  an  expert  ,  as  well  as  the  personal  assessment  and  stock  knowledge  by  the  author  of  this report, provide additional and valuable viewpoints for practical consideration.  1.  The ERC, having been designated under Section 29 of the EPIRA, to issue licenses to all suppliers  of  electricity  except  for  distribution  utilities  and  electric  cooperatives  with  respect  to  their  particular  franchise  areas,  issued  Resolution  No.  1  Series  of  2011  adopting  the  Revised  Rules  for  the  Issuance  of  Licenses  to  Retail  Electricity  Suppliers  (RES),  which  prescribed  the  qualifications  and  criteria  for  issuing  licenses to the RES, including among other requirements, a demonstration of their technical and financial  capability  and  creditworthiness.   The  said  rules  introduced  the  Local  RES  which  are  DUs  intending  to  set  up  local  RES  business  and  also  prescribed  that  entities  with  existing  supply  contracts  with  contestable  customers  must  also  secure  a  RES  license  from  the  ERC  within  ninety  days  from  the  declaration  of  open  access.  ERC has issued sixteen RES licenses as of January, 2012.  2.  Furthermore,  as  provided  in  ERC’s  website  ,  it  has,  as  well,  issued  the  following  Rules  and  Resolutions:  a) Code of Conduct for Competitive Retail Market Participants which protects customers by:   establishing standards of behavior for marketing electricity;   providing limitations on the relationships between DU and its Local/Affiliate RES;    promoting honesty, fairness and transparency in the disclosure of information to customers;   ensuring that the DU delivers non‐discriminatory service to all customers, regardless of their  choice of RES; and    establishing the cooling off period which is a period of five (5) business days or longer as per  agreement, within which the customer has the right to cancel the Retail Supply Contract it  has entered into with the RES or Local RES.   requiring the RES or Local RES to provide disclosure statements containing important  information including among others, contact details, billing and payment methods, all  pertinent charges, circumstances for the early termination of the retail supply contract,  rules for contract renewal, etc.  b) Rules for Customer Switching which:    establishes the standardized rules and procedures governing the commercial transfer of a  customer from one RES/Local RES to another;   ensures the efficient and timely exchange of information between and among competitive  retail market participants;   prescribes the adoption of single billing policy wherein the RES or Local RES will be  contracting with other service providers (DU, NGCP, MO, etc.) on behalf of its customers  except for Connection Agreement; establishes the processes for billing, processing of  payments, and remittance of payments to parties providing services to the customers; and,   establishes reportorial requirements and sanctions.      84 | I n t e r n a t i o n a l   E x p e r i e n c e   w i t h   P r i v a t e   S e c t o r   P a r t i c i p a t i o n   i n   P o w e r   G r i d s   c) Rules for the Supplier of Last Resort (SOLR) which:   encourages contestable customers to choose their supplier of electricity upon the  commencement of retail competition and open access; and     ensures the provision of continuous supply of electricity to contestable customers in the  event of RES’ inability to provide electricity.    The Rules for the Supplier of Last Resort prescribes: which shall serve as the supplier of last resort    under  various  circumstances,  the  conditions  for  resorting  to  SOLR,  the  rules  for  the  notification    and provision of customer information to SOLR, the procedures for the assumption of service by    the  SOLR,  the  obligations  of  the  SOLR,  the  terms  of  SOLR  service  and  the  SOLR  rate  which  has    been defined as the applicable WESM nodal energy price or the bilateral contract price, whichever    is  higher,  plus  a  premium  to  cover  incremental  administrative  and  overhead  expenses,  and  a    reasonable return thereon, subject to the approval or determination of ERC.  d) Rules on Rate Filing by the Supplier of Last Resort which:    provides the SOLR with a uniform filing system for applications by the SOLR for the approval  of SOLR rate / charges to the affected Contestable Market, and    ensures recovery of the allowable premium and reasonable return associated with the SOLR  service;  e) Competition Rules and Complaint Procedures which:   prohibits anti‐competitive behavior and abuse of market power, and   specifies the appropriate penalties and remedies for such behaviors;  f) Business Separation Guidelines (BSG) which:   prescribes the clear separation of business operations and accounts between the regulated  and non‐regulated business activities of electric power industry participants;  g) Distribution Services and Open Access Rules (DSOAR) which:   prescribes the rules and regulations pertaining to the provision of services by a DU to  captive and contestable customers, the RES, other DUs, and generators, under the new  competitive environment;  h) Rules for Contestability. The EPIRA mandates the ERC to allow all electricity end‐users with a  monthly average peak demand of at least one megawatt (1 MW), for the preceding twelve (12)  months, to be the contestable market.  Two (2) years thereafter, the threshold level shall be  reduced to seven‐hundred fifty kilowatts (750 kW).  Subsequently, on the basis of its yearly  evaluation, the ERC shall gradually reduce the threshold level until it reaches the household  demand level.    The Rules for Contestability developed by ERC:   clarifies and establishes the conditions, timelines and eligibility requirements for end‐users  to become part of the contestable market;   defines the procedures in informing eligibility of end‐user in the contestable market; and   defines metering requirements and responsibilities.    3.  Moreover, as part of its mandate to establish and enforce a methodology for setting transmission  and distribution wheeling rates and retail rates for the captive market of a distribution utility, the ERC has  also promulgated the following rate setting rules:  i) Rules for Setting Distribution Wheeling Rates which is performance based;  j) Rules for Setting the Transmission Wheeling Rates which is likewise performance based; and  k) Rules for Setting Electric Cooperatives’ Wheeling Rates which is also performance based.    P e r u   C a s e   S t u d y   |  85  It is noted that the above ERC issuances, for all intents and purposes, pertain to and are necessary for the  well‐ordered performance of ERC’s regulatory functions, in so far as retail competition is concerned.  These  rules  are  all  important  preparatory  steps  to  retail  competition;  nevertheless,  issues  have  been  raised on other equally important preparatory steps which were still lacking, such as:  l) preparation of the wholesale market operator to handle the billing and settlement of retail  suppliers who would be among the WESM participants;  m) designation or creation of a central registration agent/body to maintain records of the  customer‐supplier relationship; and  n) development and installation of a mechanism or a system to convey customer switching  information and meter data from the DU to the retail supplier and wholesale market operator.    4.  On the basis of the authority under Rule 12 Section 3 of the Implementing Rules and Regulations  of  the  EPIRA  granted  by  DoE  to  ERC,  to  declare,  after  due  notice  and  public  hearing,  the  initial  implementation of OA & RC, the ERC conducted the required “due notice and public hearing requirement”  under Section 3 Rule 12 of the EPIRA IRR.   The  first  three  (3)  conditions  under  Section  31  of  the  EPIRA  were  deemed  complied  with  based  on  the  resolutions and decisions ERC has rendered on the various applications for the unbundling of transmission  and distribution wheeling charges, removal of cross subsidy, and operation of the WESM both in the Luzon  and Visayas grids.  Using as baseline the list of power plants for privatization / disposal and respective capacities, contained  in the JCPC Resolution No. 2002‐2 dated August 29, 2002, PSALM indicated a 79.56% privatization of the  generating assets and a 76.85 transfer of the IPP contracts to IPP Administrators, thereby substantiating  compliance with the fourth and fifth requisites for the initial implementation of OA & RC.  Thus, the ERC declared in ERC Case No. 2011‐004‐RM, on June 6, 2011, compliance with the preconditions  for the initial implementation of OA & RC and declared the commencement of OA & RC on December 26,  2011, six months after the Decision.  5.  Prior  to  the  actual  initiation  of  retail  competition,  the  ERC,  supported  by  the  USAID,  requested  that  the  rules  be  reviewed  by  an  international  expert  to  determine  whether  they  were  adequate  to  support  competition  at  the  retail  level.  Mr.  Jess  Totten  of  Austin  Texas  was  commissioned  to  undertake  the review.  6.  While the aforesaid review was being undertaken, the Department of Energy (DoE), mandated by  the  EPIRA  under  Section  37,to  supervise  the  restructuring  of  the  electric  power  industry  and  formulate  such rules as may be necessary to implement the objectives of the aforesaid Act, issued on June 17, 2011,  Department  Circular  No.  2011‐06‐0006,  creating  the  Steering  Committee  (SC)  that  would  define  the  policies  for  the  commencement  of  RC&OA,  ensuring  that  the  appropriate  conditions  for  the  efficient  transition to the implementation of RC&OA are in place.  The SC is composed of the DoE, acting as the chair, and representatives from PEMC, NEA, NPC, TRANSCO,  PSALM,  NGCP,  Department  of  Finance  (DoF)  and  the  Philippine  Economic  Zone  Authority  (PEZA)  as  members.  The last two agencies (DoF and PEZA), together with the ERC, were invited to become members, subject  to their acceptance.  The ERC was further invited to act as Co‐Chair.  The  ERC,  in  its  Resolution  No.  12  Series  of  2011,  confirmed  to  participate  in  all  the  SC  meetings,  as  per  invitation stated in the DoE Circular; however, the Commission, declined the invitation for it to act as Co‐ 86 | I n t e r n a t i o n a l   E x p e r i e n c e   w i t h   P r i v a t e   S e c t o r   P a r t i c i p a t i o n   i n   P o w e r   G r i d s   Chair  of  the  SC,  to  give  the  latter,  full  and  sufficient  discretion  to  review  the  issuances  and  make  policy  recommendations relative to the competitive retail market.  Specifically, the aforementioned DoE Circular defines the following responsibilities of the SC:  a) Review existing rules and procedures on RC&OA; develop and recommend policies to  implement systems and processes; needed to govern the transactions therein;  b) Develop the timelines and action plan necessary to ensure the smooth transition to full  competitive environment;  c) Coordinate with various government agencies or units, industry sectors, and such other entities  to implement the regular monitoring and feedback mechanism to concerned parties;  d) Provide a forum for any recommendations on all pertinent rules and guidelines;  e) Formulate an information and education campaign about the RC&OA.      6.1.  Among the matters which were initially dealt with by the SC are as follows:  a) The preconditions to the implementation of OA & RC, previously declared by ERC to  have been fulfilled as per Commission Decision on ERC Case No. 2011‐004 RM, were  acknowledged by the SC to have been complied with.  b) The following technical working groups (TWG) were created:   Risk Management, headed by the DoE Undersecretary, Atty. Josefina Patricia M.  Asirit;   Finance, headed by PSALM President Emmanuel R. Ledesma, Jr., and   Technical Assessment, headed by Transco President Rolando T. Bacani.    6.2.  The  TWGs’  preliminary  groundwork  underscored  the  following  issues  /  concerns  /  recommendations which were brought up in the consultative meeting with stakeholders:  a) Deferment of the commencement of RC&OA, as the December 26, 2011 date declared  by ERC is not viable.  b) The stakeholders have pointed out that deferment of the commencement date is  necessary to allow time for:   the establishment of the Central Registration Body (CRB)  and the agent for net  settlement;   contestable market to engage in more detailed preparation;   proper evaluation of governing rules and regulations; and    all appropriate preparations for transition to the new environment.  b) Concerns on: whether RES and contestability will be mandatory (some customers would  want to remain captive), whether the wholesale and retail market will be handled  separately, directions towards the establishment of the CRA/CRB, Settlement Agent and  B2B, the need for clear guidelines on the source of fund for the establishment of the  infrastructure and the concomitant mechanism for recovery of the investment and  sustenance of the operations.  c) Pricing Issues. Contestable customers have potential difficulty in securing supply contracts  with no price offers from RES.  Thus, the TWG is considering obliging the RES to publicly  make known its offer prices and that ERC should require the RES to submit its price offer  and publish the same in the ERC website.  Other pricing issues to be dealt with include:   the safeguards which should be in place to ensure that captive customers will not be left  with higher power cost when all the lower‐cost generators have been contracted;  P e r u   C a s e   S t u d y   |  87   transparency of the RES pricing   the need for transparent cost allocation between the DUs’ regulated and unregulated  business;   the impact of retail competition to captive customers which was suggested to be  studied by ERC / NEA.    The following issues on the management of contracts shall also be taken in hand:   provision of the standard contract terms;   how to assist the customers in optimal supply contracting;   policies on the existing contracts.  d)  Development of metering rules, policies, standards and protocol concerning:   synchronized meter reading;   disconnection protocol for two or more customers connected to a single line;   accounting and settlement of transactions   compliance with the requirements of the Distribution Code particularly the installation  of a dedicated circuit breaker;   competitive metering services subject to cost‐benefit analysis; and   prescription of the period of availability of historical metering data so as not to unduly  burden the contestable customer.  e)  Development of the Accounting, Billing and Settlement Manual considering among others the:  schedule and frequency of data submission;  the complete settlement process between the RES and the contestable customer;  prudential requirements or security deposits;  settlement timetable;  procedures and resolution of disputes;  handling of imbalances; and  accounting of the energy quantity and cost;  Development of policies and procedures in case of RES’ or customers’ delinquency or  default wherein the following were suggested:   the RES and customers  should be required to tender security deposits to cover supply,  and transmission and distribution services;   reduction of the deposit requirement for contestable customers under SOLR from two  months to one month, considering that the SOLR service is temporary;   development of the disconnection policies, rules and guidelines; and   establishing sanctions and penalties for delinquent RES e.g. revocation of license.  f)  Issues and/or suggestions on the SOLR:  the need for the criteria for the designation of the SOLR to be made more clear;  the premium on SOLR prices should be suspended during the transitory period;  the designation of the SOLR by its very nature should not preclude the entry of other  RES’ to supply the demand of contestable customers; and   the existing DU of the contestable customer shall serve as the SOLR in case the  contestable customer fails to make a choice.  g)  Other issues / concerns / recommendations include:  88 | I n t e r n a t i o n a l   E x p e r i e n c e   w i t h   P r i v a t e   S e c t o r   P a r t i c i p a t i o n   i n   P o w e r   G r i d s    Referring to cross ownership, there is need for full disclosure of ownership and / or  control of businesses in the different sectors (generators, system operator, DUs, RES,  IMO, etc.);   the need for the provision of information to be time‐bound;   rules on the confidentiality of information should be addressed;   setting up of definite timelines for the ERC’s approval of the ACAM and BSUP;   review of the ERC‐issued guidelines to ensure responsiveness to the current and future  market environment;   broaden information campaign for the readiness of stakeholders;   designation of an independent third party as the central registry administrator / body  (CRA/CRB) and the mechanism for selection should be clear; and   PEMC has the technical advantage to be the CRA / CRB.    7.  On November 10, 2011, Mr. Jess Totten’s report was submitted.  The scope of the review included  issues  that  emerged,  like  the  need  for  additional  infrastructures  and  whether  certain  recommendations  of the DoE Steering Committee, if adopted, would be conducive to a vibrant retail market.  The following  are the major findings and conclusions indicated in the report:  a) Several retail suppliers were keen on implementing retail competition on the December 26,  2011, the original schedule proposed by ERC, for reasons that several large companies, facing  competition from other Asian countries, would take any measure that could reduce their  electricity cost. The lack of settlement, registration and data communications mechanisms  would create significant risks for retail suppliers.  Also, it would pose a risk to all other  participants in the wholesale market as they may be incorrectly assigned spot market costs that  should be assigned to a retail supplier.  b) On the suggestion to include in the contestable market, companies for which electricity is an  important cost of production, even if the company’s average consumption is less than one MW,  Mr. Totten commented that this suggestion is one way of stimulating market entry, however, he  noted that the definition of contestable costumers is presumably based, at least in part, on the  statute, rather than on the rules of ERC.   c) The following Rules adopted by the ERC adequately define the responsibilities of participants in  the competitive retail market:   Rules on Customer Switching; and   Amended Distribution Service Open Access Rules.  d) Likewise, the following rules developed by ERC are adequate in addressing unbundling and code  of conduct issues:   Business Separation Guidelines;   Code of Conduct for Competitive Retail Market Participants;   Amended Distribution Service Open Access Rules;   Rules for the Supplier of Last Resort for the Contestable Market; and   Competition Rules and Complaint Procedures.    According  to  the  report,  the  above  rules  are  based  on  the  recognition  that  without  a  separation    of  the  utility  function  from  the  competitive  function,  there  would  be  opportunities  for  anti‐   competitive behavior, discrimination against new market entrants, and subsidization of the utility    affiliate’s  competitive  business  by  captive  markets  or  regulated  services;  and  these  behaviors,  if    permitted, could impair the effectiveness of retail competition.  P e r u   C a s e   S t u d y   |  89  e) Mr. Totten indicated that the mark‐up in the SOLR rate is appropriate because of the costs and  risks in performing the service; however, the provision permitting the SOLR provider to carry  over SOLR service’ unrecovered costs is problematic since costs incurred for one customer may  be charged to subsequent customers.  Mr. Totten suggests that the premium permitted in the  SOLR rate should already cover all cost and risk associated with providing the SOLR service so  that there would be no need for subsequent true up.  f) On the unresolved issue pertaining to the designation of a SOLR for directly‐connected  customers, Mr. Totten suggests that rules for the retail market should be uniform when retail  competition is introduced more broadly.  Thus, directly‐connected customers would be required  to obtain supply from a RES and have a SOLR designated for them.  g) On the RES licensing requirements, ERC’s Revised Rules for the Issuance of Licenses to Retail  Electricity Suppliers already addresses the operating risks of the retail market; this is  complemented by PEMC’s authority to examine the RES’ capability to participate in the  wholesale market.  h) Although the rules issued by the ERC consider that a RES would be able to trade in the real‐time  market, the current market infrastructure does not have the capability.  The WESM settlement  software needs to be expanded and the market operator would also need to modify the market  rules to hinder barriers to RES participation in the wholesale spot market.    i) Similarly, another requirement lacking but considered in the ERC rules, is an electronic system  for the handling of key market information among the RES, DUs and WESM.  At the least, the  system should be able to deal with the data, information and processing requirements pertinent  to the switching of a customer from one RES to another.  This should provide the pertinent data  for the RES to issue bills to its customers and the wholesale market to bill the RES.    j) A third infrastructure requirement not operating yet, but contemplated by the ERC Rules, is a  body to handle central registration which in effect, is the official list of customers, served by  each RES.  Central registration facilitates the wholesale settlement of RES obligations and the  transmission of meter data to the RES for billing its customers.  k) The SC recommended the adoption of the PEMC proposal to carry out the settlement and  registration functions and to develop an electronic communications system for retailers and  other key market participants.  Mr.Totten indicated that the system must be designed,  developed and tested to be a workable solution.  Mr. Totten also noted that there was no clear  indication on the source of funding for PEMC’s aforementioned undertaking.  Once the function  is already operating, the funding of the ongoing function, as well as the recovery mechanism for  the initial investment, would need ERC’s approval.  l) On the SC’s recommendation to change the ERC Rules for Contestability, to allow the  contestable market to elect not to participate in the competitive retail market, and rather,  remain in regulated service, Mr. Totten commented that this would reduce the size of the  market in terms of number of customers, and would thus, be detrimental to the  competitiveness of the market.  Further, this creates another potential source of cross subsidy,  as the revenue from customers who opt to remain in regulated service could be used to support  the local RES in providing competitive services to customers who opt to enter the retail market.  m) Customers who have little knowledge of competition and little interest in switching suppliers  may value the aforesaid option of remaining in regulated service.  Mr. Totten mentioned that in  Texas, a partially‐ regulated rate has been established for residential and small commercial  customers for the first five years of retail competition.  This, however, has a drawback of giving  the DU and its affiliated local RES a competitive advantage over new market entrants.  The aim  might be to provide benefits to the customers but this would deter market entry and tilt the  competitive scales in favor of the DU and its local RES.  90 | I n t e r n a t i o n a l   E x p e r i e n c e   w i t h   P r i v a t e   S e c t o r   P a r t i c i p a t i o n   i n   P o w e r   G r i d s   n) On the SC’s recommendation that the ERC adopt rules to permit competitive metering, Mr.  Totten pointed out that competitive metering is not likely to provide benefits to the retail  market.  It would be very tough for a competitive metering company to carry out the required  functions (obtain compliant meters, install and service the meters, read the meters and verify  the data, and transmit to the RES and market operator) for a price that would be competitive  with the regulated rate of the DUs which have the significant scale that a new market entrant  would be unable to match.  o) ERC’s Licensing Rules appear to be appropriate in that they:   ensure entry into the retail market is controlled to preclude the entry of incapable firms;  and   do not raise inappropriate barriers to entry to the market.  p) ERC’s reporting and compliance mechanisms appear adequate, nevertheless, Mr. Totten  suggested the following areas of reporting based on the monitoring of the retail market done by  the Texas Public Utility Commission, which ERC can consider:   establishing performance measures for data flow in the electronic information system and  reporting by users of the system on the degree of their compliance with the performance  standards; and   reporting on the number of customers who switch to a competitive RES and its energy  consumption level and associated load.  q) ERC’s Rules on Customer Switching appear to be adequate, however, the author could not  comment on the system for the electronic data transmission as there was no detailed  information available then.  r) Mr. Totten also commented that executing individual wheeling contracts each time a RES gains a  customer as per ERC’s rules, would be cumbersome.  He suggested using blanket wheeling  contracts that would cover any customer a REA may have with a DU, or establishing detailed  wheeling tariffs, so that a RES taking wheeling service would not need to execute a contract for  the service.  s) The Rules on Customer Switching provide that customers may authorize the Central Registration  Body (CRB) to release consumption data to a RES or Local Res.  This is important to the RES in  developing a pricing proposal for the customer.  The retail suppliers raised the issue on the  availability of such data since there is no CRB yet.  In response to this, Mr. Totten suggested that  the ERC should consider requiring the DUs to make available, said data to the RES, when  authorized by the customer, at no cost or for a cost‐based fee.    8.  On February 24, 2012, the DoE issued Department Circular No. DC 2012‐02‐0002, designating the  PEMC as the Central Registration Body (CRB) with the following main functions and responsibilities:  a) Review of the WESM rules and pertinent manuals that may be required to ensure the seamless  integration of RC&OA into the WESM operations;  b) Development and management of the required systems and processes and information  technology system that shall be capable of handling: i) customer switching and information  exchange among retail electricity market participants and ii) settlement of transactions in the  WESM;  c) Conduct trainings, consultations, and other information dissemination activities for the  stakeholders to ensure readiness of all concerned;    In performing the aforesaid functions, PEMC has been required to comply with all DoE directives, submit  project  implementation  plan  with  cost  estimates  and  timelines,  report  periodically  as  may  be  required,  P e r u   C a s e   S t u d y   |  91  and coordinate with pertinent stakeholders and other government agencies, primarily the ERC, to ensure  regulatory support.  The subject DoE circular has also declared that ERC shall support in the regulatory requirements and cost  recovery for the aforementioned PEMC’s undertaking, in accordance with existing laws and procedures.      92 | I n t e r n a t i o n a l   E x p e r i e n c e   w i t h   P r i v a t e   S e c t o r   P a r t i c i p a t i o n   i n   P o w e r   G r i d s   ANNEX 12: CONSULTANT’S OWN ASSESSMENT ON THE SECTION ON RETAIL COMPETITION AND OPEN ACCESS 1. Section 4.3 discusses the rationale for the mandated requisites as well as the two (2) other vital  requirements identified by ERC, that must be in place prior to the start of the Retail Market.  The four requirements mandated by the EPIRA have been adequately proven to be complied with,  based  on  the  ERC  Decision  on  ERC  Case  No.  2011‐004‐RM.  In  the  same  decision,  the  additional  requirements  pertaining  to  adequacy  of  generation  supply  and  transmission  network  have  also  been acknowledged by the ERC to be sufficient to sustain the operations of the retail market.    It  is  essential  to  more  thoroughly  assess  the  adequacy  of  generation  supply  and  transmission  network to sustain the retail market.    It  has  always  been  stressed  that  there  can  be  no  competition  where  generation  supply  and  transmission networks are deficient.  For the benefit of ensuring the better chances of success of  the  implementation  of  RC&OA,  it  is  suggested  that  ERC  carry  out  further  studies  and  analysis  of  generation  supply  and  transmission  network  vis‐à‐vis  consumer  demands  in  the  next  ten  years.   This  task  is  practicable  and  not  constraining  since  the  RC&OA  implementation  cannot  be  realistically expected to happen in the next six (6) months.  2. The ERC was consistent with its mandate by the EPIRA, in developing and implementing all the Rules  and Regulations pertinent to RC&OA, as all the issuances were necessary for the commission’s  effective performance of its regulatory functions and other assigned tasks.  This is underscored as  follows:  2.1.   The EPIRA mandated task of ERC under Section 29, to issue licenses to all suppliers of  electricity to the contestable market, has prompted the commission to promulgate the  Rules for the Issuance of Licenses to Retail Electricity Suppliers and the Code of Conduct for  Competitive Retail Market Participants;  2.2.   The Rules for Contestability support ERC’s task to qualify end‐users who shall form part  of the contestable market;  2.3.   The issuance of the three (3) separate rules for distribution, transmission and electric  cooperatives’ wheeling rates as well as the Rules on Rate Filing by the Supplier of Last  Resort, the DSOAR,  and the Business Separation Guidelines, was driven by ERC’s mandate  to establish and enforce a methodology for setting transmission and distribution wheeling  rates;  2.4.   The Competition Rules and Complaint Procedures are necessary for ERC to carry on its  major function under Section 43 of promoting competition, encouraging market  development and penalizing abuse of market power;  2.5.   The Rules for the Supplier of Last Resort ensure customer choice which is also a  mandated ERC function under Section 43; and   2.6.   The Rules for Customer Switching is also in support of the interest of the customer.  3. The DoE’s move to create the Steering Committee to define the policies for the commencement of  RC&OA and ensure that the appropriate conditions for the efficient transition to RC&OA are in  place, is in accordance with its mandate under the EPIRA.  It should be a welcome development, as  the preparatory actions for a project as significant as the RC&OA, traversing different sectors, should  indeed be synchronized and coordinated.  P e r u   C a s e   S t u d y   |  93  4. The preparatory steps taken by ERC, essentially motivated by its mandate, are to a large extent,  necessary towards the implementation of the RC&OA.  The following tasks and issues can now be  further focused on:  4.1.  Define  more  specific  rules  on  the  SOLR  rate  and  what  would  be  the  clear‐cut  formula  to  serve  as  the  basis  of  the  Commission  in  evaluating  even‐handedly  the  proposed  SOLR  rates.    The  formula  for  the  SOLR  rates  should  maintain  a  good  balance  between  the  objective of encouraging contestable customers to choose their supplier and merely the  appropriate premium and reasonable return associated with SOLR service;  4.2.  Enhance  the  Competition  Rules  and  Complaint  Procedures  to  address  the  intricacies  of  Retail  Competition  as  differentiated  from  Competition  in  the  Wholesale  Market.    One  issue brought up by the PEMC is lack of parameters in the Competition Rules to trigger a  case of anti‐competitive behavior;  4.3.  Strategize on how to ensure that the pertinent RC&OA development and implementation  costs  as  well  as  the  continuing  operating  costs  would  be  transparent,  reasonable  and  practical, as ultimately, the end‐users would be the ones shouldering the costs;  the ERC  should  be  able  to  judiciously  estimate  how  much  time,  how  much  money  and  what  and  how many other resources should be appropriately spent for the project;   4.4.  Conceptualize  how  the  costs  entailed  in  putting  up  the  Retail  Market  mechanism  would  be reasonably recovered by the investors / financiers and equitably charged to the users;  4.5.  Strategize on spotting retail market abuses and defining the appropriate penalties;  4.6.  Plan on how to promote competition in and encourage development of the retail market.  The above undertakings are not all inclusive; ERC is in the best position to forecast and plan ahead  on all the regulatory requirements for the ultimate implementation of RC&OA.  5.  The Draft Report was almost complete when the ERC, on April 13, 2012, posted in its website for  public  consultation,  a  Resolution,  setting  aside  and  rendering  ineffective,  for  purposes  of  expediency,  the  following  open  access  and  retail  competition  rules,  to  allow  the  completion  of  the retail market framework within the timeline issued by the DoE:  5.1.  Rules for Contestability;  5.2.  Rules for the Supplier of Last Resort;  5.3.  Rules on Rate Filing by the supplier of Last Resort;  5.4.  Rules on Customer Switching;  5.5.  Distribution  Service  and  Open  Access  Rules,  as  Amended,  insofar  only  as  the  provisions  pertain to the operations of competitive retail electricity market.  It  could  have  been  more  likely  for  the  responsible  agencies  to  have  their  outputs  aligned  and  to  have achieved the timelines set by the  EPIRA, if  they had collaborated at  the outset and worked  towards a common goal.  It  should  be  a  lesson  learned,  that  delays  in  the  implementation  of  the  RC&OA  also  deny  the  contestable market of the benefits of the “power of choice”.  6.  The following are also deemed important areas of attention by those who will be involved in the  development of the RC&OA:  94 | I n t e r n a t i o n a l   E x p e r i e n c e   w i t h   P r i v a t e   S e c t o r   P a r t i c i p a t i o n   i n   P o w e r   G r i d s     6.1.  Taking  note  of  Herbert  Hoover’s  quotation  that  competition  should  take  in  hand,  both  protection  to  the  customer  and  incentive  to  progress,  more  policies  should  be  adopted  to  minimize entry barriers to retail competition;  both sides, the customer and the seller, should be  evenhandedly taken care of.    6.2.  Policies  to  provide  the  opportunity  for  demand  side  responsiveness  for  both  the  wholesale and the retail market.    At present the buyers in the wholesale market submit only quantity bids and this does not allow  customers  to  manage  their  consumption  patterns.    The  opportunity  to  make  consumption  decisions  for  retail  customers  would  give  customers  not  just  a  choice  of  its  supplier  (customers  can  either  buy  direct  from  a  generator  or  through  a  RES  or  bid  into  the  WESM)but  the  ability  to  respond to price changes.    The PEMC President, during  the interview, has indicated  that they are opening the demand side  bidding  upon  declaration  by  the  DoE.  This  is  a  welcome  development.  The  new  feature  of  the  system that will be used for the first time will benefit from testing prior to its implementation. In  addition, there is a need to train and inform the users on the intricacies of demand side bidding.   One  concrete  example  that  needs  to  be  explained  is:  when  a  customer  bids  very  low  and  no  generator offer would match the bid as all offers are higher, said customer should be aware that  he  would  pay  the  spot  market  price  which  would  certainly  be  higher  than  his  bid.   The  demand  side  bidders  should  be  knowledgeable  of  all  the  repercussions  so  they  would  be  able  to  bid  intelligently and strategically into the market.  Otherwise, there would be disorder in the opening  and implementation of demand side bidding.    6.3.  Prior  to  assigning  the  task  of  developing  the  retail  market  mechanism,  decisions  should  have been made on who will finance the project and how the investor(s) would be recompensed.  The PEMC has a pending petition with ERC to include this cost as part of the market fees.     6.4.  An information / processing system has five (5) fundamental components:   a)  Information technology (IT) hardware and software;  b)  Data / information;  c)  Communication Networks;  d)  Policies, rules and regulations;  e)  People and procedures.  These five (5) components must come together to serve the purpose for which the retail market  mechanism / system would be constructed.    6.5.  Further,  it  is  competent  practice  to  necessarily  go  through  the  following  fundamental  processes in a system development project:  a)  Define goals, targets and objectives;  b)  Analyze the requirements and establish how the above shall be achieved (either  through automation, new or change in policies, rules and/or procedures, people  / organizations, change in environments, etc. or combinations thereof)  c)  Design and define rules, policies, procedures (including input source documents,  output information / reports, business processes);  P e r u   C a s e   S t u d y   |  95  d)  Identify people and organizational requirements;  e)  Design  the  IT  system  (inputs,  processes,  outputs)  and  communication  network  requirements;  f)  Develop and test the system;  g)  Define  the  implementation  strategies  (including  the  manual  procedures  and  whether to go on a pilot run, immediate turnover to the new system, etc.);  h)  Implement / operate the system;  i)  Maintain the system.  Applying  the  above  concepts  and  techniques  in  the  RC&OA  project  will  provide  a  framework,  or  in  plain  terms,  a  basis  in  going  through  the  courses  of  actions  towards  the  ultimate  goal  of  implementing the RC&OA.    6.6.  To  start  with  the  first  fundamental  process,  there  is  a  need  to  define  goals,  target  and  objectives.   Certainly,  the  goal  in  general  to  implement  the  RC&OA  needs  to  be  dissected  into  more detailed objectives like for example:  to ensure quality, reliability, security and affordability  of the supply of electric power; to protect public interest as it is affected by the rates and services  of  electric  utilities  and  other  providers  of  electric  power;  to  enhance  the  competitive  operation  of the electricity market; to enhance the inflow of private capital and broaden the ownership base  of the power generation, transmission and distribution sectors, etc. (the aforementioned are just  examples which were lifted from Section 2 of the EPIRA).  The above exemplification is driving at this point:  if the objectives are, let us say, to protect public  interest as it is affected by the rates and services of electric utilities and other providers of electric  power, on one side; and to enhance the competitive operation of the electricity market and/or to  enhance the inflow of private capital on the other side;  then it should be made a policy or a rule  that the qualified end‐users in  the contestable  market should not  be given  the  option  to remain  captive  as  it  would  be  running  against  the  objectives  of  enhancing  the  competitive  operation  of  the market and enhancing the inflow of private capital.  Well‐defined  objectives,  therefore,  should  form  the  basis  of  the  RC&OA  policies,  rules  and  regulations;  accordingly,  drafting  of  policies,  et  al,  in  the  sphere  of  a  common  objective  and  direction, would be more manageable.    6.7.  The first tangible output after the definition of targets, goals and objectives, would be the  rules,  et  al,  one  of  the  five  fundamental  components  of  an  information  processing  system,  as  mentioned  above.    This  is  one  of  the  pre‐requisites  before  even  going  to  the  design  and  development of the IT system.  Applying this to the ongoing RC&OA activities, the rules, et al, will have to be essentially complete  before  development  can  be  done.    The  SC  is  in  the  right  direction  to  include  in  the  PEMC  undertaking, as the designated CRB, to review and propose changes to the WESM rules and other  manuals  as  may  be  necessary.   However,  the  WESM  rules  and  the  related  manuals  are  not  all  encompassing.    There’s need to develop the Retail Market Rules in the same way that there are WESM Rules.  It  is  relevant  to  mention  at  this  point,  PEMC’s  indication  that  DoE  needs  to  reconcile  the  RC&OA  policies  on  the  manner  of  supplier  (RES)  switching  (whether  monthly,  yearly,  etc.)  with  the  mandate  of  DoE  to  ensure  the  security  of  supply  and  mitigate  the  risks  of  the  generation  and  96 | I n t e r n a t i o n a l   E x p e r i e n c e   w i t h   P r i v a t e   S e c t o r   P a r t i c i p a t i o n   i n   P o w e r   G r i d s   distribution sectors and the impact on prices. It is the author’s view that the impact of switching  would  be  more  on  individual  prices  and  would  probably  have  less  influence  on  the  security  of  supply.  There may be a need to give attention to this and the necessary direction to PEMC for its  development of the RCOA mechanism.  One test for the completeness of the rules, et al, is to allow PEMC as the CRB, to submit a proposal  on  the  detailed  processes  /  procedures  to  be  used  in  the  development  of  the  system  for  the  electronic transmission of switching and meter data.  If PEMC would be able to design the detailed  system  processes  /  procedures,  which  would  be  approved  by  the  SC  and  all  groups  concerned,  without  any  need  for  further  policies,  et  al,    then  the  system  may  be  said  to  be  ready  for  development.  The cost of the system will ultimately be passed on to the customers; it would thus be prudent to  manage the cost as well as the timeline through a well‐organized process.    6.8.  In  addition  to  hardware  and  software  solutions,  objectives  can  also  be  achieved  by  processes  that  are  better  done  manually,  reinforced  by  the  appropriate  procedures,  done  by  qualified  personnel  in  the  organization.    PEMC’s  proposal  should  also  cover  these  imperative  components  of  an  information  processing  system:   people  and  procedures,  which  are  the  most  overlooked components but can greatly influence the success or failure of the system. People and  procedures are more particularly critical during the period of semi automation which PEMC plans  to implement at the start.    Security and  confidentiality should appropriately be  handled with all the  people and procedures  components in the IT system.    6.9.  The rest of the five components are part of the technical part of the IT system: hardware,  software,  communication  networks,  data  and  information.    The  last  two  items,  data  and  information, should nevertheless, be part of the requirements analysis wherein the stakeholders  need to be consulted.    6.10.  The  rest  of  the  processes  under  Section  4.5.6  should  form  part  of  the  development  and  implementation plans, which PEMC is supposed to submit to the DoE under DC 2012‐02‐0002.    6.11.  The  system  to  be  developed  by  PEMC,  conceivably  covers  the  activities  from  the  submission of retail market contracts, retail market bids, customer switching,  up to PEMC billing  /  settlement  with  retail  market  customers  and  generation  of  all    the  required  information.  External  processes  like  the  RES  contracting  with  customers,  billing  and  settlement  between  the  RES  and  its  customers,  allocation  of  distribution  and  transmission  costs  to  the  contestable  customers, regulatory compliances, etc. need to be defined for areas outside of the PEMC system.    6.12.  Some RESs affirmed that they are prepared when asked if they are ready with the coming  in  of  RC&OA;  however,  they  have  also  indicated  that  there  are  still  some  unclear  issues:   who  contracts  for  transmission,  how  would  the  DU  allocate  its  distribution  costs  to  its  captive  and  contestable  markets,  etc.?   Some  RESs  have  indicated  that  they  need  more  preparation  with  its  billing and settlement systems and procedures.  To  some  RES,  readiness  means  that  they  have  already  organized  its  pricing  strategies  and  that  they are already conducting initial talks with potential customers.  The  participants  are  waiting  to  hear  from  the  DoE,  being  the  overseer  and  having  the  responsibility  to  ensure  that  the  RCOA  would  be  in  order,  the  declaration  of  a  realistic  RC&OA  P e r u   C a s e   S t u d y   |  97  opening date, considering all the requisites and relevant parameters, for them to prepare and be  indeed ready and equipped for the implementation of RC&OA.    6.13.  The  RC&OA  is  a  first‐time  implementation  in  the  country,  with  all  its  uniqueness  and  distinct  characteristics.   Seeking  the  help  of  the  veritable  experts,  from  other  jurisdictions,  who  have  experienced  all  the  prime  successes  and  failures,  in  the  development  and  implementation  of their own RC&OA, would be most advantageous to the Philippines. The hiring of experts already  have precedents in the implementation of the EPIRA.  Consultants were hired in the formulation  of  the  WESM  Rules,  training  of  the  stakeholders,  and  the  development  of  Market  Dispatch  Optimization Model (MDOM) of the wholesale market.      98 | I n t e r n a t i o n a l   E x p e r i e n c e   w i t h   P r i v a t e   S e c t o r   P a r t i c i p a t i o n   i n   P o w e r   G r i d s   ANNEX 13: ENSURING ECS’ PERFORMANCE The National Electrification Administration annually assesses the Electric Cooperatives’ overall operating  performance through a number of measures:  categorization, classification, and color coding.  1.  EC Categorization.   a)  Categorization. ECs are categorized by letters from a high of “A+” for Outstanding to a low of “E”  for no improvement in operations.  The full list of categories is as follows:  CATEGORY ADJECTIVE RATING SCORE A+ Outstanding 90 & Above A Very Satisfactory 75 to 89 B Satisfactory 65 to 74 C Fair 55 to 64 D Poor 30 to 54 E No Improvement in Operations 29 & Below   b)  Criteria. The scores in 6.3.3 a) above are calculated based on a criteria set as follows:  CRITERIA POINTS INCENTIVE Amortization Payment 15 2 Systems Loss 25 2 Collection Efficiency 15 Payment to GENCO/TRANSCO 15 Non-Power Cost 10 (Actual vs. Budget) Energization Sitio 7 1 Connection 3 Results of Financial Operations 5 Total 95 5   Amortization Payment to NEA pertains to the ability of the EC to fulfill their loan obligations with NEA and  rated according to the promptness of its amortization payment.  Incentive points are given to ECs who are  able to pay their amortization ahead of their due date.  Systems Loss pertains to the ability of the EC to reduce the power losses in their system.    Collection Efficiency refers to the capability of the ECs to collect consumer accounts receivables.  Payment to Power Supplier and Transmission Provider refers to the ability of the EC to promptly  pay its bills to the said entities.  P e r u   C a s e   S t u d y   |  99  Non‐Power  Cost  refers  to  the  ability  of  the  EC  to  confine  its  non‐power  expenditures  within  the  NEA‐approved budget.  Results of Financial Operation measure the ability of the EC to earn a margin.  In addition to the above parameters on which the ECs are assessed, Demerit Points are also given  for un‐liquidated cash advances to officers and employees.  c)  EC Categorization Results  Category 2005 2006 2007 2008 2009 2010 % A+ 58 52 61 62 65 70 58 A 14 15 12 12 15 15 13 B 16 19 13 14 12 10 8 C 10 6 6 4 3 1 <1 D 9 5 4 4 3 5 4 E 10 13 7 4 8 5 4 Not Evaluated 3 10 17 20 14 14 12 Total 120 120 120 120 120 120 100 Note:   There  are  only  119  ECs.  Nueva  Ecija  Electric  Cooperative  II  has  two  areas,  each  of  which  is  also  evaluated.  2.  EC Classification  ECs are also classified according to size.  This classification guides the NEA to establish uniform standards  and guidelines for the same class of ECs  a)  Class. ECs are classified as small, medium, large, extra large or mega large depending on the score  they obtain based on the criteria in 6.3.3.b).  CLASS  SCORE Mega Large  86 to 100 Extra Large  71 to 85 Large  56 to 70 Medium  40 to 55 Small  Below 40   b)  Criteria. The criteria and point score used to classify the ECs are as follows:  CRITERIA (Average for last 3 years) POINTS Number of service connection 30 Volume of annual MWH sales 40 Circuit kilometers of lines 30 Total 100   100 | I n t e r n a t i o n a l   E x p e r i e n c e   w i t h   P r i v a t e   S e c t o r   P a r t i c i p a t i o n   i n   P o w e r   G r i d s   c)  EC Classification Results  Class 2005 2006 2007 2008 2009 2010 % Mega Large 34 35 33 36 37 35 29 Extra Large 36 32 31 30 32 34 28 Large 31 26 23 20 24 24 20 Medium 10 10 11 9 7 7 6 Small 8 7 4 5 6 6 5 Not Evaluated 1 10 18 20 14 14 12 Total 120 120 120 120 120 120 100 Note:   There  are  only  119  ECs.  Nueva  Ecija  Electric  Cooperative  II  has  two  areas,  each  of  which  is  also  evaluated.    3.  Color Coding  The  ECs  are  also  color  coded  indicative  of  the  level  of  supervision  and/or  assistance  required  from  NEA.   The color coding, patterned after the colors of the traffic light, of green, yellow and red.  a)  Color Code  COLOR CODE DEFINITION SCORE Good performing EC Green Less NEA supervision 85 & Above More flexibility in operations Yellow Border-liner ECs 55 - 84 Needs “case to case” supervision Red Poor performing EC 54 & Below Definite NEA intervention   b)  Criteria  MEASURES SCORE 1. EC’s Point Score in the Categorization 70 2. Audit Findings 10  No adverse findings and major procedural lapses  10  With procedural lapses and/or minor findings  5  With adverse findings (either on procurement, employees’ and officials’  benefits, cash advances, malversation of funds)  0 3. Institutional Strength 10 Demerit Points 3  Board‐Management problem/s  3  General Manager‐Employee relationship problem/s  2  Non‐conduct of Annual General Membership A (AGMA)   Non‐conduct of District election  2 4. EC Financial Operating Results 10 P e r u   C a s e   S t u d y   |  101   With Net Margin  10  With Net Loss  0 Total 100   c)  EC Color Coding Results  COLOR CODE 2008 2009 2010 % Green 62 64 70 58 Yellow 29 29 26 22 Red 9 13 10 8 Not Evaluated 20 14 14 12 Total 120 120 120 100 Note:   There  are  only  119  ECs.  Nueva  Ecija  Electric  Cooperative  II  has  two  areas,  each  of  which  is  also  evaluated.  102 | I n t e r n a t i o n a l   E x p e r i e n c e   w i t h   P r i v a t e   S e c t o r   P a r t i c i p a t i o n   i n   P o w e r   G r i d s