Download - Separata Especial Normas Legales 29-04-2015 - TodoDocumentos.info

SEPARATA ESPECIAL

Resolución de Consejo Directivo Osinergmin Nº 077-2015-OS/CDAprueba la Fijación de los Factores de Ponderación del Valor Agregado de Distribución

por Sector Típico del período 1 de mayo de 2015 al 30 de abril de 2016.

Resolución de Consejo Directivo Osinergmin Nº 078-2015-OS/CDAprueba la Fijación de los Factores de Balance de Potencia Coincidente en Horas

de Punta (FBP) a nivel de empresa del período 1 de mayo de 2015 al 30 de abril de 2016.

Resolución de Consejo Directivo Osinergmin Nº 079-2015-OS/CDAprueba la Fijación del Factor de Recargo y Programa de Transferencias Externas

del FOSE del período 1 de mayo de 2015 al 3 de agosto de 2015.

Resolución de Consejo Directivo Osinergmin Nº 080-2015-OS/CDAprueba la Fijación de los Factores de Ponderación del Preciode la Energía (Ep) por

empresa de distribución eléctrica del período 1 de mayo de 2015 al 30 de abril de 2016.

Resolución de Consejo Directivo Osinergmin Nº 081-2015-OS/CDAprueba los Precios a Nivel Generación y Programa de Transferencias por

Mecanismo de Compensación para el período mayo 2015 - julio 2015.

Resolución de Consejo Directivo Osinergmin Nº 082-2015-OS/CDAprueba los Porcentajes para Determinar el Costo Anual Estándar de Operación y

Mantenimiento de las Instalaciones de Transmisión para el período mayo 2015 - abril 2021.

Resolución de Consejo Directivo Osinergmin Nº 083-2015-OS/CDAprueba la Determinación de Áreas de Demanda para las instalaciones de transmisión

de SST y SCT para el período mayo 2015 - abril 2021.

Resolución de Consejo Directivo Osinergmin Nº 084-2015-OS/CDAprueba Publicación del proyecto de Procedimiento “Cargo de Confi abilidad de la

Cadena de Suministro”

Resolución de Consejo Directivo Osinergmin Nº 085-2015-OS/CDAprueba la Determinación del Saldo Pendiente de la Liquidación de la Compensación de la Tarifa Única de Distribución (TUD) establecida en el artículo 4° del D.S. Nº 048-2008-EM.

Resolución de Consejo Directivo Osinergmin Nº 086-2015-OS/CDAprueba el Factor de Descuento Aplicable (FDA), aplicable a la Tarifa por Red Principal

de Transporte, para el período mayo 2015 - abril 2016.

Resolución de Consejo Directivo Osinergmin Nº 087-2015-OS/CDAprueba los Factores de Reajuste de la Tarifa Única de Distribución a consecuencia

de la evaluación del balance de Mecanismo de Promoción.

Resolución de Consejo Directivo Osinergmin Nº 088-2015-OS/CDAprueba el Procedimiento de Facturación para las concesiones de distribución

comprendidas en el proyecto. Masifi cación del uso de Gas Natural a Nivel Nacional.

Miércoles 29 de abril de 2015AÑO DE LA DIVERSIFICACIÓN PRODUCTIVA Y DEL FORTALECIMIENTO DE LA EDUCACIÓN

El PeruanoMiércoles 29 de abril de 2015551528

El PeruanoMiércoles 29 de abril de 2015 551529

RESOLUCIÓN DE CONSEJO DIRECTIVOORGANISMO SUPERVISOR DE LA INVERSIÓN EN ENERGÍA Y MINERÍA

OSINERGMIN Nº 077-2015-OS/CD

Lima, 27 de abril de 2015

CONSIDERANDO:

Que, mediante Resolución OSINERGMIN Nº 077-2014-OS/CD se establecieron los Factores de Ponderación del Valor Agregado de Distribución por Sector Típico y del Valor Agregado de Distribución de los Sistemas Eléctricos Rurales, de cada una de las empresas de distribución eléctrica para el período 01 de mayo de 2014 al 30 de abril de 2015;

Que, el Artículo 6º de la Resolución OSINERGMIN Nº 205-2013-OS/CD dispone que los factores de ponderación correspondientes a cada una de las empresas de distribución eléctrica se recalcularán anualmente, de acuerdo a lo establecido en la Resolución Directoral Nº 154-2012-EM/DGE;

Que, el Artículo 6º de la Resolución Directoral Nº 154-2012-EM/DGE establece que los Factores de Ponderación a emplearse para el cálculo de los Valores Agregados de Distribución para cada concesión durante el periodo noviembre 2013 - octubre 2017, serán las ventas de energía de cada sistema eléctrico en media tensión y en baja tensión, según corresponda, durante el periodo anual inmediato anterior a la fecha de aplicación;

Que, según el Artículo 7º de la Resolución Directoral citada, corresponde a Osinergmin calcular y fi jar los factores de ponderación a que se refi ere el considerando anterior, de acuerdo a lo dispuesto en los artículos 2º, 3º, 4º, 5º y 6º de la misma resolución;

Que, teniendo en cuenta que las normas citadas están vinculadas con los Sectores Típicos de Distribución para el periodo noviembre 2013 – octubre 2017, derivadas de la Resolución Directoral Nº 154-2012-EM/DGE y que los actuales factores estarán vigentes hasta el 30 de abril de 2015, corresponde fi jar los Factores de Ponderación del VAD para el periodo comprendido entre el 1º de mayo del 2015 y el 30 de abril del 2016;

Que, el Informe Técnico Nº 247-2015-GART y el Informe Legal Nº 250-2015-GART, complementan la motivación que sustenta la decisión de Osinergmin, cumpliendo de esta manera con el requisito de validez de los actos administrativos a que se refi ere el numeral 4 del Artículo 3º de la Ley Nº 27444, Ley del Procedimiento Administrativo General;

De conformidad con lo establecido en la Ley Nº 27332, Ley Marco de los Organismos Reguladores de la Inversión Privada en los Servicios Públicos, en el Reglamento General del OSINERGMIN aprobado por Decreto Supremo Nº 054-2001-PCM, en el Decreto Ley Nº 25844, Ley de Concesiones Eléctricas y en su Reglamento aprobado por Decreto Supremo Nº 009-93-EM, en la Ley Nº 28749, Ley General de Electrifi cación Rural, en su Reglamento, aprobado mediante Decreto Supremo Nº 025-2007-EM; y estando a lo acordado por el Consejo Directivo del OSINERGMIN en su Sesión Nº 11-2015;

SE RESUELVE:

Artículo 1º.- Fíjese los Factores de Ponderación del Valor Agregado de Distribución por Sector Típico y del Valor Agregado de Distribución de los Sistemas Eléctricos Rurales, de cada una de las empresas de distribución eléctrica para el periodo 01 de mayo de 2015 al 30 de abril de 2016, de acuerdo a lo siguiente:

Factores de Ponderación del Valor Agregado de Distribución por Sector Típico (VADMT) y del Valor Agregado de Distribución de los Sistemas Eléctricos Rurales en Media Tensión

Empresa Factor de Ponderación por Sector Típico (%) Total 1 2 3 4 5 6 Especial Sistemas

Eléctricos Rurales (*)

Adinelsa 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 1,32% 0,00% 98,68% 100%Chavimochic 0,00% 0,00% 99,06% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,94% 100%Coelvisac 0,00% 4,06% 0,00% 0,00% 0,56% 0,00% 95,38% 0,00% 100%Edecañete 0,00% 89,71% 0,00% 10,29% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 100%Edelnor 93,81% 0,00% 5,95% 0,17% 0,03% 0,02% 0,00% 0,02% 100%Electro Oriente 0,00% 63,31% 11,60% 17,93% 3,76% 1,37% 0,00% 2,03% 100%Electro Pangoa 0,00% 100,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 100%Electro Puno 0,00% 54,41% 14,06% 4,94% 8,67% 17,53% 0,00% 0,39% 100%Electro Sur Este 0,00% 65,72% 3,17% 13,33% 10,74% 5,56% 0,00% 1,48% 100%Electro Dunas 0,00% 65,29% 27,73% 4,75% 1,23% 0,64% 0,00% 0,36% 100%Electro Tocache 0,00% 0,00% 0,00% 95,56% 0,00% 0,00% 0,00% 4,44% 100%Electro Ucayali 0,00% 89,87% 9,62% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,51% 100%


Empresa Factor de Ponderación por Sector Típico (%) Total 1 2 3 4 5 6 Especial Sistemas


Electrocentro 0,00% 49,51% 20,19% 12,83% 9,23% 4,08% 0,00% 4,16% 100%Electronoroeste 0,00% 75,66% 9,47% 10,14% 0,00% 0,18% 0,00% 4,55% 100%Electronorte 0,00% 70,29% 25,07% 3,17% 0,58% 0,22% 0,00% 0,67% 100%Electrosur 0,00% 55,95% 36,96% 5,22% 1,85% 0,00% 0,00% 0,02% 100%Emsemsa 0,00% 0,00% 100,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 100%Emseusac 0,00% 0,00% 100,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 100%Hidrandina 0,00% 70,63% 14,15% 7,57% 2,93% 2,88% 0,00% 1,84% 100%Luz del Sur 100,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 100%Seal 0,00% 79,25% 7,78% 11,54% 0,72% 0,64% 0,00% 0,07% 100%Sersa 0,00% 0,00% 100,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 100%Eilhicha 0,00% 0,00% 8,41% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 91,59% 100%Egepsa 0,00% 0,00% 100,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 100%Edelsa 0,00% 0,00% 100,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 100%Esempat 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 100,00% 100%

* Factores de ponderación del VAD de Media Tensión de los Sistemas Eléctricos Rurales (Tarifa Eléctrica Rural).

Factores de Ponderación del Valor Agregado de Distribución por Sector Típico (VADBT)y del Valor Agregado de Distribución de los Sistemas Eléctricos Rurales en Baja Tensión

Empresa

Factor de Ponderación por Sector Típico (%) Total 1 2 3 4 5 6 Especial Sistemas


Adinelsa 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 2,40% 0,00% 97,60% 100%Chavimochic 0,00% 0,00% 99,96% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 3,04% 100%Coelvisac 0,00% 41,99% 0,00% 0,00% 5,68% 0,00% 52,33% 0,00% 100%Edecañete 0,00% 86,56% 0,00% 13,44% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 100%Edelnor 94,71% 0,00% 4,99% 0,18% 0,05% 0,03% 0,00% 0,04% 100%Electro Oriente 0,00% 63,79% 13,34% 16,31% 2,46% 1,55% 0,00% 2,55% 100%Electro Pangoa 0,00% 100,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 100%Electro Puno 0,00% 64,38% 6,44% 5,05% 9,28% 14,27% 0,00% 0,58% 100%Electro Sur Este 0,00% 65,47% 3,70% 13,28% 9,56% 6,21% 0,00% 1,78% 100%Electro Dunas 0,00% 83,40% 11,01% 2,52% 1,07% 1,13% 0,00% 0,87% 100%Electro Tocache 0,00% 0,00% 0,00% 92,87% 0,00% 0,00% 0,00% 7,13% 100%Electro Ucayali 0,00% 92,05% 7,05% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,90% 100%Electrocentro 0,00% 49,66% 18,98% 13,38% 8,99% 4,34% 0,00% 4,65% 100%Electronoroeste 0,00% 72,17% 10,09% 10,46% 0,00% 0,41% 0,00% 6,87% 100%Electronorte 0,00% 74,72% 19,97% 3,51% 0,47% 0,17% 0,00% 1,16% 100%Electrosur 0,00% 61,84% 32,95% 3,03% 2,14% 0,00% 0,00% 0,04% 100%Emsemsa 0,00% 0,00% 100,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 100%Emseusac 0,00% 0,00% 100,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 100%Hidrandina 0,00% 77,46% 11,27% 4,00% 1,90% 2,34% 0,00% 3,03% 100%Luz del Sur 100,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 100%Seal 0,00% 82,02% 8,27% 8,36% 0,44% 0,82% 0,00% 0,09% 100%Sersa 0,00% 0,00% 100,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 100%Eilhicha 0,00% 0,00% 8,41% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 91,59% 100%Egepsa 0,00% 0,00% 100,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 100%Edelsa 0,00% 0,00% 100,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 100%Esempat 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 100,00% 100%

* Factores de ponderación del VAD de Baja Tensión de los Sistemas Eléctricos Rurales (Tarifa Eléctrica Rural).

Artículo 2º.- Los factores de ponderación del Valor Agregado de Distribución de los sistemas de distribución eléctrica administrados por empresas municipales y otros serán iguales a 100%, de acuerdo al sector típico correspondiente.

Artículo 3º.- La presente resolución deberá ser publicada en el Diario Ofi cial El Peruano y consignada, junto con los informes Nº 247-2015-GART y Nº 250-2015-GART, en la página web del OSINERGMIN.

JESÚS TAMAYO PACHECOPresidente del Consejo Directivo

OSINERGMIN





VISTOS:

El Informe Técnico Nº 248-2015-GART y el Informe Legal Nº 251-2015-GART elaborados por la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria (en adelante GART).

CONSIDERANDO:

Que, conforme a lo dispuesto en la Resolución Osinergmin Nº 203-2013-OS/CD, las ventas de potencia de los sistemas eléctricos mayores a 12 MW de demanda máxima, deberán de ajustarse anualmente de conformidad con el Balance de Potencia Coincidente en Horas de Punta (en adelante FBP), con el fi n de evitar sobre-venta o sub-venta de potencia de punta, de forma tal que exista igualdad entre la potencia ingresada menos las pérdidas efi cientes y la efectiva potencia de punta vendida;

Que, asimismo, se estableció que para cada sistema de distribución eléctrica se determinará anualmente el FBP que afectará los correspondientes valores agregados de distribución, debiendo las empresas presentar la información sustentatoria de acuerdo a los procedimientos, formatos y medios que se establezcan;

Que, mediante Resolución Osinerg Nº 555-2002-OS/CD, se aprobó la Norma “Manual de Procedimientos, Formatos y Medios para el Cálculo del Factor de Balance de Potencia Coincidente en Horas de Punta (FBP)”, en la cual se señala que el FBP se calculará con la información correspondiente al período anual anterior (enero-diciembre), debiendo tener vigencia a partir del 01 de mayo de cada año;

Que, mediante Resolución Osinerg Nº 087-2006-OS/CD y Resolución Osinergmin Nº 224-2009-OS/CD, se aprobaron modifi caciones al “Manual de Procedimientos, Formatos y Medios para el Cálculo del Factor de Balance de Potencia Coincidente en Hora de Punta (FBP)”;

Que, cumpliendo con lo establecido en las resoluciones mencionadas anteriormente, las empresas de distribución eléctrica han proporcionado la información correspondiente, habiendo OSINERGMIN efectuado las observaciones y los cálculos correspondientes a cada una de las empresas de distribución eléctrica cuyos sistemas de distribución eléctrica tienen una demanda máxima mayor a 12 MW;

Que, con Resolución Osinergmin Nº 085-2014-OS/CD se aprobó el Factor de Balance de Potencia Coincidente en Horas de Punta (FBP) a nivel de empresa aplicable al VADMT y al VADBT de diversos sistemas de distribución eléctrica para el período mayo 2014 – abril 2015, siendo por tanto necesario la aprobación del FBP para el periodo mayo 2015 – abril 2016;

Que, el Informe Técnico Nº 248-2015-GART y el Informe Legal Nº 251-2015-GART, complementan la motivación que sustenta la decisión de OSINERGMIN, cumpliendo de esta manera con el requisito de validez de los actos administrativos a que se refi ere el numeral 4 del Artículo 3º de la Ley Nº 27444, Ley del Procedimiento Administrativo General;

De conformidad con lo establecido en la Ley Nº 27332, Ley Marco de los Organismos Reguladores, en el Reglamento General del OSINERGMIN aprobado por Decreto Supremo Nº 054-2001-PCM, en el Decreto Ley Nº 25844 Ley de Concesiones Eléctricas, en su Reglamento aprobado por Decreto Supremo Nº 009-93-EM; y estando a lo acordado por el Consejo Directivo del OSINERGMIN en su Sesión Nº 11-2015.

SE RESUELVE:

Artículo 1º.- Aprobar el Factor de Balance de Potencia Coincidente en Horas de Punta (FBP) a nivel de empresa aplicable al VADMT y VADBT del sistema de distribución eléctrica Lima Norte perteneciente a la empresa de distribución eléctrica Edelnor vigente desde el 01 de mayo de 2015 hasta el 30 de abril de 2016.

Empresa Sistema FBPEdelnor Lima Norte

FBP MT 0,8982 FBP BT 0,9240

Artículo 2º.- Aprobar el Factor de Balance de Potencia Coincidente en Horas de Punta (FBP) a nivel de empresa aplicable al VADMT y VADBT de los sistemas de distribución eléctrica con demanda máxima mayor a 12 MW vigente desde el 01 de mayo de 2015 hasta el 30 de abril de 2016.


Empresa Sistema FBPEdecañete Cañete 0,8963Edelnor Huaral-Chancay 0,9537 Huacho Supe-Barranca Electrocentro Ayacucho 0,9478 Huancayo Huánuco Electronorte Chiclayo 0,8641 Chiclayo Baja Densidad Olmos Hidrandina Cajamarca 0,8822 Chimbote Guadalupe Trujillo Caraz-Carhuaz-Huaraz Electronoroeste Piura 0,9888 Tumbes Sullana Paita Electro Oriente Iquitos 0,8581 Tarapoto Electro Puno Juliaca 0,9944Electrosur Ilo 0,9038 Tacna Electro Sur Este Cusco 0,8556Electro Dunas Chincha 0,9822 Ica Pisco Chincha Baja Densidad Santa Margarita Paracas Electro Ucayali Pucallpa 0,8951Luz del Sur Lima Sur 0,8992Seal Arequipa 0,8355

Artículo 3º.- La presente resolución deberá ser publicada en el Diario Ofi cial El Peruano y consignada, junto con los informes Nº 248-2015-GART y Nº 251-2015-GART, en la página web del Osinergmin.


OSINERGMIN




VISTOS:

La Ley Nº 27510, modifi cada por la Ley Nº 28307 y Ley Nº 30319, mediante la cual se dispone la obligación del Osinergmin, de aprobar el Factor de Recargo del Fondo de Compensación Social Eléctrica (en adelante FOSE) y su respectivo Programa Trimestral de Transferencias Externas, debiendo aprobarse, en esta oportunidad, los correspondientes al periodo 01 de mayo 2015 – 03 de agosto 2015.

CONSIDERANDO:

Que, mediante Ley Nº 27510, se creó el Fondo de Compensación Social Eléctrica (FOSE), a efectos de favorecer el acceso y permanencia del servicio eléctrico a usuarios residenciales, de la opción tarifaria BT5, cuyo consumo mensual sea menor a 100 kWh mes;

El PeruanoMiércoles 29 de abril de 2015 551533Que, la Ley Nº 28307, Ley que modifi ca y amplía los factores de reducción tarifaria de la Ley Nº 27510, otorga vigencia indefi nida al FOSE y sustituye la Tabla contenida en el Artículo 3 de la Ley Nº 27510, determinando así una ampliación del universo de benefi ciados con el FOSE;

Que, la Ley Nº 30319: Ley que amplía y modifi ca los factores de reducción tarifaria de la Ley Nº 27510 que creó el FOSE de los sistemas eléctricos urbano-rural y rural;

Que, con Resolución OSINERG Nº 2123-2001-OS/CD, se aprobó la norma denominada “Procedimientos de Aplicación del Fondo de Compensación Social Eléctrica (FOSE)”. Dicha norma fue modifi cada por la Resolución OSINERG Nº 088-2006-OS/CD y la Resolución Osinergmin Nº 689-2007-OS/CD, aprobando esta última resolución el Texto Único Ordenado de la Norma “Procedimientos de Aplicación del Fondo de Compensación Social Eléctrica (FOSE)”;

Que, con Resolución Osinergmin Nº 022-2015-OS/CD, se aprobó el Factor de Recargo del FOSE y el Programa Trimestral de Transferencias Externas correspondientes al periodo 04 de febrero 2015 – 30 de abril 2015, siendo por tanto necesaria la fi jación del Factor de Recargo del FOSE y el Programa de Transferencias Externas para el periodo 01 de mayo 2015 – 03 de agosto 2015;

Que, se ha considerado para el cálculo del factor de recargo del FOSE, la información de los sistemas fotovoltaicos, de conformidad con lo dispuesto por el numeral 1 del Artículo 4º de la Resolución Osinergmin Nº 166-2014-OS/CD, según el cual las empresas operadoras de sistemas fotovoltaicos para la atención de suministros de energía eléctrica, a efectos de la aplicación y uso del FOSE, deberán seguir los criterios y procedimientos dispuestos por la Resolución Osinergmin Nº 689-2007-OS/CD;

Que, la vigencia del Factor de Recargo del FOSE y el Programa de Transferencias Externas que se establece mediante la presente resolución corresponde al periodo comprendido entre el 01 de mayo de 2015 y el 03 de agosto de 2015, toda vez que, el día 01 de mayo de 2015 se iniciará la vigencia de los Precios en Barra que se fi jen en el presente año, por lo que a efectos de evitar recálculos continuos y de conformidad con el principio de simplicidad, previsto en el numeral 1.13 del artículo IV del Título Preliminar de la Ley Nº 27444, Ley del Procedimiento Administrativo General, en virtud del cual se deben eliminar complejidades innecesarias, resulta conveniente en esta oportunidad que el factor del recargo del FOSE y el programa de transferencias externas tengan vigencia hasta el mismo día de actualización, es decir, el día 01 de mayo entra en vigencia los nuevos Precios en Barra que coincide con la actualización de tarifas eléctricas;

Que, se han emitido los Informes Nº 237-2015-GART y Nº 030-2014-GART de la División de Distribución Eléctrica y de la Coordinación Legal de la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria, respectivamente. Los mencionados informes complementan la motivación que sustenta la decisión de Osinergmin, cumpliendo de esta manera con el requisito de validez de los actos administrativos a que se refi ere el Artículo 3º, numeral 4, de la Ley Nº 27444, Ley del Procedimiento Administrativo General;

De conformidad con lo establecido en la Ley Nº 27332, Ley Marco de los Organismos Reguladores de la Inversión Privada en los Servicios Públicos, en la Ley Nº 27510 que creó el Fondo de Compensación Social Eléctrica, , en el Decreto Ley Nº 25844, Ley de Concesiones Eléctricas y en su Reglamento aprobado por Decreto Supremo Nº 009-93-EM.

Estando a lo acordado por el Consejo Directivo de Osinergmin en su Sesión Nº 11-2015.

SE RESUELVE:

Artículo 1º.- Apruébese en 1,029 el Factor de Recargo del Fondo de Compensación Social Eléctrica aplicable a los cargos tarifarios de los usuarios del servicio público de electricidad de los sistemas interconectados a que se refi ere el Artículo 2º de la Ley Nº 27510, aplicable en la facturación del periodo comprendido entre el 01 de mayo 2015 – 03 de agosto 2015.

Artículo 2º.- Apruébese el Programa Trimestral de Transferencias Externas correspondiente al periodo 01 de mayo 2015 – 03 de agosto 2015.

Programa de Transferencias Externas (En Nuevos Soles)

Empresas AportantesEdelnor Luz del Sur

Fecha Límite de 15/06/2015 15/07/2015 15/08/2015 15/06/2015 15/07/2015 15/08/2015Transferencia

Adinelsa 316 640 326 179 335 203 430 807 418 886 406 708 Chavimochic 2 871 3 485 4 114 3 906 4 476 4 991 Edelsa 1 465 1 533 1 602 1 993 1 969 1 944

Egepsa 1 358 1 428 1 500 1 848 1 834 1 819 Electro Oriente 645 850 664 120 681 994 878 719 852 877 827 477 Electro Pangoa 892 964 1 040 1 213 1 238 1 262

Electro Puno 417 072 443 122 470 342 567 453 569 065 570 674


Electro Sur Este 515 251 529 167 542 868 701 031 679 567 658 672 Receptoras Electro Tocache 135 211 140 241 145 390 183 962 180 101 176 404

Electrocentro 839 235 845 297 846 054 1141 831 1085 548 1026 533 Electronoroeste 282 846 310 268 339 099 384 830 398 453 411 435 Electrosur 6 179 14 876 23 786 8 408 19 104 28 860 Emsemsa 3 452 3 872 4 299 4 696 4 972 5 216 Emseusa 6 542 6 931 7 332 8 900 8 902 8 897 Hidrandina 323 888 354 558 386 435 440 669 455 331 468 868 Seal 36 178 50 128 64 985 49 222 64 375 78 848 Sersa 5 449 5 620 5 793 7 414 7 218 7 029 Eilhicha 30 163 31 606 33 078 41 039 40 590 40 134 Perú MicroEnergia 85 647 95 723 106 751 116 528 122 930 129 523 Esempat 8 775 9 123 9 479 11 938 11 716 11 501

Empresas Aportantes Electro Ucayali Coelvisac

Fecha Límite de 15/06/2015 15/07/2015 15/08/2015 15/06/2015 15/07/2015 15/08/2015Transferencia

Empresas Electrocentro 81 875 71 320 60 486 75 107 67 584 60 677 Receptoras

Electro Dunas Edecañete Fecha Límite de 15/06/2015 15/07/2015 15/08/2015 15/06/2015 15/07/2015 15/08/2015Transferencia

Empresas Electrocentro 102 294 69 603 35 452 12 817 11 719 10 522 Receptoras



Osinergmin




CONSIDERANDO:

Que, conforme a lo dispuesto en la Resolución OSINERGMIN Nº 203-2013-OS/CD, los Factores de Ponderación del Precio de la Energía (en adelante “Ep”) se calcularán anualmente a nivel de empresas de distribución eléctrica para: i) los sistemas de distribución eléctrica interconectados y, ii) los sistemas de distribución eléctrica aislados con demanda máxima superior a 12 MW. El Ep a aplicarse será igual al promedio de los valores de los últimos dos años calendarios y tendrá vigencia a partir del 01 de mayo de cada año;

Que, de acuerdo a lo establecido en el numeral 3.4 del Artículo 1º de la resolución citada en el considerando precedente, el valor del Ep se aplicará para calcular el precio ponderado de la energía en barra equivalente de media tensión de las opciones tarifarias MT4, BT4, BT5B, BT5C, BT5D, BT6 y BT7;

Que, de acuerdo a lo señalado en el Artículo 2º la Resolución OSINERGMIN Nº 206-2013-OS/CD que aprobó la Norma Opciones Tarifarias y Condiciones de Aplicación de las Tarifas a Usuario Final, se defi nen las fórmulas tarifarias y que la aplicación del factor Ep es para las opciones tarifarias MT4, BT4, BT5B, BT5C-AP, BT5D, BT5E, BT6 y BT7;

Que, cumpliendo con lo establecido en la mencionada resolución, las empresas de distribución eléctrica han proporcionado la información correspondiente, habiendo Osinergmin efectuado las observaciones del caso y los cálculos correspondientes a cada una de las empresas de distribución eléctrica;

Que, mediante Resolución OSINERGMIN Nº 078-2014-OS/CD se establecieron los Ep aplicables al periodo mayo 2014 – abril 2015, siendo por tanto necesaria la fi jación del Ep para el periodo mayo 2015 – abril 2016;

El PeruanoMiércoles 29 de abril de 2015 551535Que, el Informe Técnico Nº 238-2015-GART y el Informe Legal Nº 239-2015-GART, complementan la motivación que sustenta la decisión de Osinergmin, cumpliendo de esta manera con el requisito de validez de los actos administrativos a que se refi ere el numeral 4 del Artículo 3º de la Ley Nº 27444, Ley del Procedimiento Administrativo General;

De conformidad con lo establecido en la Ley Nº 27332, Ley Marco de los Organismos Reguladores de la Inversión Privada en los Servicios Públicos, en el Reglamento General del OSINERGMIN aprobado por Decreto Supremo Nº 054-2001-PCM, en el Decreto Ley Nº 25844 Ley de Concesiones Eléctricas, en su Reglamento aprobado por Decreto Supremo Nº 009-93-EM; y estando a lo acordado por el Consejo Directivo del OSINERGMIN en su Sesión Nº 11-2015;

SE RESUELVE:

Artículo 1º.- Aprobar los Factores de Ponderación del Precio de la Energía (Ep) por empresa de distribución eléctrica, aplicables para el cálculo del cargo de energía de las opciones tarifarias MT4, BT4, BT5B, BT5C-AP, BT5D, BT5E, BT6 y BT7, desde el 01 de mayo de 2015 hasta el 30 de abril de 2016.

Empresa EpEdelnor 0,240Luz del Sur 0,228Edecañete 0,253Electrocentro 0,276Electronorte 0,260Hidrandina 0,265Electronoroeste 0,258Electro Dunas 0,254Coelvisac 0,215Emsemsa 0,224Electro Tocache 0,265Electrosur 0,252Electro Sur Este 0,278Electro Puno 0,276Seal 0,253Electro Ucayali 0,241Electro Oriente 0,250Sersa 0,327Emseusac 0,253Electro Pangoa 0,255Adinelsa 0,346Egepsa 0,242Edelsa 0,255Chavimochic 0,263Esempat 0,300



OSINERGMIN




CONSIDERANDO:

Que, el Artículo 29º de la Ley Nº 28832, Ley para Asegurar el Desarrollo Efi ciente de la Generación Eléctrica, ha creado el Precio a Nivel Generación, que debe ser aplicado a los consumidores fi nales de electricidad localizados en el Perú, y que son sujetos a regulación de precios por la energía o potencia que consumen. Dicho Precio a Nivel Generación es calculado como el promedio ponderado de los precios de los Contratos sin Licitación y de los Contratos resultantes de Licitaciones;


Que, el Artículo 29º citado ha dispuesto, el establecimiento de un mecanismo de compensación entre Usuarios Regulados del SEIN, con la fi nalidad que el Precio a Nivel Generación sea único, excepto por las pérdidas y la congestión de los sistemas de transmisión;

Que, mediante Decreto Supremo Nº 019-2007-EM se aprobó el “Reglamento del Mecanismo de Compensación entre los Usuarios Regulados del SEIN” (en adelante “Reglamento”), el cual dispone en el numeral 2.3 de su Artículo 2º que Osinergmin apruebe los procedimientos necesarios para calcular el Precio a Nivel Generación y determinar el programa de transferencias entre empresas aportantes y receptoras del mecanismo de compensación;

Que, mediante Resolución Nº 180-2007-OS/CD se aprobó la Norma “Precios a Nivel Generación y Mecanismo de Compensación entre Usuarios Regulados”, la misma que establece en su numeral 4.1 que, trimestralmente, se calculará el Precio a Nivel Generación y su fórmula de ajuste; así como, las transferencias a que se refi ere el considerando precedente. La mencionada norma fue modifi cada por Resoluciones Nº 636-2007-OS/CD, Nº 638-2008-OS/CD, Nº 164-2009-OS/CD, Nº 055-2011-OS/CD y Nº 161-2013-OS/CD;

Que, de otro lado, el Artículo 5º de la Resolución Nº 067-2015-OS/CD, que fi jó los Precios en Barra para el periodo mayo 2015 – abril 2016, dispone que los precios máximos a partir de los cuales se determinarán los nuevos pliegos aplicables a las empresas distribuidoras del SEIN desde el 01 de mayo de 2015 se calcularán sobre la base de los Precios a Nivel Generación a que hace referencia el Artículo 29º de la Ley Nº 28832, de conformidad con lo establecido por el Artículo 63º de la Ley de Concesiones Eléctricas;

Que, asimismo, de acuerdo con el numeral 4.4 del Artículo 4º del Reglamento, es responsabilidad de Osinergmin publicar el estado de las transferencias por concepto del Mecanismo de Compensación;

Que, mediante Resolución Nº 014-2015-OS/CD, se calcularon los Precios a Nivel Generación y el programa de transferencias aplicables al trimestre febrero 2015 – abril 2015, correspondiendo en esta oportunidad publicar, de acuerdo con el numeral 4.4 del Artículo 4º del Reglamento, el Precio a Nivel Generación y el programa de transferencias, entre empresas aportantes y receptoras del mecanismo de compensación, para el siguiente trimestre mayo 2015 - julio 2015.

Que, asimismo, de acuerdo con lo dispuesto en el numeral 3.2 del Artículo 3º del Reglamento, corresponde aprobar las Transferencias por Saldos Ejecutados Acumulados correspondiente al mes de abril de 2015;

Que, los cálculos del Precio a Nivel Generación, estado de transferencias y el programa de transferencias aplicables al trimestre mayo 2015 – julio 2015, se encuentra sustentado en el Informe Nº 0235-2015-GART, y la procedencia de la publicación de la presente resolución se analiza en el Informe Nº 027-2015-GART, informes que forman parte integrante de la presente decisión. Los mencionados informes complementan la motivación que sustenta la resolución de Osinergmin, cumpliendo de esta manera con el requisito de validez de los actos administrativos a que se refi ere el Artículo 3.4 de la Ley Nº 27444, Ley del Procedimiento Administrativo General;

De conformidad con lo establecido en la Ley Nº 27332, Ley Marco de los Organismos Reguladores de la Inversión Privada en los Servicios Públicos y su Reglamento aprobado por Decreto Supremo Nº 042-2005-PCM; en el Reglamento General de Osinergmin, aprobado por Decreto Supremo Nº 054-2001-PCM; en el Decreto Ley Nº 25844, Ley de Concesiones Eléctricas y su Reglamento aprobado por Decreto Supremo Nº 009-93-EM; en la Ley Nº 28832, Ley para Asegurar el Desarrollo Efi ciente de la Generación Eléctrica; en el Reglamento del Mecanismo de Compensación entre los Usuarios Regulados del SEIN aprobado por Decreto Supremo Nº 019-2007-EM y, en la Ley Nº 27444, Ley del Procedimiento Administrativo General; así como en sus normas modifi catorias, complementarias y conexas; y

Estando a lo acordado por el Consejo Directivo del Osinergmin en su Sesión Nº 11-2015.

SE RESUELVE:

Artículo 1º.- Aprobar el Precio a Nivel Generación en Subestaciones Base para la determinación de las tarifas máximas a los Usuarios Regulados del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional, y su fórmula de reajuste, aplicables a partir del 01 de mayo de 2015.

1.1 PRECIOS A NIVEL GENERACIÓN EN BARRAS DE REFERENCIA DE GENERACIÓN

Cuadro Nº 1

Subestaciones Base TensiónkV

PPNS/./kW-mes

PENPctm. S/./kWh

PENFctm. S/./kWh

SISTEMA ELÉCTRICO INTERCONECTADO NACIONAL (SEIN)Zorritos 220 19,12 17,62 14,45 Talara 220 19,12 17,54 14,41 Piura Oeste 220 19,12 17,59 14,44 Chiclayo Oeste 220 19,12 17,25 14,21 Carhuaquero 220 19,12 16,96 14,03 Carhuaquero 138 19,12 16,96 14,03 Cutervo 138 19,12 16,97 14,03



PPNS/./kW-mes

PENPctm. S/./kWh

PENFctm. S/./kWh

Jaen 138 19,12 16,97 14,03 Guadalupe 220 19,12 17,15 14,13 Guadalupe 60 19,12 17,16 14,15 Cajamarca 220 19,12 16,94 13,97 Trujillo Norte 220 19,12 16,98 14,00 Chimbote 1 220 19,12 16,91 13,95 Chimbote 1 138 19,12 16,94 13,97 Paramonga Nueva 220 19,12 16,82 13,89 Paramonga Nueva 138 19,12 16,81 13,89 Paramonga Existente 138 19,12 16,79 13,89 Huacho 220 19,12 16,77 13,86 Zapallal 220 19,12 16,70 13,80 Ventanilla 220 19,12 16,73 13,83 Lima 220 19,12 16,90 13,86 Cantera 220 19,12 16,71 13,78 Chilca 220 19,12 16,60 13,67 Independencia 220 19,12 16,75 13,84 Ica 220 19,12 16,84 13,91 Marcona 220 19,12 17,07 14,08 Mantaro 220 19,12 16,35 13,47 Huayucachi 220 19,12 16,45 13,56 Pachachaca 220 19,12 16,56 13,66 Pomacocha 220 19,12 16,60 13,68 Huancavelica 220 19,12 16,46 13,58 Callahuanca 220 19,12 16,62 13,73 Cajamarquilla 220 19,12 16,72 13,83 Huallanca 138 19,12 16,56 13,72 Vizcarra 220 19,12 16,90 13,93 Tingo María 220 19,12 17,24 14,13 Aguaytía 220 19,12 17,26 14,16 Aguaytía 138 19,12 17,31 14,19 Aguaytía 22,9 19,12 17,29 14,18 Pucallpa 138 19,12 17,82 14,51 Pucallpa 60 19,12 17,85 14,53 Aucayacu 138 19,12 17,70 14,37 Tocache 138 19,12 18,50 14,79 Tingo María 138 19,12 17,35 14,20 Huánuco 138 19,12 17,02 13,97 Paragsha II 138 19,12 16,60 13,71 Paragsha 220 19,12 16,62 13,73 Yaupi 138 19,12 16,26 13,46 Yuncan 138 19,12 16,40 13,56 Yuncan 220 19,12 16,46 13,60 Oroya Nueva 220 19,12 16,57 13,68 Oroya Nueva 138 19,12 16,53 13,70 Oroya Nueva 50 19,12 16,58 13,73 Carhuamayo 138 19,12 16,59 13,66 Carhuamayo Nueva 220 19,12 16,56 13,68 Caripa 138 19,12 16,52 13,66 Desierto 220 19,12 16,70 13,78 Condorcocha 138 19,12 16,52 13,66 Condorcocha 44 19,12 16,52 13,66 Machupicchu 138 19,12 17,98 14,51 Cachimayo 138 19,12 18,36 14,82 Cusco 138 19,12 18,42 14,86 Combapata 138 19,12 18,46 14,98 Tintaya 138 19,12 18,49 15,10 Ayaviri 138 19,12 18,24 14,90 Azángaro 138 19,12 18,09 14,78 San Gaban 138 19,12 17,37 14,24



PPNS/./kW-mes

PENPctm. S/./kWh

PENFctm. S/./kWh

Mazuco 138 19,12 17,53 14,32 Puerto Maldonado 138 19,12 17,93 14,54 Juliaca 138 19,12 18,31 14,94 Puno 138 19,12 18,26 14,91 Puno 220 19,12 18,22 14,87 Callalli 138 19,12 18,30 15,03 Santuario 138 19,12 17,97 14,80 Arequipa 138 19,12 18,03 14,78 Socabaya 220 19,12 18,01 14,77 Cerro Verde 138 19,12 18,06 14,81 Repartición 138 19,12 18,09 14,82 Mollendo 138 19,12 18,18 14,87 Montalvo 220 19,12 18,04 14,79 Montalvo 138 19,12 18,05 14,80 Ilo ELP 138 19,12 18,27 14,98 Botifl aca 138 19,12 18,18 14,91 Toquepala 138 19,12 18,16 14,92 Aricota 138 19,12 18,04 14,88 Aricota 66 19,12 17,98 14,86 Tacna (Los Héroes) 220 19,12 18,18 14,87 Tacna (Los Héroes) 66 19,12 18,33 14,95 La Nina 220 19,12 17,31 14,25 Cotaruse 220 19,12 17,12 14,08 Carabayllo 220 19,12 16,69 13,79

Notas:

(1) Barra de Referencia de Generación Lima: Constituida por las Barras de Referencia de Generación Chavarría 220 kV, Santa Rosa 220 kV, San Juan 220 kV, Los Industriales 220 kV.

(2) Barra de Referencia de Generación Cusco: Constituida por las Barras de Referencia de Generación Dolorespata 138 kV y Quencoro 138 kV.

(3) Barra de Referencia de Generación Arequipa: Constituida por las Barras de Referencia de Generación Socabaya 138 kV y Chilina 138 kV.

1.2 PRECIOS A NIVEL GENERACIÓN EN BARRAS DIFERENTES A LAS SEÑALADAS EN EL NUMERAL 1.1.

Los Precios a Nivel Generación de la Energía (en Horas de Punta y Fuera de Punta) serán el resultado de multiplicar los Precios a Nivel Generación de la energía en una Subestación de Referencia por el respectivo Factor Nodal de Energía (FNE).

Los Precios a Nivel Generación de la Potencia serán el resultado de multiplicar los Precios a Nivel Generación de la Potencia de Punta en la Subestación de Referencia por el respectivo Factor de Pérdidas de Potencia (FPP).

Se defi ne:

PENP1 = PENP0 * FNE (1)

PENF1 = PENF0 * FNE (2)

PPN1 = PPN0 * FPP (3)

Donde:

PENP0 : Precio a Nivel Generación de la Energía en Horas de Punta, defi nido.

PENF0 : Precio a Nivel Generación de la Energía en Horas Fuera de Punta, defi nido.

PPN0 : Precio a Nivel Generación de la Potencia de Punta, defi nido.

PENP1 : Precio a Nivel Generación de la Energía en Horas de Punta, por determinar.

PENF1 : Precio a Nivel Generación de la Energía en Horas Fuera de Punta, por determinar.

PPN1 : Precio a Nivel Generación de la Potencia de Punta, por determinar.

El PeruanoMiércoles 29 de abril de 2015 551539 En los casos en que se hace referencia a factores nodales o factores de pérdidas, debe entenderse que estos

corresponden a los aprobados mediante la Resolución Nº 067-2015-OS/CD, en sus modifi catorias o las que las sustituyan.

Artículo 2º.- Las Fórmulas de Reajuste de los Precios a Nivel Generación a que se refi ere el Artículo 1º de la presente Resolución son las siguientes:

PENP = PENP0 * FA

PENF = PENF0 * FA

PPN = PPN0 * FA

FA = 0,17*VPB + 0,83*VPL

VPB = (PPM/(7,2*0,8) + 0,2*PEMP + 0,8*PEMF)/16,25

VPL = (PPL/(7,2*0,8) + 0,2*PELP + 0,8*PELF)/17,68

Donde:

FA = Factor de actualización de precios. Será redondeado a cuatro dígitos decimales.

PENP0 = Precio a Nivel Generación de la Energía en Horas de Punta publicado en la presente resolución.

PENF0 = Precio a Nivel Generación de la Energía en Horas Fuera de Punta publicado en la presente resolución.

PPN0 = Precio de Potencia a Nivel Generación publicado en la presente resolución.

PENP = Precio a Nivel Generación de la Energía en Horas de Punta actualizado, expresado en céntimos de S/./kWh y redondeado a dos cifras decimales.

PENF = Precio de la Energía a Nivel Generación en Horas Fuera de Punta actualizado, expresado en céntimos de S/./kWh y redondeado a dos cifras decimales.

PPN = Precio de Potencia a Nivel Generación actualizado, expresado en S/./kW y redondeado a dos cifras decimales.

PPM = Precio de la Potencia de Punta a Nivel Generación en la Subestación Base Lima, expresado en S/./kW, obtenido de acuerdo con lo establecido en la Resolución Nº 067-2015-OS/CD.

PEMP = Precio de la Energía a Nivel Generación en Horas de Punta en la Subestación Base Lima, expresado en céntimos de S/./kWh, obtenido de acuerdo con lo establecido en la Resolución Nº 067-2015-OS/CD.

PEMF = Precio de la Energía a Nivel Generación en Horas Fuera de Punta en la Subestación Base Lima, expresado en céntimos de S/./kWh, obtenido de acuerdo con lo establecido en la Resolución Nº 067-2015-OS/CD.

PPL = Precio promedio ponderado de la Potencia de Punta en la Subestación Base Lima, expresado en S/./kW, obtenido a partir de los contratos fi rmados vía licitaciones.

PELP = Precio promedio ponderado de la Energía a Nivel Generación en Horas de Punta en la Subestación Base Lima, expresado en céntimos de S/./kWh, obtenido a partir de los contratos fi rmados vía licitaciones.

PELF = Precio promedio ponderado de la Energía a Nivel Generación en Horas Fuera de Punta en la Subestación Base Lima, expresado en céntimos de S/./kWh, obtenido a partir de los contratos fi rmados vía licitaciones.

El factor FA se aplicará en caso que éste se incremente o disminuya en más de 1% respecto al valor del mismo empleado en la última actualización. En estos casos, los nuevos precios entrarán en vigencia el cuarto día calendario del mes.

Artículo 3º.- Aprobar el Programa Trimestral de Transferencias por Mecanismo de Compensación correspondiente al periodo mayo 2015 – julio 2015 (en Nuevos Soles), a que se refi ere el Artículo 29º de la Ley Nº 28832 y el Artículo 3.3º del Reglamento del Mecanismo de Compensación entre los Usuarios Regulados del SEIN, aprobado mediante Decreto Supremo Nº 019-2007-EM.


Cuadro Nº 2

Programa Trimestral de Transferencias por Mecanismo de Compensación correspondienteal periodo mayo 2015 – julio 2015

Receptoras

Aportantes Fecha

Luz

del S

ur

Ede

lnor

Ele

ctro

sur

15/06/2015 448 444Electronoroeste 15/07/2015 444 391

15/08/2015 440 27915/06/2015 309 014

Electro Dunas 15/07/2015 303 87615/082015 298 75915/06/2015 228 990

Hidrandina 15/07/2015 227 40415/082015 225 78015/06/2015 103 653 66 375

Electro Ucayali 15/07/2015 108 172 63 04915/082015 112 803 59 58215/06/2015 95 231

Seal 15/07/2015 95 59615/082015 95 94115/06/2015 84 158

Electrocentro 15/07/2015 85 44115/082015 86 72415/06/2015 75 310

Electro Puno 15/07/2015 76 65215/082015 78 00015/06/2015 72 274

Electro Oriente 15/07/2015 73 02715/082015 73 77215/06/2015 36 779 7 342

Coelvisac 15/07/2015 35 275 5 92015/082015 33 935 4 51915/06/2015 15 925

Electro Tocache 15/07/2015 15 98715/082015 16 04715/06/2015 10 240

Adinelsa 15/07/2015 10 37715/082015 10 51315/06/2015 10 343

Chavimochic 15/07/2015 10 02515/082015 9 71415/06/2015 9 059

Electronorte 15/07/2015 9 04815/082015 9 03615/06/2015 7 763

Emseusa 15/07/2015 7 82315/082015 7 88115/06/2015 6 366

Sersa 15/07/2015 6 46215/082015 6 55915/06/2015 4 792

Emsemsa 15/07/2015 4 66615/082015 4 54315/06/2015 3 669

Edecañete 15/07/2015 3 62215/082015 3 57515/06/2015 1 678


Receptoras

Aportantes Fecha

Luz

del S

ur

Ede

lnor

Ele

ctro

sur

Electro Pangoa 15/07/2015 1 69715/082015 1 71715/06/2015 1 070

Esempat 15/07/2015 1 13415/082015 1 20115/06/2015 832

Egepsa 15/07/2015 83815/082015 84415/06/2015 480

Edelsa 15/07/2015 49115/082015 50215/06/2015 191

Electro Sur Este 15/07/2015 19415/082015 198

Artículo 4º.- Aprobar las Transferencias por Saldos Ejecutados Acumulados por Mecanismo de Compensación correspondiente al mes de abril de 2015 (en Nuevos Soles), a que se refi ere el Artículo 29º de la Ley Nº 28832 y el Artículo 3.2º del Reglamento del Mecanismo de Compensación entre los Usuarios Regulados del SEIN, aprobado mediante Decreto Supremo Nº 019-2007-EM.

Cuadro Nº 3

Transferencias por Saldos Ejecutados Acumulados

Empresas Receptoras

EmpresasAportantes

Luz

del S

ur

Ede

lnor

Ele

ctro

Sur

E

ste

Ele

ctro

sur

Ele

ctro

norte

Sea

l

Ele

ctro

Pun

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Ede

cañe

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Ege

psa

Ese

mpa

t

Electrocentro 2 753 901Electronoroeste 2 712 252Hidrandina 647 198 2 054 787Electro Dunas 1 575 461Electro Oriente 277 784 627 592Electro Ucayali 241 973 545 647Coelvisac 107 158 494 905 69 119Electro Tocache 124 274Chavimochic 76 309Adinelsa 20 310 34 274Emsemsa 29 955Emseusa 23 979Sersa 5 080 18 603Electro Pangoa 2 897 6 299 559Edelsa 1 539

Artículo 5º.- Las Transferencias por Saldos Ejecutados Acumulados por Mecanismo de Compensación deberán efectuarse dentro de los quince (15) días calendario siguientes a la publicación de la presente resolución.

Artículo 6º.- La presente Resolución deberá ser publicada en el diario ofi cial El Peruano y consignada, junto con los Informes Nº 027-2015-GART y Nº 0235-2015-GART, en la página Web de Osinergmin: www.osinergmin.gob.pe.


OSINERGMIN





CONSIDERANDO:

Que, con fecha 23 de julio del año 2006, se publicó la Ley Nº 28832, Ley para Asegurar el Desarrollo Efi ciente de la Generación Eléctrica (en adelante “Ley Nº 28832”), la cual tiene como objetivo, entre otros, el de perfeccionar el marco legal para la regulación de los sistemas de transmisión eléctrica establecido en la Ley de Concesiones Eléctricas, aprobada mediante el Decreto Ley Nº 25844;

Que, el 17 de mayo de 2007, se expidió el Decreto Supremo Nº 027-2007-EM, con el cual se aprobó el Reglamento de Transmisión; y se modifi caron los Artículos 127º, 128º y 139º, se complementó el Artículo 135º y se derogaron los Artículos 132º y 138º, del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas. Con ello, se reglamentó la Ley Nº 28832 en lo referente a la transmisión eléctrica y se armonizó el Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas con lo dispuesto en la citada Ley Nº 28832;

Que, en el Artículo 139º, se establecen los lineamientos para fi jar las Tarifas y Compensaciones de los Sistemas Secundarios de Transmisión (en adelante “SST”) y Sistemas Complementarios de Transmisión (en adelante “SCT”); asimismo, en el numeral II) del literal b) del citado artículo, se establece que el Costo Medio Anual de las instalaciones de transmisión que no conforman los SST remunerados de forma exclusiva por la demanda, estará conformado por la anualidad de la inversión y el correspondiente costo anual estándar de operación y mantenimiento. A su vez, el numeral VI) señala que el costo anual estándar de operación y mantenimiento será equivalente a un porcentaje del costo de inversión, que será determinado y aprobado por Osinergmin cada seis (6) años;

Que, mediante la Resolución Nº 635-2007-OS/CD se determinaron los porcentajes para el periodo mayo 2009 - abril 2015;

Que, teniendo en cuenta que los valores actuales de los porcentajes para determinar el costo anual estándar de operación y mantenimiento tienen vigencia hasta el 30 de abril de 2015, es necesaria la fi jación de los nuevos porcentajes para el periodo mayo 2015 – abril 2021;

Que, en ese sentido, sobre la base del principio de transparencia, mediante Resolución Nº 039-2015-OS/CD, se dispuso la publicación en el diario ofi cial El Peruano y en la página Web de Osinergmin, del proyecto de resolución que fi ja los “Porcentajes para Determinar el Costo Anual Estándar de Operación y Mantenimiento de las Instalaciones de Transmisión”; así como, de la información de sustento, para que las empresas titulares de los SST y SCT e interesados presenten sus opiniones y sugerencias a la misma dentro del plazo de 20 días calendario;

Que, dentro del plazo establecido se recibieron los comentarios y sugerencias de las empresas Edelnor S.A.A., Luz del Sur S.A.A, Edecañete S.A., Electro Oriente S.A., Electro Sur Este S.A.A. y del grupo Distriluz, las cuales han sido analizadas en los informes que sustentan la presente resolución;

Que, luego de analizados y revisados los comentarios presentados al proyecto de resolución, corresponde la aprobación de los “Porcentajes para Determinar el Costo Anual Estándar de Operación y Mantenimiento de las Instalaciones de Transmisión” para el período comprendido entre el 01 de mayo de 2015 y el 30 de abril de 2021;

Que, se han emitido los Informes Nº 271-2015-GART y Nº 264-2015-GART, elaborados por la División de Generación y Transmisión Eléctrica y de la Coordinación Legal de la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria, respectivamente, los cuales complementan la motivación que sustenta la decisión del Osinergmin, cumpliendo de esta manera con el requisito de validez de los actos administrativos a que se refi ere el numeral 4 del Artículo 3º de la Ley del Procedimiento Administrativo General;

De conformidad con lo establecido en la Ley Nº 27838, Ley de Transparencia y Simplifi cación de los Procedimientos Regulatorios de Tarifas; en la Ley Nº 27332, Ley Marco de los Organismos Reguladores de la Inversión Privada en los Servicios Públicos; en el Reglamento General del Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería - Osinergmin, aprobado por Decreto Supremo Nº 054-2001-PCM; en el Decreto Ley Nº 25844, Ley de Concesiones Eléctricas y en su Reglamento aprobado por Decreto Supremo Nº 009-93-EM; en el Decreto Supremo 029-2002-EM; en la Ley Nº 27444, Ley del Procedimiento Administrativo General; así como, en sus respectivas normas modifi catorias, complementarias y conexas; y


SE RESUELVE:

Artículo 1º.- Aprobar los “Porcentajes para Determinar el Costo Anual Estándar de Operación y Mantenimiento de las Instalaciones de Transmisión”, aplicables para el período comprendido entre el 01 de mayo de 2015 y el 30 de abril de 2021, conforme al siguiente detalle:


CódigoPara Instalaciones % respecto de

Costo de InversiónUbicadas en Nivel de Tensión (**)

COMAT Costa Igual o Mayor que 138 kV 3,26%COAT Costa Mayor que 30 kV y menor que 138 kV 3,37%COMT Costa Mayor que 1 kV y menor o igual que 30 kV (*) 4,72%SIMAT Sierra Igual o Mayor que 138 kV 2,74%SIAT Sierra Mayor que 30 kV y menor que 138 kV 3,51%SIMT Sierra Mayor que 1 kV y menor o igual que 30 kV (*) 5,25%SEMAT Selva Igual o Mayor que 138 kV 3,19%SEAT Selva Mayor que 30 kV y menor que 138 kV 3,75%SEMT Selva Mayor que 1 kV y menor o igual que 30 kV (*) 5,27%

(*) Aplicable solo para celdas de Alimentadores en Media Tensión ubicadas dentro de las subestaciones del sistema de transmisión.(**) Para el caso de transformadores se debe aplicar el factor correspondiente al nivel de tensión del lado primario.

Artículo 2º.- La presente Resolución deberá ser publicada en el diario ofi cial El Peruano y consignada, conjuntamente con los archivos magnéticos que sustentan los porcentajes a que se refi ere el Artículo 1º y los Informes Nº271-2015-GART y Nº 264-2015-GART, en la página Web de Osinergmin: www.osinergmin.gob.pe.


OSINERGMIN

EXPOSICIÓN DE MOTIVOS

El Artículo 139º del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas (en adelante “RLCE”), aprobado por Decreto Supremo Nº 009-93-EM y modifi cado con el Decreto Supremo Nº 027-2007-EM, establece los conceptos y pautas aplicables para la regulación de las instalaciones de transmisión, correspondientes al Sistema Secundario de Transmisión (en adelante “SST”) y al Sistema Complementario de Transmisión (en adelante “SCT”).

Que, el referido Artículo 139º modifi cado, en el numeral II) de su literal b), establece que el Costo Medio Anual de las instalaciones de transmisión que no conforman los SST remunerados de forma exclusiva por la demanda, estará conformado por la anualidad de la inversión y el correspondiente costo anual estándar de operación y mantenimiento. Seguidamente, el numeral VI) señala que el costo anual estándar de operación y mantenimiento será equivalente a un porcentaje del costo de inversión, que será determinado y aprobado por Osinergmin cada seis (6) años:

Posteriormente, los Decretos Supremos Nº 010-2009-EM y Nº 021-2009-EM, entre otros aspectos, modifi caron y complementaron el Artículo 139º del Reglamento LCE, en lo referente a la determinación del Costo Medio Anual de los SCT, de la Liquidación Anual de Ingresos por las instalaciones de transmisión remuneradas por la demanda, así como a la inclusión en el procedimiento de regulación de los SST y SCT de una etapa previa de aprobación de los Planes de Inversión en Transmisión.

Seguidamente, el Decreto Supremo Nº 014-2012-EM, publicado en el diario ofi cial El Peruano el 22 de mayo de 2012, modifi có y complementó nuevamente el Artículo 139º del RLCE, estableciendo entre otros aspectos, en lo referente a la remuneración de los SCT, la cual se efectuará desde la fecha en que entre en operación comercial cada instalación prevista en el Plan de Inversiones aprobado por Osinergmin.

En ese sentido, teniendo en cuenta que los valores actuales de los porcentajes para determinar el costo anual estándar de operación y mantenimiento tienen vigencia hasta el 30 de abril de 2015, conforme a lo previsto en la Resolución Nº 635-2007-OS/CD, resulta necesario fi jar los nuevos porcentajes del COyM para el período mayo 2015 – abril 2021.




CONSIDERANDO:

Que, con fecha 23 de julio del año 2006, se publicó la Ley Nº 28832, Ley para Asegurar el Desarrollo Efi ciente de la Generación Eléctrica (en adelante “Ley Nº 28832”), la cual tiene como objetivo, entre otros, perfeccionar el marco legal


para la regulación de los sistemas de transmisión eléctrica establecido en el Decreto Ley Nº 25844, Ley de Concesiones Eléctricas;

Que, el 17 de mayo de 2007, se expidió el Decreto Supremo Nº 027-2007-EM, con el cual se aprobó el Reglamento de Transmisión; y se modifi caron los Artículos 127º, 128º y 139º, se complementó el Artículo 135º y se derogaron los Artículos 132º y 138º, del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas, aprobado por Decreto Supremo Nº 009-93-EM (en adelante “RLCE”). Con ello, se reglamentó la Ley Nº 28832 en lo referente a la transmisión eléctrica y se armonizó el Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas con lo dispuesto en la citada Ley;

Que, en el Artículo 139º, se establecen los lineamientos para fi jar las Tarifas y Compensaciones de los Sistemas Secundarios de Transmisión (en adelante “SST”) y Sistemas Complementarios de Transmisión (en adelante “SCT”); asimismo, los numerales I y II del literal i) del citado artículo, establecen que las instalaciones de transmisión asignadas a la demanda, se agruparán por áreas a ser defi nidas por Osinergmin, debiéndose determinar para cada Área de Demanda un Peaje único por cada nivel de tensión;

Que, mediante la Resolución Nº 634-2007-OS/CD, Osinergmin aprobó las Áreas de Demanda a que se refi ere los numerales I) y II) del literal i) del Artículo 139º del RLCE, aplicables para el período comprendido entre el 01 de mayo de 2009 y el 30 de abril de 2015;

Que, teniendo en cuenta que las actuales Áreas de Demanda tienen vigencia hasta el 30 de abril de 2015, es necesaria la aprobación de las nuevas Áreas de Demanda para el periodo mayo 2015 – abril 2021;

Que, en ese sentido, sobre la base del principio de transparencia, mediante Resolución Nº 062-2015-OS/CD, se dispuso la publicación en el diario oficial El Peruano y en la página Web de Osinergmin, del proyecto de resolución que aprueba las Áreas de Demanda a que se refiere los numerales I) y II) del literal i) del Artículo 139º del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas, aplicables para el período de vigencia comprendido entre el 01 de mayo de 2015 y el 30 de abril de 2021; así como, de la información de sustento, para que las empresas titulares de los SST y SCT e interesados presenten sus opiniones y sugerencias a la misma dentro del plazo de 15 días calendario;

Que, luego de analizadas y revisadas las opiniones y sugerencias presentadas por la empresa Compañía Eléctrica El Platanal S.A. respecto del proyecto de resolución, corresponde la aprobación de la resolución que aprueba las Áreas de Demanda a que se refi ere los numerales I) y II) del literal i) del Artículo 139º del RLCE, aplicables para el período de vigencia comprendido entre el 01 de mayo de 2015 y el 30 de abril de 2021;

Que, se han emitido los Informes Nº 232-2015-GART y Nº 233-2015-GART, elaborados por la División de Generación y Transmisión Eléctrica y la Coordinación Legal de la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria, respectivamente, los cuales complementan la motivación que sustenta la decisión del Osinergmin, cumpliendo de esta manera con el requisito de validez de los actos administrativos a que se refi ere el numeral 4 del Artículo 3º de la Ley del Procedimiento Administrativo General;

De conformidad con lo establecido en la Ley Nº 27332, Ley Marco de los Organismos Reguladores de la Inversión Privada en los Servicios Públicos; en el Reglamento General del Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería - Osinergmin, aprobado por Decreto Supremo Nº 054-2001-PCM; en el Decreto Ley Nº 25844, Ley de Concesiones Eléctricas y en su Reglamento aprobado por Decreto Supremo Nº 009-93-EM; en la Ley Nº 27444, Ley del Procedimiento Administrativo General; así como, en sus respectivas normas modifi catorias y complementarias; y


SE RESUELVE:

Artículo 1º.- Aprobar las Áreas de Demanda a que se refi eren los numerales I) y II) del literal i) del Artículo 139º del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas aprobado por Decreto Supremo Nº 009-93-EM, aplicables para el período comprendido entre el 01 de mayo de 2015 y el 30 de abril de 2021, cuya relación se detalla en el “Cuadro de Áreas de Demanda” del Informe Nº 232-2015-GART.

Artículo 2º.- Osinergmin determinará a qué Área de Demanda pertenecen las instalaciones de transmisión que se integren al Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (“SEIN”), en forma posterior a la publicación de la presente resolución, así como de aquellas que pudieran no estar contempladas en la presente resolución, tomando en cuenta, su cercanía con las Áreas de Demanda a que se refi ere el artículo primero y los criterios de agrupamiento descritos en el Informe Nº 232-2015-GART, a efectos de que cada instalación de transmisión del SEIN forme parte de un Área de Demanda específi ca.

Artículo 3º.- La presente resolución deberá ser publicada en el diario ofi cial El Peruano y consignada, conjuntamente con los Informes Nº 232-2015-GART y Nº 233-2015-GART que forman parte integrante de la presente resolución, en la página Web de Osinergmin: www.osinergmin.gob.pe.


OSINERGMIN



El Artículo 139º del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas (en adelante “RLCE”), aprobado por Decreto Supremo Nº 009-93-EM y modifi cado con el Decreto Supremo Nº 027-2007-EM, establece los conceptos y pautas aplicables para la regulación de las instalaciones de transmisión, correspondientes al Sistema Secundario de Transmisión (en adelante “SST”) y al Sistema Complementario de Transmisión (en adelante “SCT”).

El numeral I del literal i) del Artículo 139º del RLCE, establece que las instalaciones de transmisión asignadas a la demanda, se agruparán por áreas a ser defi nidas por Osinergmin. Por otra parte, el numeral II del literal i) del Artículo 139º del RLCE, establece que para cada Área de Demanda se determinará un Peaje único por cada nivel de tensión.

En cumplimiento de la disposición normativa citada en el numeral anterior, Osinergmin mediante la Resolución Nº 634-2007-OS/CD aprobó las Áreas de Demanda a que se refi ere los numerales I) y II) del literal i) del Artículo 139º del RLCE, aplicables para el período comprendido entre el 01 de mayo de 2009 y el 30 de abril de 2015

Teniendo en cuenta que las actuales Áreas de Demanda tienen vigencia hasta el 30 de abril de 2015, y con la fi nalidad de que Osinergmin cumpla en forma oportuna con el mandato legal establecido en los numerales I) y II) del literal i) del Artículo 139º del RLCE, resulta necesario aprobar las Áreas de Demanda a que se refi eren los numerales I) y II) del literal i) del Artículo 139º del RLCE, aplicables para el período comprendido entre el 01 de mayo de 2015 y el 30 de abril de 2021.

Así, mediante Resolución Nº 062-2015-OS/CD se dispuso la publicación, en el diario ofi cial El Peruano y en la página web de Osinergmin, del proyecto de resolución que aprueba las Áreas de Demanda a que se refi eren dichos numerales I) y II) del literal i) del Artículo 139º del RLCE, aplicables para el período de vigencia comprendido entre el 01 de mayo de 2015 y el 30 de abril de 2021; así como, de la información de sustento, para que las empresas titulares de los SST y SCT e interesados presenten sus opiniones y sugerencias a la misma dentro del plazo de 15 días calendario.

Dentro de dicho plazo, se recibieron las opiniones y sugerencias presentadas por la empresa Compañía Eléctrica El Platanal S.A.; las cuales han sido analizadas en los informes que sustentan la presente resolución.

Por tal motivo, resulta pertinente aprobar las Áreas de Demanda a que se refi eren los numerales I) y II) del literal i) del Artículo 139º del RLCE, aplicables para el período comprendido entre el 01 de mayo de 2015 y el 30 de abril de 2021.

Por las razones señaladas, la resolución materia de la presente exposición de motivos cumple con los objetivos indicados.




CONSIDERANDO:

Que, de conformidad con el Artículo 14º del Reglamento aprobado por el Decreto Supremo Nº 001-2009-JUS, las entidades públicas dispondrán la publicación de los proyectos de normas de carácter general que sean de su competencia en el diario ofi cial El Peruano, en sus Portales Electrónicos o mediante cualquier otro medio, en un plazo no menor de treinta (30) días antes de la fecha prevista para su entrada en vigencia, salvo casos excepcionales. Dichas entidades permitirán que las personas interesadas formulen comentarios sobre las medidas propuestas, los cuales de conformidad con el Artículo 25º del Reglamento General de Osinergmin, aprobado por Decreto Supremo Nº 054-2001-PCM, no tendrán carácter vinculante ni darán lugar a procedimiento administrativo;

Que, en atención a lo señalado en el considerando precedente, corresponde publicar en el diario ofi cial El Peruano, la resolución que aprueba la publicación del proyecto de norma “Compensación por Cargo de Confi abilidad de la Cadena de Suministro de Energía” y disponer que dicha resolución sea consignada conjuntamente con su proyecto normativo, exposición de motivos e informes que lo sustentan, en la página Web de Osinergmin, para la recepción de comentarios y sugerencias por parte de los interesados, de acuerdo con lo establecido en el Artículo 25º del Reglamento General de Osinergmin, aprobado mediante Decreto Supremo Nº 054-2001-PCM y el Artículo 14º del Decreto Supremo Nº 001-2009-JUS;

Que, se han emitido los Informes Nº 256-2015-GART y Nº 265-2015-GART de la División de Generación y Transmisión Eléctrica y de la Coordinación Legal de la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria, respectivamente, los cuales complementan la motivación que sustenta la decisión de Osinergmin, cumpliendo de esta manera con el requisito de validez de los actos administrativos a que se refi ere el numeral 4 del Artículo 3º de la Ley Nº 27444, Ley del Procedimiento Administrativo General;

De conformidad con lo establecido en la Ley Nº 27332, Ley Marco de los Organismos Reguladores de la Inversión Privada en los Servicios Públicos; en el Reglamento General de Osinergmin, aprobado por Decreto Supremo Nº 054-


2001-PCM; en la Ley Nº 29970, Ley que afi anza la seguridad energética y promueve el desarrollo de polo petroquímico en el sur del país; en el Decreto Supremo 044-2014-EM, en el que se Implementan medidas que brinden confi abilidad a la cadena de suministro de energía ante situaciones temporales de falta de capacidad de producción o de transmisión; y en lo dispuesto en la Ley Nº 27444, Ley del Procedimiento Administrativo General.


SE RESUELVE:

Artículo 1º.- Disponer la publicación en la página Web de Osinergmin www.osinergmin.gob.pe, del proyecto de resolución que aprueba la norma “Compensación por Cargo de Confi abilidad de la Cadena de Suministro de Energía”, el proyecto normativo, su Exposición de motivos y los informes Nº 256-2015-GART y Nº 265-2015-GART, que forman parte integrante de la presente resolución.

Artículo 2º.- Defi nir un plazo de quince (15) días calendario contados desde el día siguiente de la publicación de la presente resolución, a fi n de que los interesados remitan por escrito sus opiniones y sugerencias a la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria (GART) de Osinergmin, ubicada en la Avenida Canadá Nº 1460, San Borja, Lima. Las opiniones y sugerencias también podrán ser remitidas vía fax al número telefónico Nº 2240491, o vía Internet a la siguiente dirección de correo electrónico: [email protected]. La recepción de las opiniones y sugerencias en medio físico o electrónico, estará a cargo de la Sra. Carmen Ruby Gushiken Teruya. En el último día del plazo, sólo se podrán remitir los comentarios hasta las 06:00 p.m.

Artículo 3º.- Encargar a la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria de Osinergmin, el análisis de las opiniones y sugerencias que se presenten respecto al proyecto de modifi cación; así como la presentación de la propuesta fi nal al Consejo Directivo de Osinergmin.

Artículo 4º.- La presente resolución deberá ser publicada en el diario ofi cial El Peruano.


RESOLUCIÓN DEL CONSEJO DIRECTIVOORGANISMO SUPERVISOR DE LA INVERSIÓN EN ENERGÍA Y MINERÍA



VISTOS:

Los Informes Nº 255-2015-GART y Nº 262-2014-GART, elaborados por la División de Gas Natural y la Asesoría Legal de la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria del Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (OSINERGMIN).

CONSIDERANDO:

Que, el Decreto Supremo Nº 082-2009-EM publicado el 21 de noviembre del 2009 (en adelante Decreto Supremo 082) modifi có el artículo 4º del Decreto Supremo Nº 048-2008-EM (en adelante Decreto Supremo 048) introduciendo un mecanismo de transición en la aplicación de la Tarifa Única de Distribución de Gas Natural para la Concesión de Lima y Callao (en adelante TUD) y un mecanismo de compensación (en adelante el Mecanismo de Compensación) al concesionario de distribución de gas natural (en adelante el Concesionario);

Que, en efecto, el Decreto Supremo 048 que creó la TUD unifi cando la Tarifa por Red Principal y la Tarifa por Otras Redes vigentes anteriormente, establece que la TUD sería pagada por todos los generadores eléctricos recién a partir del 01 de enero de 2014; antes de ello, dichos generadores eléctricos continuarían pagando únicamente la Tarifa por Red Principal de Transporte y/o Distribución que venían pagando hasta antes de la creación de la TUD, siendo necesario compensar al concesionario los ingresos dejados de percibir de parte de los generadores eléctricos hasta el 31 de diciembre de 2013, de modo que ello, no signifi que una pérdida a la empresa;

Que, por mandato del Decreto Supremo 048, la mencionada compensación es cubierta a través de un cargo unitario al Peaje de los Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios de Transmisión aplicable a los usuarios fi nales de las Áreas de Demanda 6 y 7 (Peaje Unitario por Compensación);

Que, para efectos de implementar la aplicación y funcionamiento del mecanismo de compensación descrito, mediante Resolución Osinergmin Nº 288-2009-OS/CD se aprobó el “Procedimiento de Aplicación del Artículo 4º del Decreto Supremo Nº 048-2008-EM” (en adelante “Procedimiento”), en aplicación del cual, las áreas técnicas de la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria han calculado el monto de la compensación y el Peaje Unitario por Compensación,

El PeruanoMiércoles 29 de abril de 2015 551547los mismos que se aplicaron durante el periodo de vigencia del mecanismo de compensación, es decir hasta el 31 de diciembre de 2013;

Que, una vez concluido el periodo de vigencia del mecanismo de transición en la aplicación de la TUD y del Mecanismo de Compensación al concesionario de distribución de gas natural de Lima y Callao, correspondía a Osinergmin efectuar la liquidación respectiva, así como la determinación del Saldo Final por Compensación;

Que, en ese sentido, en cumplimiento de lo dispuesto en el Artículo 9º del Procedimiento, mediante Resolución Osinergmin Nº 180-2014-OS/CD, aprobó la Liquidación Final de la Compensación de la Tarifa Única de Distribución, estableciéndose un saldo pendiente de US$ 1 349 871 (un millón trescientos cuarenta y nueve mil ochocientos setenta y uno dólares americanos), al 31 de diciembre de 2013, debiendo dicho saldo pendiente ser considerado como un Cargo Unitario al Peaje de los Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios de Transmisión, aplicable a los usuarios fi nales de las Áreas de Demanda 6 y 7;

Que, en cumplimiento del considerando anterior, mediante Resolución Nº 218-2014-OS/CD, en su Artículo 3º se aprobó el Peaje Unitario por Compensación a ser adicionado a los Peajes correspondientes a los Sistemas Secundarios de Transmisión asignados a la demanda de las Áreas de Demanda 6 y 7 , para el periodo del 04 de noviembre de 2104 al 31 de enero de 2015, con la fi nalidad de recaudar el saldo pendiente de compensación aprobado mediante Resolución Osinergmin Nº 180-2014-OS/CD.

Que, en aplicación de lo establecido en el Artículo 3º de la Resolución Osinergmin Nº 180-2014-OS/CD, en esta oportunidad corresponde determinar el saldo pendiente, debiendo considerar al mismo como un crédito en caso resulte negativo y como un débito cuando resulte positivo, debidamente actualizado, en el siguiente reajuste o revisión tarifaria de la Tarifa Única de Distribución de la concesión de Lima y Callao que se realice.

Que, se han emitido los Informes Nº 255-2015-GART y Nº 262-2015-GART, de la División de Gas Natural y de la Asesoría Legal de la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria los cuales complementan la motivación que sustenta la decisión de Osinergmin, cumpliendo de esta manera con el requisito de validez de los actos administrativos a que se refi ere el numeral 4 del Artículo 3º de la Ley Nº 27444, Ley del Procedimiento Administrativo General;

De conformidad con lo establecido en la Ley Nº 27332, Ley Marco de los Organismos Reguladores de la Inversión Privada en los Servicios Públicos; en el Reglamento General de OSINERGMIN, aprobado por Decreto Supremo Nº 054-2001-PCM; en la Ley Nº 27444, Ley del Procedimiento Administrativo General.

Estando a lo acordado por el Consejo Directivo de Osinergmin en su Sesión Nº 11-2015;

SE RESUELVE:

Artículo 1º.- Aprobar el saldo pendiente de compensación de la Tarifa Única de Distribución (TUD) establecida en el artículo 4º del D.S. Nº 048-2008-EM, de acuerdo a lo señalado en el Artículo 3º de la Resolución Nº 180-2014-OS/CD, estableciéndose un saldo pendiente de US$ 84 266 (ochenta y cuatro mil doscientos sesenta y seis dólares americanos), al 31 de octubre de 2014.

Artículo 2º.- El saldo pendiente a que se refi ere el Artículo 1º precedente, debidamente actualizado, deberá ser considerado a favor del concesionario en el siguiente reajuste o revisión tarifaria de la Tarifa Única de Distribución de la concesión de Lima y Callao que se realice.

Artículo 3º.- La presente Resolución deberá ser publicada en el diario ofi cial El Peruano y consignada, junto con los Informes Nº 255-2015-GART y Nº 262-2015-GART, en la página Web de OSINERGMIN: www.osinergmin.gob.pe.





VISTOS:

La Propuesta Técnica presentada por la empresa concesionaria Transportadora de Gas del Perú S.A. (en adelante “TGP”), al Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (en adelante “OSINERGMIN”), que contiene su propuesta al valor del Factor de Descuento Aplicable (en adelante FDA), para el periodo mayo 2015 – abril 2016, a que se refi ere la norma “Factor de Descuento Aplicable a las Tarifas de Red Principal cuando el Ingreso por el Servicio supera el Ingreso Garantizado”, aprobada mediante Resolución OSINERGMIN Nº 082-2010-OS/CD; el Informe Técnico Nº 234-2015-GART y el Informe Legal Nº 236-2015-GART.


CONSIDERANDO:

Que, la Garantía por Red Principal (en adelante “GRP”) es un mecanismo defi nido en la Ley 27133, “Ley de Promoción del Desarrollo de la Industria del Gas Natural”, en su Reglamento aprobado por el Decreto Supremo Nº 040-99-EM (en adelante “Reglamento”) y en los Contratos BOOT de Transporte y Distribución de gas natural suscritos con Transportadora de Gas Natural del Perú S.A.A. (TGP) y Gas Natural de Lima y Callao S.A. (Cálidda), respectivamente, como el cargo que el OSINERGMIN incorporará anualmente a la tarifa eléctrica en el rubro correspondiente al peaje del Sistema Principal de Transmisión Eléctrica a que se refi ere el Artículo 59º de la Ley de Concesiones Eléctricas. A este cargo se le conoce como “Peaje GRP”;

Que, conforme a lo dispuesto en el Artículo 8.2 de la Ley de Promoción del Desarrollo de la Industria del Gas Natural, por Decreto Supremo refrendado por el Ministro de Energía y Minas, y a propuesta de OSINERGMIN, se establecerá la fecha en que debe iniciarse la recaudación de la Garantía por Red Principal;

Que, asimismo, el numeral 9.3 del Artículo 9 del Reglamento señala que los montos recaudados antes de la puesta en operación comercial del proyecto podrán ser descontados del Costo del Servicio considerando la Tasa de Interés fi jada en el Contrato;

Que, en base a lo expuesto, mediante Decreto Supremo Nº 046-2002-EM se dispuso el inicio del pago de la GRP antes de la Puesta en Operación Comercial de la Red Principal, específi camente a partir del 01 de noviembre del 2002;

Que, en consecuencia, los pagos adelantados a los Concesionarios (TGP y Cálidda) por concepto de la Garantía por Red Principal, tienen naturaleza de un pago adelantado del servicio, lo cual originaría un Costo del Servicio descontado, es decir, un Costo del Servicio afecto a un Factor de Descuento (FD);

Que, la Tarifa Base al ser determinada como el cociente del Costo del Servicio entre la Capacidad Garantizada Total se verá afectada por el Factor de Descuento (FD) lo cual originaría que los usuarios de la Red Principal se benefi cien por dicho pago adelantado;

Que, mediante Resolución OSINERG Nº 078-2004-OS/CD se aprobó el “Procedimiento de Cálculo de las Tarifas de Transporte y Distribución de Gas Natural por Ductos para el caso de la Red Principal de Camisea” (en adelante “Norma TRP”), el mismo que regula el procedimiento para defi nir el Pago Adelantado Total de la GRP así como la defi nición de la Tarifa Base y Tarifa Regulada aplicable a los usuarios de la Red Principal;

Que, la Norma TRP señala que la Tarifa Aplicable está sujeta al Factor de Descuento (FD) y que la misma se aplica hasta el límite de la Capacidad Garantizada, es decir, hasta los Ingresos Garantizados;

Que, mediante Resolución OSINERGMIN Nº 082-2010-OS/CD se aprobó la Norma: “Factor de Descuento Aplicable a las Tarifas de la Red Principal cuando el Ingreso por el Servicio supera el Ingreso Garantizado” (en adelante Norma FDA), la cual establece el procedimiento y criterios de aplicación del Factor de Descuento Aplicable, y Modifi can la Norma “Procedimiento de Cálculo de las Tarifas de Transporte y Distribución de Gas Natural por Ductos para el Caso de la Red Principal de Camisea”;

Que, el FDA no es una tarifa por el servicio de la Red Principal, sino un factor que tiene la misma naturaleza que el Factor de Descuento de la GRP, el cual, como se ha explicado anteriormente, resulta del Pago Adelantado de la GRP, estableciéndose que el FDA es aplicable cuando los Ingresos Estimados superan a los Ingresos Garantizados;

Que, de acuerdo a lo establecido en la Norma FDA, el valor del FDA tiene una vigencia de 12 meses y se aplica a partir del 01 de mayo de cada año, habiéndose establecido, consecuentemente, mediante Resolución OSINERGMIN Nº 080-2014-OS/CD, el valor del FDA para el periodo de mayo 2014 - abril 2015;

Que, en atención a lo establecido en el Decreto Supremo Nº 048-2008-EM y la Adenda al Contrato BOOT de Distribución, suscrita el 06 de mayo de 2010, el Estado Peruano y Cálidda, acordaron defi nir un nuevo esquema tarifario, basado en la aplicación de la Tarifa Única de Distribución, la cual unifi ca la Red Principal de Distribución con las Otras Redes, por lo que, considerando que el FDA se aplica únicamente a las Tarifas de la Red Principal, y teniendo en cuenta que en el caso de la empresa Cálidda, dicha Red Principal, para efectos tarifarios, ha dejado de existir, no corresponde calcular el FDA de dicha empresa;

Que, fi nalmente, con relación a lo expuesto en la presente resolución se han expedido, los Informes Nº 234-2015-GART y Nº 236-2015-GART de la División de Gas Natural y de la Asesoría Legal de la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria, respectivamente, que complementan la motivación que sustenta la decisión del OSINERGMIN, cumpliendo de esta manera con el requisito de validez de los actos administrativos a que se refi ere el Artículo 3º, Numeral 4 de la Ley Nº 27444, Ley del Procedimiento Administrativo General, y;

De conformidad con lo establecido en la Ley Nº 27332, Ley Marco de los Organismos Reguladores de la Inversión Privada en los Servicios Públicos, en el Reglamento General del OSINERGMIN, aprobado mediante Decreto Supremo Nº 054-2001-PCM, en la Ley Nº 27133 “Ley de Promoción del Desarrollo de la Industria del Gas Natural”, su Reglamento aprobado mediante Decreto Supremo Nº 040-99-EM, los respectivos Contratos de Concesión de TGP y Cálidda; así como en sus respectivas normas modifi catorias, complementarias y conexas;

Estando a lo acordado por el Consejo Directivo de OSINERGMIN en su Sesión Nº 011-2015;

El PeruanoMiércoles 29 de abril de 2015 551549SE RESUELVE:

Artículo 1º.- Establecer el valor del Factor de Descuento Aplicable (FDA), aplicable a la Tarifa por Red Principal de Transporte, para el periodo mayo 2015 – abril 2016, de acuerdo a lo siguiente:

Empresa FDATransportadora de Gas del Perú S.A. 0,94319

Artículo 2º.- La presente resolución será publicada en el Diario Ofi cial “El Peruano”, y deberá ser consignada, junto con los Informes Nº 234-2015-GART y Nº 236-2015-GART, en la página WEB del OSINERGMIN: www2.osinerg.gob.pe.



De acuerdo a lo establecido en la Norma: “Factor de Descuento Aplicable a las Tarifas de Red Principal cuando el Ingreso por el Servicio supera el Ingreso Garantizado”, el valor del Factor de Descuento Aplicable (FDA) tiene una vigencia de 12 meses y se aplica a partir del 01 de mayo de cada año.

La Norma citada en el párrafo que antecede, establece que el FDA representa un factor de descuento que se aplica a los usuarios de la Red Principal de Transporte y Distribución de gas natural, a consecuencia del Pago Adelantado Total de la GRP que se efectuó durante el periodo comprendido entre noviembre del 2002 hasta el 19 de agosto del 2004 y que no representa una tarifa, señalándose que el FDA es aplicable cuando los Ingresos Estimados superan a los Ingresos Garantizados.

De acuerdo a lo establecido en el Decreto Supremo Nº 048-2008-EM y la Adenda al Contrato BOOT de Distribución, suscrita el 06 de mayo de 2010, se estableció la Tarifa Única de Distribución, la cual unifi ca la Red Principal de Distribución con las Otras Redes, por lo que, considerando que el FDA se aplica únicamente a las Tarifas de la Red Principal, para el caso de la empresa Cálidda el FDA ya no resulta aplicable.

En ese sentido, considerando que mediante Resolución Nº 080-2014-OS/CD, se estableció el valor del FDA para el periodo mayo 2014 – abril 2015, resulta necesario establecer el nuevo valor del FDA para el periodo mayo 2015 – abril 2016 para la empresa TGP.

Para tales efectos, se considera los Ingresos Estimados del Mercado Nacional para el periodo marzo 2014 – febrero 2015 y el Ajuste del Monto Liquidado del periodo anterior, el cual es el resultado de la determinación de los montos realmente descontados a los usuarios de la Red Principal de Transporte de TGP durante el periodo marzo 2014 – febrero 2015.

RESOLUCIÓN DEL CONSEJO DIRECTIVOORGANISMO SUPERVISOR DE LA INVERSIÓN EN ENERGÍA Y MINERIA



VISTOS:

Los Informes Nº 276-2015-GART y Nº 274-2015-GART, elaborados por la División de Gas Natural y la Coordinación Legal de la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria del Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (Osinergmin).

CONSIDERANDO:

Que, mediante Decreto Supremo Nº 040-2008-EM, se aprobó el Texto Único Ordenado del Reglamento de Distribución de Gas Natural por Red de Ductos (en adelante “Reglamento de Distribución”), cuyo Artículo 112º dispone que como parte de los costos de operación y mantenimiento de la Distribución y Comercialización, se incluyan los costos de los consumidores Regulados con consumos menores o iguales a 300m3/mes referidos, entre otros, a la Promoción por la conexión de Consumidores residenciales;

Que, el Artículo 112a de la misma norma establece un Mecanismo de Promoción para la conexión de consumidores residenciales, el cual permite otorgar a los consumidores de determinados sectores vulnerables, descuentos en los costos de conexión al sistema de distribución de gas natural, de modo tal que reduzca, para estos consumidores, los costos de acceso al servicio. Los fondos necesarios para el funcionamiento del Mecanismo de Promoción se obtienen de la aplicación de una alícuota a la Tarifa Única de Distribución de gas natural vigente para cada categoría tarifaria;


Que, adicionalmente, el citado artículo estipula los lineamientos para su aplicación, señalando que es obligación del concesionario administrar una cuenta de promociones y efectuar liquidaciones respecto a los gastos realizados. Precisa además que la aplicación del Mecanismo de Promoción deberá incluir un procedimiento de monitoreo del balance de la promoción que considere los ajustes tarifarios y el periodo en que se deberán realizar los mismos para mantener el nivel de la cuenta con saldo positivo, permitiendo la incorporación o descuento del saldo del balance de la promoción en la siguiente regulación tarifaria;

Que, en concordancia con lo señalado, mediante Resolución Osinergmin Nº 086-2014-OS/CD (en adelante “Resolución 086”), se aprobó la Tarifa Única de Distribución de Gas Natural por Red de Ductos en Lima y Callao para el periodo 2014 – 2018, así como el respectivo Plan de Promoción aplicable. El Artículo 17º de dicha resolución estableció que la ejecución del Plan de Promoción será verifi cada trimestralmente por Osinergmin, a efectos de realizar su liquidación. Adicionalmente, señaló que la verifi cación trimestral de la ejecución del Plan de Promoción dará origen a un factor de ajuste en la Tarifa Única de Distribución, cuya aplicación se realizará de acuerdo con las disposiciones contenidas en el “Procedimiento de Reajuste de la Tarifa Única de Distribución de la Concesión de Distribución de Gas Natural por Red de Ductos en Lima y Callao”, aprobado mediante Resolución Osinergmin Nº 184-2012-OS/CD (en adelante “Procedimiento de Reajuste”);

Que, en tal sentido, corresponde a Osinergmin dar cumplimiento a la normativa señalada y, como resultado de la verifi cación trimestral de la ejecución del Plan de Promoción, publicar la resolución que aprueba el Saldo de la Cuenta de Promoción y el reajuste tarifario de la concesión de distribución de gas natural por red de ductos de Lima y Callao;

Que, la mencionada verifi cación se encuentra detallada en el Informe Técnico Nº 276-2015-GART, el cual considera las disposiciones contenidas en el “Procedimiento de Liquidación para el Cálculo del Factor de Ajuste por Aplicación del Mecanismo de Promoción para Conexiones Residenciales” (en adelante “Procedimiento de Liquidación”), aprobado mediante Resolución Osinergmin Nº 006-2015-OS/CD (en adelante “Resolución 006”), el cual establece la metodología y fórmulas aplicables para efectuar las liquidaciones del Mecanismo de Promoción, monitorear el balance de la promoción, determinar los gastos, ingresos y saldos del balance, tanto los ejecutados como proyectados; y aplicar, cuando corresponda, el Factor de Ajuste Tarifario respectivo, a fi n de garantizar que se cuente siempre con los fondos necesarios para el funcionamiento del Mecanismo de Promoción;

Que, adicionalmente, se precisa que si bien la evaluación del Saldo del Balance de la Promoción y el reajuste tarifario debe efectuarse trimestralmente, la Disposición Transitoria Única de la Resolución 006 que aprobó el Procedimiento de Liquidación, dispuso que la primera evaluación del balance del Mecanismo de Promoción del periodo tarifario 2014-2018, considerará el periodo comprendido desde la entrada en vigencia de la Resolución 086 hasta el 06 de febrero de 2015;

Que, de acuerdo a lo expuesto, resulta procedente determinar el Saldo de la cuenta de Promoción y el reajuste tarifario de la concesión de distribución de gas natural por red de ductos de Lima y Callao, correspondientes al periodo comprendido entre el 07 de mayo de 2014 al 06 de febrero de 2015. Debe precisarse que de conformidad con lo dispuesto en el Artículo 16º del Procedimiento DE Liquidación, los factores de ajuste que se aprueben, serán aplicables a partir del primer día del trimestre siguiente a aquel en el que se efectúa la liquidación, es decir, en el presente caso, a partir del 07 de mayo de 2015;

Que, se ha emitido el Informe Técnico Nº 276-2015-GART y el Informe Legal Nº 274-2015-GART, los cuales complementan la motivación de la decisión de Osinergmin, cumpliendo de esta manera con el requisito de validez de los actos administrativos a que se refi ere el numeral 4 del Artículo 3º, de la Ley Nº 27444, Ley del Procedimiento Administrativo General, y;

De conformidad con lo establecido en la Ley Nº 27332, Ley Marco de los Organismos Reguladores de la Inversión Privada en los Servicios Públicos; en el TUO del Reglamento de Distribución de Gas Natural por Red de Ductos, aprobado mediante Decreto Supremo Nº 040-2008-EM y sus modifi catorias; y en lo dispuesto en la Ley Nº 27444, Ley del Procedimiento Administrativo General, y sus normas modifi catorias y complementarias; así como en sus respectivas normas modifi catorias, complementarias y conexas, y;


SE RESUELVE:

Artículo 1º.- Determinar el Saldo de la Cuenta de Promoción de la concesión de distribución de gas natural por red de ductos de Lima y Callao, para el periodo comprendido entre el 07 de mayo de 2014 al 06 de febrero de 2015, en un monto ascendente a US$ 5 173 367, cuyo cálculo se encuentra detallado en el Informe Técnico Nº 276-2015-GART.

Artículo 2º.- Aprobar los factores de ajuste correspondientes al Reajuste Tarifario de la concesión de distribución de gas natural por red de ductos de Lima y Callao, cuyo cálculo se encuentra detallado en el Informe Técnico Nº 276-2015-GART, de acuerdo a lo siguiente:

• FA1: 0,3617

• FA2: 1,0000

• FAT: 0,8962

El PeruanoMiércoles 29 de abril de 2015 551551Artículo 3º.- Aprobar el valor de la alícuota aplicable a la Tarifa Única de Distribución de gas natural vigente a partir del 07 de mayo de 2015, en 6,56% de la tarifa media aplicable a cada categoría tarifaría. Los montos recaudados por la aplicación de la alícuota mencionada serán destinados a la cuenta de promociones a que se refi ere el literal d) del Artículo 112a del Reglamento de Distribución.

Artículo 4º.- Incorporar el Informe Técnico Nº 276-2015-GART y el Informe Legal Nº 274-2015-GART, como parte integrante de la presente resolución.

Artículo 5º.- La presente Resolución deberá ser publicada en el diario ofi cial El Peruano y consignada junto con sus respectivos Informes en la página Web de Osinergmin: www.osinergmin.gob.pe.


RESOLUCIÓN DEL CONSEJO DIRECTIVOORGANISMO SUPERVISOR DE LA INVERSIÓN EN ENERGÍA Y MINERIA


Lima, 27 de abril del 2015

VISTO:

Los Informes Nº 273-2015-GART y Nº 263-2015-GART, elaborados por la División de Gas Natural y la Coordinación Legal de la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria del Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (Osinergmin).

CONSIDERANDO:

Que, con la fi nalidad de acelerar la masifi cación del uso del gas natural en los sectores domiciliarios e industrial, se ha llevado a cabo la adjudicación de concesiones de distribución de gas natural en diversas regiones del norte y sur oeste del país, a través del proyecto: Masifi cación del uso de Gas Natural a Nivel Nacional cuyas tarifas iniciales han sido defi nidas en los respectivos contratos de concesión;

Que, según el literal f) del numeral 11.2 de la Cláusula 11 de los Contrato de Concesión del Sistema de Distribución de Gas Natural por Red de Ductos del Proyecto “Masifi cación del Uso de Gas Natural a Nivel Nacional”, los respectivos concesionarios solicitarán al Osinergmin, en el plazo previsto en dicho literal, el procedimiento de facturación aplicable;

Que, en cumplimiento del literal referido en el considerando anterior, la Concesionaria Gas Natural Fenosa Perú S.A, mediante Carta GG/2014-108 del 28 de octubre de 2014, solicitó al Osinergmin la aprobación del procedimiento de facturación aplicable a su concesión dentro de los plazos establecidos;

Que, el nuevo procedimiento debe contener los lineamientos necesarios para efectuar la facturación de los clientes de la concesión antes referida, y además, la información relativa al contenido del recibo a ser remitido a los clientes y los detalles del pliego tarifario a ser publicado por la Concesionaria;

Que, al amparo de lo dispuesto en el Artículo 14º del Reglamento aprobado mediante Decreto Supremo Nº 001-2009-JUS y en el Artículo 25º del Reglamento General de Osinergmin, aprobado con Decreto Supremo Nº 054-2001-PCM; mediante Resolución Osinergmin Nº 029-2015-OS/CD, se publicó el proyecto de resolución que aprueba la norma “Procedimiento de Facturación para las concesiones de distribución comprendidas en el proyecto: Masifi cación del uso de Gas Natural a Nivel Nacional”, estableciéndose en dicha Resolución un plazo de 15 días calendarios, dentro del cual se recibieron las opiniones y sugerencias de los siguientes interesados: Gas Natural Fenosa Perú y BA Energy Solutions;

Que, los comentarios y sugerencias presentados por los terceros interesados al proyecto de norma publicado, han sido analizados en el Informe Técnico Nº 273-2015-GART y en el Informe Legal Nº 263-2015-GART habiéndose acogido aquellos que contribuyen con el objetivo del proyecto de Procedimiento publicado;

Que, los informes mencionados en el considerando anterior, complementan la motivación que sustenta la decisión de Osinergmin, cumpliendo de esta manera con el requisito de validez de los actos administrativos a que se refi ere el numeral 4 del Artículo 3º, de la Ley Nº 27444, Ley del Procedimiento Administrativo General;

De conformidad con lo establecido en la Ley Nº 27332, Ley Marco de los Organismos Reguladores de la Inversión Privada en los Servicios Públicos; en la Ley Nº 27133, Ley de Promoción del Desarrollo de la Industria del Gas Natural, en el TUO del Reglamento de Distribución de Gas Natural por Red de Ductos, aprobado mediante Decreto Supremo Nº 040-2008-EM y sus modifi catorias; y en lo dispuesto en la Ley Nº 27444, Ley del Procedimiento Administrativo General, y sus normas modifi catorias y complementarias; así como en sus respectivas normas modifi catorias, complementarias y conexas, y;



SE RESUELVE:

Artículo 1º.- Aprobar la norma “Procedimiento de Facturación para las concesiones de distribución comprendidas en el proyecto: Masifi cación del uso de Gas Natural a Nivel Nacional”, la misma que como anexo forma parte integrante de la presente resolución.

Artículo 2º.- Incorporar el Informe Técnico Nº 273-2015-GART y el Informe Legal Nº 263-2015-GART, como parte integrante de la presente resolución.

Artículo 3º.- La presente Resolución y la Norma aprobada en el Artículo 1º precedente, entrarán en vigencia a partir del día siguiente de su publicación y deberán ser publicadas en el diario ofi cial El Peruano. Del mismo modo deberán ser consignadas, junto con sus respectivos Informes en la página Web de Osinergmin: www.osinergmin.gob.pe.


ANEXO

Procedimiento de Facturación para las concesiones de distribución comprendidas en el proyecto: Masifi cación del uso de Gas Natural a Nivel Nacional

Artículo 1º- OBJETO

El Procedimiento tiene por objetivo establecer los principios y criterios necesarios para determinar la facturación aplicable a los clientes de la Concesionaria. Asimismo, determina el contenido mínimo que deberá presentar el recibo que se proporcionará a los Consumidores y los pliegos tarifarios que deberán ser publicados mensualmente por la empresa.

Artículo 2º- ALCANCE

2.1 Los principios y criterios contenidos en la presente norma son de aplicación para las concesiones del Proyecto “Masifi cación del uso de Gas Natural a Nivel Nacional” en concordancia con lo establecido en los respectivos Contratos de Concesión.

2.2 Lo descrito en la presenta norma establece los principios y criterios para determinar la facturación aplicable a los clientes de la Concesionaria, así como el contenido mínimo que deberán presentar los recibos y los pliegos tarifarios respectivos.

2.3 Las disposiciones contenidas en el Contrato relacionadas con las condiciones de uso del gas natural provenientes del Contrato de Suministro de GNL o la fi jación de los precios contenidos en el literal f) del numeral 11.2 del Contrato, no forman parte de los alcances de la presente norma.

Artículo 3º- BASE LEGAL

Para efectos del presente procedimiento, se considera como base legal las normas que se indican a continuación y aquellas que las complementen, modifi quen o sustituyan:

3.1 Ley Nº 27332 - Ley Marco de los Organismos Reguladores de la Inversión Privada en los Servicios Públicos.

3.2 Decreto Supremo Nº 054-2001-PCM – Reglamento General del Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería – Osinergmin.

3.3 Texto Único Ordenado del Reglamento de Distribución de Gas Natural por Red de Ductos, aprobado por Decreto Supremo Nº 040-2008-EM (en adelante Reglamento).

3.4 Contrato de Concesión del Sistema de Distribución de Gas Natural por Red de Ductos del proyecto “Masifi cación del Uso de Gas Natural a Nivel Nacional” (en adelante Contrato).

Artículo 4º- GLOSARIO DE TÉRMINOS

Los términos expresados en mayúsculas tendrán los signifi cados previstos en el Contrato, el Reglamento y en las normas vigentes, salvo que se encuentren defi nidos en el presente Procedimiento, para lo cual se considerará las siguientes defi niciones:

4.1 Acometida: según lo establecido en la sección DEFINICIONES del Contrato.

4.2 Contrato: Contrato de Concesión del Sistema de Distribución de Gas Natural por Red de Ductos del Proyecto “Masifi cación del Uso de Gas Natural a Nivel Nacional”.

El PeruanoMiércoles 29 de abril de 2015 5515534.3 Contrato de Suministro de GNL: Es el Contrato de Suministro de GNL suscrito entre Repsol Comercializadora de

Gas Perú S.A. o quien lo sustituya y la Sociedad Concesionaria en la Fecha de Cierre.

4.4 Contrato del Precio del Gas Natural para las Regiones: Contrato suscrito entre PROINVERSIÓN y el consorcio Camisea de fecha 20 de febrero de 2007.

4.5 Consumidor: según lo establecido en el numeral 2.7 del Reglamento.

4.6 Corte y Reconexión: el Corte es la interrupción del suministro del gas natural al consumidor por causales establecidas en el Artículo 75º del Reglamento u otras causales establecidas en las aplicables, y en concordancia con la Resolución Osinergmin Nº 664-2008-OS/CD. La Reconexión es la reposición del suministro al efecto Corte realizado.

4.7 Derecho de Conexión: según lo establecido en el numeral 2.36 del Reglamento.

4.8 GART: Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria del Osinergmin.

4.9 Inspección, Supervisión y Habilitación: comprende las actividades relacionadas con la ejecución de las instalaciones internas de los clientes, para su posterior puesta en servicio.

4.10 MINEM: Ministerio de Energía y Minas.

4.11 Osinergmin: Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería.

4.12 Precio del Gas: Es el precio del gas natural licuefactado o comprimido procesado en una planta de licuefacción o compresión, respectivamente, o bien, el precio de gas en boca de pozo, si hubiera un sistema de transporte por ductos que vincule yacimientos con el Sistema de Distribución.

4.13 Transporte Virtual Alternativo: transporte de GNC o GNL cuya fuente de suministro no está ligada al Contrato de Suministro de GNL.

Cuando se haga referencia a un artículo sin mencionar la norma a la que pertenece, debe entenderse referido al presente Procedimiento.

Artículo 5º- GENERALIDADES

5.1 Osinergmin podrá solicitar a la Concesionaria información y documentación adicional, a fi n de constatar la aplicación correcta de la facturación.

5.2 Las Categorías Tarifarias y su rango de consumo consideradas en el presente procedimiento son las establecidas en el Contrato.

5.3 Los Cargos Tarifarios Complementarios serán los establecidos en el Contrato y las Leyes Aplicables, y pueden ser: el Derecho de Conexión, el Cargo por Tope Máximo de Acometida, los Cargos máximos por Corte y Reconexión, los Cargos por Inspección, Supervisión y Habilitación de la instalación interna para clientes con consumos mayores 300 Sm3/mes, entre otros

La fi jación y aplicación de los Cargos Tarifarios Complementarios se realizará según la reglamentación vigente y en concordancia con lo establecido en el Contrato.

5.4 El Tipo de Cambio (TC) a utilizarse como parte del presente Procedimiento, salvo en los casos que se indique lo contrario, será aquel defi nido por la Superintendencia de Banca, Seguros y AFP del Perú, cotización de Oferta y Demanda - Tipo de Cambio Promedio Ponderado o el que lo reemplace. Se utilizará el promedio para la venta de los 5 últimos valores publicados en el Diario Ofi cial “El Peruano” correspondientes al mes anterior a aquel en que se realice la facturación por el servicio de gas natural.

La actualización de los valores como consecuencia de la conversión a moneda nacional, será aplicable sólo si el TC empleado para la conversión varía en más de 3% respecto a la tasa empleada en la última actualización, o si transcurren más de cuatro (4) meses desde la última actualización.

a) Si ocurre el caso que mi ≤ mb +4 meses

Si: 3%i b

b

TC TCAbsTC

, entonces b iTC TC y mb = mi

b) Si ocurre el caso que mi > mb +4 meses

b iTC TC


Y, mb = mi

Donde:

mi: mes a evaluar el Tipo de Cambio

mb: mes que corresponde al Tipo de Cambio usado en la última actualización.

TCi: Tipo de Cambio del mes mi a evaluar

TCb: Tipo de Cambio del mes base

5.5 En los casos que los Consumidores requieran solicitar la contrastación del medidor, dicha evaluación estará sujeta a lo establecido en el artículo 73º del Reglamento.

5.6 En el caso de los Consumidores de la Categoría A, se evaluará la categoría asignada tomando en cuenta el promedio móvil del consumo de los últimos seis meses entre los que se incluirá el mes que se factura.

Artículo 6º- FACTURACIÓN DEL GAS NATURAL6.1 La Concesionaria debe trasladar a los Consumidores los precios que esta debe pagar a los proveedores según los

contratos respectivos sin agregar ningún margen. En el caso del gas natural suministrado en las instalaciones de Melchorita, no debe superar el precio máximo defi nido en el Contrato.

6.2 Los precios de suministro para los Consumidores Regulados, serán el promedio ponderado de los precios pactados entre la Concesionaria y sus proveedores. La ponderación debe realizarse en función de los volúmenes contratados. En tanto solo exista como único proveedor de gas natural aquel que proviene del Contrato de Suministro de GNL, el precio de suministro para los Consumidores Regulados será como máximo el establecido en dicho contrato.

6.3 Para el caso de los consumidores de la Categoría A, estos serán suministrados con la fuente más económica, independientemente de la fecha de solicitud o inicio del suministro.

6.4 El Precio del Gas que provenga del Contrato de Suministro de GNL y la actualización correspondiente, se regirá por lo señalado en el respectivo Contrato y la cláusula 13 del contrato de Contrato de Suministro de GNL.

6.5 La actualización del Precio de Gas para los productores diferentes al asociado al Contrato de Suministro de GNL será de acuerdo a lo que se establezca en su contrato respectivo.

6.6 Facturación del Gas Natural

6.6.1 La facturación del gas natural se hará de acuerdo a lo siguiente:

(Fórmula Nº 1)

(Fórmula Nº 2)

(Fórmula Nº 3)

(Fórmula Nº 4)

La fórmula 2 es aplicable en el caso de contratos de suministro de Gas Natural sin cláusulas de Tomar o Pagar, (en adelante Take or Pay).

La fórmula 3 es aplicable en lugar de la fórmula 3, en el caso de contratos de suministro de Gas Natural sin cláusulas Take or Pay.

Donde:

FG : Facturación por el Gas Natural Consumido expresado en Nuevos Soles.

PSG : Precio de Suministro Gas para los Consumidores, expresado en S/./GJ (Nuevos Soles por Giga Joule), aplicado a los clientes según lo establecido en los numerales 6.1 y 6.2 del presente Procedimiento. En caso de estar referido a Dólares Americanos se usará el tipo de cambio defi nido en el numeral 5.4 del presente Procedimiento.

EF : Energía Facturada (GJ/mes).

EC : Energía Consumida (GJ/mes).

Vf : Volumen del Gas Natural facturado al cliente, en metros cúbicos (m3), corregido a condiciones estándar de presión y temperatura (artículo 43º del Reglamento), calculado para el periodo correspondiente según lo defi nido en el contrato respectivo.


Vs : Volumen de Gas Natural consumido en el periodo facturado, en metros cúbicos (m3), corregido según las condiciones estándar de presión y temperatura señaladas en el artículo 43º del Reglamento.

Vr : Volumen de Gas Natural consumido en el periodo facturado, en metros cúbicos (m3), según las condiciones de presión y temperatura a las que se encuentre en el medidor.

Ks : Factor de corrección del volumen consumido, para expresarlo en condiciones estándar de presión y temperatura.

PCSGN : Poder Calorífi co Superior Promedio del Gas Natural correspondiente al periodo facturado, expresado en GJ por metro cúbico (m3), está referido a las condiciones estándar de presión y temperatura señaladas en el artículo 43º del Reglamento.”

6.6.2 En caso no existieran cláusulas Take or Pay, el volumen a facturar (Vf) será igual al volumen consumido (Vs), lo que signifi ca que EF es igual a EC, y el precio PSU será igual al precio de Gas Natural según lo establecido en el numeral 6.2 del presente procedimiento.

6.6.3 En el caso de contratos de suministro de gas natural suscritos entre el Productor y la Concesionaria donde existan cláusulas Take or Pay, el Precio del Gas Natural estará en función de lo especifi cado en dichas cláusulas, y de los procedimientos de recuperación del gas natural previamente pagado y no tomado.

6.6.4 Para los consumidores que tienen contrato de suministro directo con el productor de gas natural y que sean clientes del sistema de distribución por red de ductos, se aplicará lo establecido en su respectivo contrato de compra, por lo que la facturación del suministro de gas natural la efectuará directamente el Productor. En estos casos, la Concesionaria facturará los demás cargos que resulten aplicables a dichos Consumidores.

Artículo 7º- FACTURACIÓN DEL TRANSPORTE

7.1 Cuando sólo se utilice el Transporte Virtual regulado en el literal iii) de la sección f.2 del numeral 11.2 del Contrato, se trasladará a los consumidores la tarifa de transporte fi jada en el referido contrato. Dicho Transporte se defi ne como Flete de Transporte Virtual (FTV).

7.2 En caso del Transporte Virtual Alternativo, la tarifa a trasladar para evaluar la Tarifa Media de Transporte corresponderá a la que se fi je en los respectivos contratos, siendo el límite de dicha tarifa, el valor establecido en literal iii) de la sección f.2 del numeral 11.2 del Contrato para el Flete de Transporte Virtual (FTV).

7.3 En caso de existir más de un servicio de transporte asociado a más de una fuente de suministro de gas natural, ya sea por transporte virtual o transporte por ductos, la tarifa a ser trasladada a los consumidores deberá determinarse como el promedio ponderado de las tarifas asociadas a los servicios de transporte existentes (Tarifa Media de Transporte). El cálculo de la Tarifa Media de Transporte se determina de la siguiente manera:

11

1

1n

GNL i i i i j mi

j n

GNL i ii

EC FTV EF TTC EIC TTI I TDTMT

EC EF EIC

(Fórmula Nº 5)

Donde:

TMTj : Tarifa Media de Transporte en el mes j a facturar.

FTV : Flete de Transporte Virtual .

TTCi : Tarifa de Transporte por Capacidad del sistema de transporte asociado al Productor i.

TTIi : Tarifa de Transporte Interrumpible del sistema de transporte asociado al Productor i.

ECGNL : Energía Contratada asociada al Contrato de Suministro de GNL.

EFi : Energía Contratada por Capacidad asociada al Productor i.

EICi : Energía Contratada Interrumpible asociada al Productor i.

∆Ij-1 : Variación de los ingresos recaudados por transporte en el mes previo (j-1) a la facturación. Se determina como la diferencia entre los ingresos percibidos de los Consumidores por transporte y los pagos realizados a los transportistas en el mes previo (j-1) a la facturación.

TDm : Tasa de Descuento mensualizada, defi nida en el Reglamento

7.4 Para cada Cliente, la facturación por el servicio de transporte de gas natural será igual al producto de la Tarifa Media de Transporte, por el volumen consumido.


7.5 La fórmula que se usará para calcular la actualización del Flete de Transporte Virtual es la siguiente, donde el subíndice “cero” corresponden al índice base:

0 0FTV

IPM PPIFA a bIPM PPI

(Fórmula Nº 6)

Donde:

FAFTV : Factor de actualización del Flete de Transporte Virtual.

a : Coefi ciente de participación de la Operación y Mantenimiento en el Costo de Servicio.

b : Coefi ciente de participación de la Inversión en el Costo de Servicio.

IPM : Índice de precios al por mayor (INEI).

PPI : Índice de precios de bienes fi nales sin incluir alimentos y energía. (Series ID: WPSSOP3500).

7.5.1 Los valores base de la fórmula de actualización al 01.08.2013 son: IPMo = 100.41 y PPlo = 185.30.

7.5.2 Para el caso de la defi nición de PPI, el valor referido corresponde a los publicados por el Bureau of Labor Statistics de los EE.UU, en su página Web www.bls.gov. En caso de modifi cación o cambio de alguna serie, la Concesionaria solicitará al Osinergmin la respectiva modifi cación.

7.5.3 Los coefi cientes a y b de la fórmula de actualización, corresponderán a lo establecido en el Contrato para tal fi n.

7.5.4 La actualización será de aplicación al 1 de enero de cada año calendario.

7.6 La actualización de la tarifa de transporte, diferente a la asociada al Contrato de Suministro de GNL, será de acuerdo a lo que se establezca en su respectivo contrato.

Artículo 8º- FACTURACIÓN DE LA DISTRIBUCIÓN POR RED DE DUCTOS

8.1 Procedimiento de facturación de la distribución de gas natural

8.1.1 Las fórmulas para la facturación de la distribución de gas natural son las siguiente:

a) Categoría A:

FSD FMC FMD (Fórmula Nº 7)

FMC MCF MP (Fórmula Nº 8)

FMD MCV Vs (Fórmula Nº 9)

b) Categoría B:


FMC MCF (Fórmula Nº 11)

FMD MCV Vs (Fórmula Nº 12)

c) Categoría C y D:


*FMC MCC VMD (Fórmula Nº 14)

FMD MDV Vs (Fórmula Nº 15)

Vs Vr Ks (Fórmula Nº 16)

Donde:

FSD : Facturación por el uso de la red de Distribución.FMC : Facturación por el Margen de Comercialización.


FMD : Facturación por el Margen de Distribución.Vs : Volumen de Gas Natural consumido en el periodo facturado, en metros cúbicos (m3), corregido a

condiciones estándar de presión y temperatura (artículo 43º del Reglamento).Vr : Volumen de Gas Natural consumido en el periodo facturado, en metros cúbicos (m3), a condiciones

de presión y temperatura que se encuentre el medidor.Ks : Factor de corrección del volumen consumido, para expresarlo en condiciones estándar de presión y

temperaturaMCF : Margen de Comercialización Fijo (US$/cliente-mes).MP : Margen por Promoción (US$/cliente-mes).MCC : Margen de Comercialización por Capacidad (US$/(Sm3/día)-mes).VMD : Valor Mínimo Diario de venta expresado en (Sm3/día) determinado como el mayor valor entre:

i) El 50% de la capacidad reservada como Derecho de Conexión:

ii) El mínimo de la categoría asignada;

iii) La suma de los Vs en los últimos seis meses (incluido el facturado), dividido entre el número de días del periodo (6 meses).

MDV : Margen de Distribución Variable (US$/(mil Sm3).

8.2 Actualización de las tarifas de distribución de gas natural

8.2.1 La fórmula de actualización y sus correspondientes coefi cientes son los siguientes, donde el subíndice “cero” corresponden al índice base:

0 0 0 0D

IPE IAC IPM PPIFA a b c dIPE IAC IPM PPI

(Fórmula Nº 17)

Donde:

F1 : Factor de actualización del costo medio de Distribución.

a : Coefi ciente de participación de las redes de Polietileno sin incluir las obras civilesb : Coefi ciente de participación de las redes de Acero sin incluir las obras civiles.c : Coefi ciente de participación de Obras Civiles más Operación y Mantenimiento (obras civiles incluye

herramientas).d : Coefi ciente de participación de productos importados (no aplica al acero ni al polietileno).IPE : Índice de precios para Gomas y Productos Plásticos (Series ID: WPU07110224), este índice se

utilizará como el relevante para el reajuste del polietileno.IAC : Índice de precios de Ductos de Acero y Tuberías (Series ID: WPU101706)IPM : Índice de precios al por mayor (INEI).PPI : Índice de precios de bienes fi nales sin incluir alimentos y energía. (Series ID: WPSSOP3500)

8.2.2 Los valores base de las variables utilizadas en la fórmula de actualización al 01.08.2013 son: IPEo = 172.8, IACo = 252.4, IPMo = 100.4 y PPlo = 185.4.

8.2.3 La actualización de las tarifas de distribución se realizará el 1 de enero de cada año calendario.

8.3 Condiciones de aplicación del Margen por Promoción

8.3.1 El Margen por Promoción será de aplicación a aquellos Consumidores que hayan sido asignados inicialmente a la categoría A y que pertenezcan al Primer Plan de Conexiones.

8.3.2 Otras disposiciones particulares para la aplicación del Margen por Promoción son las siguientes:

a) En los casos que los Consumidores efectúen el adelanto por la totalidad o parte del Margen por Promoción, se les reducirá el número de cuotas pendientes a pagar por el concepto de Margen por Promoción. Culminado el pago de las cuotas pendientes, el Consumidor dejará de pagar el Margen por Promoción.

b) En los casos que los consumidores del Primer Plan de Conexiones que hayan sido asignados inicialmente a la Categoría A, se trasladen a una categoría distinta, les continuará aplicando el Margen por Promoción respectivo. Además, en el caso que estos Consumidores hayan efectuado pagos adelantados por el Margen por Promoción, se aplicará lo señalado en el literal a) precedente.

c) En los casos que los consumidores del Primer Plan de Conexiones que inicialmente fueron asignados a categorías distintas a la A se trasladen a esta última, no les será aplicable el Margen por Promoción

Artículo 9º- RECIBO DE CONSUMO Y PLIEGO TARIFARIO

9.1 Recibo de Consumo

9.1.1 Los cargos a ser facturados son los que se encuentran establecidos en el artículo 106º del Reglamento.


9.1.2 El Precio de Gas, la Tarifa Media de Transporte y el Margen de Distribución Variable deberán presentarse en Nuevos Soles por volumen (S/. / Sm3), indicando el poder calorífi co superior promedio del gas natural y la energía facturada por cliente. En el caso del Margen de Comercialización Fijo y Margen por Promoción deberán ser expresados en Nuevos Soles por cliente-mes (S/. / cliente-mes). Respecto al margen por capacidad, este deberá ser expresado en Nuevos Soles por Unidad de Capacidad Mensual [S/. / (Sm3-día)-mes].

9.1.3 El contenido mínimo y los criterios para el diseño del recibo deberá ser de acuerdo a lo señalado en el artículo 66º del Reglamento. Adicionalmente, el recibo deberá contener lo siguiente:

a) Código único: dicho código debe permitir la identifi cación del suministro de cada Consumidor, el mismo que estará asociado al predio que recibe el servicio de distribución de gas natural.

b) Gráfi co que indique la evolución del consumo de los últimos doce meses, indicando el promedio mensual en dicho periodo.

c) Fechas de emisión y vencimiento del recibo, la fecha de corte por pagos pendientes de ser el caso.d) Número de medidor.e) Lectura del mes anterior y la lectura del mes a facturar. Incluir, de ser el caso, el factor de corrección para la

lectura del medidor.f) Se debe indicar los lugares de pago, la dirección, teléfono y horario de los locales de atención al público, los

números de teléfono para la recepción de reclamaciones y emergencias, los requisitos y el procedimiento completo y claro que debe seguir el cliente para presentar una reclamación y para realizar su seguimiento incluyendo la segunda instancia.

9.2 Pliego Tarifario9.2.1 El contenido mínimo del pliego tarifario será de acuerdo a lo siguiente:

a) Deberá contener todas las categorías tarifarias y sus respectivos rangos de consumo.b) Para cada categoría se deberá indicar el Precio del Gas, Tarifa Media de Transporte y los Cargos por

Distribución, todos ellos debidamente actualizados.c) Los Cargos Tarifarios Complementarios a que hace referencia el numeral 5.3 del presente Procedimiento,

debidamente actualizados.d) Todos los cargos deberán ser expresados en Nuevos Soles.e) Deberá presentar el Tipo de Cambio utilizado para el Precio del Gas, para la Tarifa Media de Transporte y para

todo lo relacionado a la distribución.f) Los valores no deberán incluir el IGV y se deberá indicar tal situación.

9.2.2 Los lugares de publicación del pliego tarifario serán las ofi cinas de atención al público y en la página web de la Concesionaria.

9.2.3 El Pliego Tarifario deberá ser remitido a Osinergmin antes de su publicación, el cual deberá ser hasta un día hábil antes del inicio del periodo a facturar, entendiéndose que el periodo a facturar corresponde a un mes calendario. El mismo que entrará en vigencia al día siguiente de su publicación en la página web de la Concesionaria.

Artículo 10º- ENTREGA DE INFORMACIÓN

10.1 La Concesionaria remitirá a Osinergmin los contratos de Transporte Virtual Alternativo que celebre, así como sus respectivas adendas y/o modifi caciones.

10.2 La Concesionaria deberá remitir mensualmente las facturas por el Transporte Virtual Alternativo contratado.

Exposición de Motivos

Con la fi nalidad de acelerar la masifi cación del uso del gas natural en los sectores domiciliarios e industrial, se ha llevado a cabo la adjudicación de concesiones de distribución de gas natural en diversas regiones del norte y sur oeste del país, a través del proyecto: Masifi cación del uso de Gas Natural a Nivel Nacional cuyas tarifas iniciales han sido defi nidas en los respectivos contratos de concesión suscritos por El Estado Peruano.

Conforme a lo establecido en el literal f) del numeral 11.2 de la Cláusula 11 del Contrato de Concesión del Sistema de Distribución de Gas Natural por Red de Ductos del Proyecto “Masifi cación del Uso de Gas Natural a Nivel Nacional”, la Concesionaria solicita a Osinergmin la aprobación del procedimiento de facturación aplicable a su concesión.

El nuevo procedimiento debe contener los lineamientos necesarios para efectuar la facturación de los clientes de la concesión antes referida, y además, la información relativa al contenido del recibo a ser remitido a los clientes y los detalles del pliego tarifario a ser publicado por la Concesionaria.

En ese sentido se requiere la aprobación de la Norma “Procedimiento de Facturación para las concesiones de distribución comprendidas en el proyecto: Masifi cación del uso de Gas Natural a Nivel Nacional”, que introduzca los lineamientos antes descritos, previo cumplimiento de los requisitos de transparencia contenidos en las normas aplicables, como la publicación del proyecto normativo a efectos de recibir los comentarios de los interesados.

Por lo expuesto, el proyecto normativo, materia de la presente exposición de motivos, cumple con los objetivos indicados.

1230991-1

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