“Año de la consolidación del Mar de Grau Legal N...“Año de la consolidación del Mar de Grau” Informe Nº 236-2016-GRT Opinión legal sobre la procedencia de publicar la resolución

“Año de la consolidación del Mar de Grau”

Informe Nº 236-2016-GRT Opinión legal sobre la procedencia de publicar la resolución mediante la cual se fija

los Precios en Barra, correspondientes al período mayo 2016 – abril 2017 Para : Jaime Mendoza Gacon Gerente de Regulación en Generación y Transmisión Eléctrica Expediente : D. 632-2015-GRT Fecha : 08 de abril de 2016

Resumen El objetivo del presente Informe es analizar la procedencia de publicar la resolución, mediante la cual se fija los Precios en Barra para el periodo mayo 2016 – abril 2017, considerando la facultad de Osinergmin de fijar los Precios en Barra con una periodicidad anual, conforme a los artículos 45 al 57 del Decreto Ley Nº 28544, Ley de Concesiones Eléctricas, así como aprobar diversos cargos al Sistema Principal de Transmisión. De igual modo, el presente documento tiene como finalidad analizar los comentarios de índole jurídico formulados al proyecto tarifario publicado. Dentro del plazo establecido en el proyecto publicado mediante la Resolución N° 048-2016-OS/CD, se han recibido las opiniones de veinte interesados. En relación a los aspectos legales, de los comentarios puestos para el análisis se concluye: - Respecto de la eliminación del factor tipo de cambio de las fórmulas de actualización

de los precios en barra de potencia y energía. El “Procedimiento para la Determinación del Precio Básico de Potencia”, contempla en su artículo 10° la aplicación del factor tipo de cambio a la fórmula de actualización de los precios en barra de potencia. Siendo que el referido Procedimiento constituye una norma reglamentaria corresponde que Osinergmin en el ejercicio de su función reguladora mantenga, en este caso, el factor por tipo de cambio. Respecto de la actualización del precio de energía, no existe un desarrollo normativo que obligue al Regulador, a incluir un factor por tipo de cambio. La Ley de Concesiones en su artículo 46 establece la potestad a Osinergmin de fijar fórmulas de reajuste de las tarifas y el artículo 154 de su Reglamento señala una relación de factores que podrán ser considerados, mas no es una obligación invariable en el tiempo de que los factores que se han venido aplicando permanezcan inmutables. Es evidente que debe existir una justificación razonada y sustentada para que ello pueda ser viable, cuya naturaleza no es legal sino técnico económica. La aplicación periódica de un criterio en un acto administrativo con un periodo fijo de vigencia, no obsta a que la entidad administrativa pueda variarlo, en aquellos casos en

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que se considere que la interpretación anterior no fue la correcta, o que es contraria al interés general, siempre que motive sus razones conforme a la Ley N° 27444. Con relación a la posición de determinadas empresas de sobreponer el principio de seguridad jurídica por sobre la competencia de Osinergmin de modificar la posición adoptada en anteriores periodos regulatorios, debemos indicar que el Tribunal Constitucional sobre este particular ha indicado que el principio de seguridad jurídica no puede entenderse de manera estática, ni implica un impedimento para que quien legisla, pueda modificar sus criterios. En tal sentido, si en esta oportunidad Osinergmin ha identificado que la estructura tarifaria que se ha venido utilizando requiere modificaciones que se encuentran económicamente sustentadas en el informe que acompañará la publicación de la resolución, y que en la modificación de criterio si se recoge el efecto de variación cambiaria, no puede afirmarse que hay una contravención al principio de seguridad jurídica, toda vez que no se está desapareciendo ese efecto cambiario. En consecuencia, en relación a la indexación del factor por tipo de cambio dentro del factor IPM, para la actualización del precio de energía, desde el punto de vista legal la Administración puede adoptar criterios distintos a los anteriormente utilizados, siempre que los cambios se encuentren debidamente motivados, lo que no implica vulneración a la seguridad jurídica. El sustento del cambio de criterio, corresponde ser desarrollado en el informe económico respectivo.

- Con relación a la periodicidad para la aplicación de las fórmulas de actualización de los precios en barra de potencia y energía. El artículo 52 de la Ley de Concesiones Eléctricas establece que la aplicación de las fórmulas de reajuste de los componentes que conforman las tarifas en barra tiene una periodicidad mensual. En esa misma línea, el artículo 61 de la citada Ley, establece que Osinergmin fijará anualmente el Peaje por Conexión, el Peaje de Transmisión, sus valores unitarios y sus respectivas fórmulas de reajuste mensual. En tal sentido, por la aplicación inmediata del principio de legalidad, desarrollado ampliamente en la doctrina jurídica, corresponde acoger los comentarios y establecer que las fórmulas de reajuste, serán aplicadas con una periodicidad mensual.

- Respecto al remplazo del índice correspondiente a la serie WPSFD4131, en lugar del WPSSOP3500. Sobre el particular, los Contratos Ley de infraestructura de transmisión acotan expresamente la aplicación de una serie específica e identificada plenamente (WPSSOP3500) para los reajustes de los Costos de Inversión y Costos de Operación y Mantenimiento adjudicados en los procesos de licitación. Recientemente la entidad norteamericana Bureau Of Labor Statistics del US Department of Labor encargada de la publicación de la serie WPSSOP3500 ha informado que desde enero del año 2016, se descontinúa la publicación de la serie


“SOP3500”, debido a un cambio metodológico en el cálculo, conforme lo ha señalado el área técnica y es reconocido por las empresas en sus comentarios. Adicionalmente, se ha publicado una tabla de concordancia, que establece la serie WPSFD4131. Esa situación no prevista, debe ser resuelta por las mismas partes en una modificación contractual, no existe en el contrato la remisión a otra instancia competente que se encuentre facultada en reformar el contrato a través de sus publicaciones en una web, la cual no tiene una vocación de permanencia o acto vinculante en el contrato suscrito. En consecuencia, de acuerdo a la obligación legal de velar y dar estricto cumplimiento a las cláusulas y condiciones de los Contratos de Concesión, resulta incompatible con la función de Osinergmin una facultad irrestricta de adoptar un componente diferente al que se encuentra contenido expresamente en el contrato. Ante este tipo de situaciones, corresponde a las partes del Contrato, según el propio instrumento, realizar las modificaciones y aclaraciones respectivas, vía una adenda.

De otro lado, en cumplimiento de lo dispuesto en los contratos de concesión de los Sistemas Garantizados de Transmisión - SGT, en la Ley Nº 28832 y el "Procedimiento de Liquidación Anual de los Ingresos por el Servicio de Transmisión Eléctrica del Sistema Garantizado de Transmisión”, aprobado mediante Resolución OSINERGMIN N° 200-2010-OS/CD, corresponde aprobar la liquidación anual de los Ingresos por el Servicio de Transmisión Eléctrica de las instalaciones del SGT. Finalmente, en el presente Informe se concluye que, habiéndose cumplido las etapas y plazos previstos en el procedimiento para Fijación de Tarifas en Barra, conocido también como Fijación de Precios en Barra, del Anexo A.1 de la Norma “Procedimientos para Fijación de Precios Regulados”, aprobada por Resolución Nº 080-2012-OS/CD; corresponde publicar la resolución que fija las Tarifas en Barra para el periodo comprendido entre mayo 2016 y abril 2017. El proyecto de resolución ha sido elaborado por el área técnica en colaboración con esta Asesoría, habiendo incorporado los argumentos y fundamentos legales del informe.


Informe Nº 236-2016-GRT

Opinión legal sobre la procedencia de publicar la resolución mediante la cual se fija los Precios en Barra, correspondientes al período mayo 2016 – abril 2017

1) Antecedentes y marco legal aplicable

1.1 Función reguladora La función reguladora de Osinergmin se encuentra reconocida en el artículo 3° de la Ley N° 27332, Ley Marco de los Organismos Reguladores de la Inversión Privada en los Servicios Públicos. Dicha función, exclusiva del Consejo Directivo, comprende la facultad de fijar, mediante resoluciones, las tarifas de los servicios bajo su ámbito, bajo criterios y principios previstos en las legislaciones sectoriales. En ese sentido, conforme a lo previsto en el literal p) del artículo 52° del Reglamento General de Osinergmin, aprobado mediante Decreto Supremo N° 054-2001-PCM, corresponde a su Consejo Directivo, fijar, revisar y modificar las tarifas de venta de energía eléctrica, con estricta sujeción a los procedimientos establecidos por el Decreto Ley Nº 25844, Ley de Concesiones Eléctricas (“LCE”).

1.2 Fijación de los precios en barra

El artículo 43 literal d) de la LCE, dispone que se encuentran sujeto a regulación de precios, las ventas de energía de generadores a concesionarios de distribución destinadas al servicio público de electricidad; excepto, cuando se hayan efectuado licitaciones destinadas a atender dicho servicio, conforme a lo señalado en la Ley N° 28832, Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica (“Ley 28832”).

Asimismo, el artículo 46 de la LCE, establece que los Precios en Barra y sus respectivas fórmulas de ajuste, deben ser establecidas con periodicidad anual y entran en vigencia en el mes de mayo de cada año.

Por su parte, los artículos del 47 al 57 de la LCE y los artículos 123 al 131 de su Reglamento, aprobado mediante Decreto Supremo Nº 009-93-EM (“RLCE”), establecen los criterios que deben ser considerados en la fijación de los Precios en Barra. De otro lado, conforme dispone la Segunda Disposición Complementaria Final de la Ley N° 28832 y en concordancia con la Tercera Disposición Complementaria Transitoria de la misma Ley, corresponde a Osinergmin verificar que los Precios en Barra no difieran en más de diez por ciento (10%) del promedio ponderado de los precios de las Licitaciones.


De conformidad con lo establecido en el artículo 30 de la Ley N° 28832 y por el artículo 5° del Reglamento del Mecanismo de Compensación para Sistemas Aislados, aprobado mediante Decreto Supremo N° 069-2006-EM, Osinergmin deberá aplicar en cada regulación anual de los Precios en Barra dicho mecanismo de compensación.

De acuerdo a lo establecido por el artículo 107 de la LCE, el artículo 215° de su Reglamento y el literal t) del artículo 52° del Reglamento General de Osinergmin, aprobado mediante Decreto Supremo N° 054-2001-PCM, el Organismo Regulador deberá fijar, simultáneamente con los Precios en Barra, el precio promedio de la energía a nivel generación; así como, el valor del Costo de Racionamiento.

Interesa indicar que la resolución vigente que fijó los Precios en Barra fue la Resolución N° 067-2015-OS/CD, para el periodo mayo 2015 – abril 2016.

1.3 Peaje del Sistema Principal de Transmisión y Contrato REP

Igualmente, en cumplimiento de lo dispuesto en los artículos 136 y 137 del Reglamento de la LCE, corresponde a Osinergmin fijar el Ingreso Tarifario Esperado, el Peaje por Conexión y el Peaje por Conexión Unitario del Sistema Principal de Transmisión, así como sus respectivas fórmulas de reajuste. De acuerdo a lo establecido en el Anexo N° 7 del “Contrato de Concesión de los Sistemas de Transmisión Eléctrica Etecen - Etesur”, Osinergmin deberá establecer antes del 30 de abril de cada año, el valor actualizado de la Remuneración Anual (“RA”), para cada periodo anual comprendido entre el 01 de mayo y el 30 de abril del año siguiente. Como quiera que dicha RA influye en el cálculo del Peaje por Conexión, se requiere fijar su valor en la misma oportunidad en que se aprueben los Precios en Barra.

1.4 Cargo unitario por Generación Adicional

Mediante Decreto de Urgencia N° 037-2008, se dictaron medidas excepcionales a fin de cautelar el servicio público de electricidad, asegurar el suministro a la demanda de energía eléctrica y el abastecimiento oportuno de energía eléctrica al SEIN. El referido Decreto introdujo el concepto denominado “Compensación por Generación Adicional”, el cual consiste en esencia, en remunerar la energía generada por los empresas estatales para situaciones de restricción temporal declaradas por el Ministerio de Energía y Minas, y en la magnitud de capacidad adicional de generación calculada por dicho Ministerio para asegurar el abastecimiento oportuno. Conforme al artículo 5º del Decreto de Urgencia N° 037-2008, los costos totales, incluyendo los costos financieros en que incurra la empresa estatal por la generación adicional, serán cubiertos mediante un cargo adicional a


incluirse en el Peaje por Conexión al Sistema Principal de Transmisión (en el procedimiento de fijación de las tarifas en barra). El citado artículo 5 dispuso además que, para determinar el respectivo cargo adicional, se distribuirán los costos indicados anteriormente entre la suma ponderada de la energía por un factor de asignación igual a 1.0 para los Usuarios Regulados, 2.0 para los Usuarios Libres que no son Grandes Usuarios y 4.0 para los Grandes Usuarios1. De otro lado, mediante Decreto Supremo N° 031-2011-EM, se reglamentaron aspectos referidos a la recuperación de los costos en que incurran las empresas estatales que sean requeridas por el Ministerio de Energía y Minas, al amparo del Decreto de Urgencia N° 037-2008, para efectuar adquisiciones y contrataciones, incluyendo las importaciones que fueran necesarias. Sobre el particular, con Resolución N° 228-2012-OS/CD, se publicó el Procedimiento Compensación por Generación Adicional, vigente. Cabe precisar que, atendiendo que la vigencia del Decreto de Urgencia N° 037-2008, ha culminado el 31 de diciembre de 2013, Osinergmin reconoce a las empresas estatales los costos incurridos por brindar la generación adicional, por todas aquellas situaciones de emergencia que se produjeron durante la vigencia del referido Decreto de Urgencia, estableciéndose también el mecanismo de liquidación de los saldos pendientes a favor o en contra de estas empresas estatales, y atendiendo a los criterios que ha definido en la Resolución N° 094-2014-OS/CD.

1.5 Cargo Unitario por Costos Marginales y Retiros Sin Contrato Con Decreto de Urgencia Nº 049-2008, se dictaron medidas para asegurar la continuidad en la prestación del servicio eléctrico, a efectos de determinar los costos marginales en el mercado de corto plazo, administrado por el COES, unificando los diversos tratamientos emitidos hasta esa fecha sobre el mismo, tales como la Duodécima Disposición Complementaria Final de la Ley Nº 28832, el Decreto Legislativo Nº 1041 y los Decretos de Urgencia Nº 049-2008 y Nº 037-2008. Al respecto, en el artículo 1° del citado Decreto se estableció como criterio, que los costos marginales de corto plazo del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional, se determinarán considerando que no existe restricción de producción o transporte de gas natural ni de transmisión de electricidad, en el límite definido por el Ministerio de Energía y Minas. Asimismo, se indicó que la diferencia entre los costos variables de operación en que incurran las centrales que operan con costos variables superiores a los costos marginales determinados conforme al numeral 1.1 y dichos costos marginales, serán

1 Los esquemas similares a este mecanismo de emergencia, que constituyen parte del marco legal aplicable,

se encuentran, contenidos en el Decreto Supremo N° 044-2014-EM y en el artículo 5.3 del Reglamento aprobado con Decreto Supremo N° 011-2012-EM.


cubiertos mediante un cargo adicional en el Peaje por Conexión al Sistema Principal de Transmisión. De otro lado, en relación a los retiros sin contrato, el artículo 2° del Decreto de Urgencia N° 049-2008, establece que los costos variables adicionales con respecto a los Precios de Energía en Barra en que incurran las centrales para atender dichos retiros, serán incorporados en el Peaje por Conexión al Sistema Principal de Transmisión (en el procedimiento de fijación de las tarifas en barra). Mediante Resolución Nº 001-2009-OS/CD se aprobó la Norma "Procedimiento para Compensación de los Costos Variables Adicionales y de los Retiros Sin Contrato”.

Interesa mencionar que de conformidad con la Décima Disposición Complementaria Final de la Ley 30115, publicada el 02 de diciembre de 2013, se prorroga la vigencia del Decreto Urgencia hasta el 31 de diciembre de 2016.

1.6 Cargo por Compensación por Seguridad de Suministro Mediante Decreto Legislativo N° 1041, se estableció en su artículo 6 que:

“Osinergmin regulará el pago de una compensación adicional para los generadores eléctricos que operen con gas natural y que tengan equipos o instalaciones que permitan la operación alternativa de su central con otro combustible. Dicha compensación se denominará compensación por seguridad de suministro. Osinergmin, al fijar la Tarifa en Barra, considerará como mínimo la recuperación de las inversiones en centrales térmicas de alto rendimiento.”

Por otra parte, mediante el artículo 1 del Decreto Supremo N° 001-2010-EM, se determinaron los criterios a considerar para la remuneración de la seguridad de suministro por Centrales de Reserva Fría (RF) Licitadas por ProInversión, conforme a lo siguiente

“1.1 Las centrales eléctricas que presten servicio de reserva fría, que se otorguen en concesión como resultado de procesos de licitación conducidos por ProInversión, se remuneran por medio de la compensación adicional por seguridad de suministro a que se refiere el artículo 6 del Decreto Legislativo Nº 1041.

1.2 Los costos de inversión, operación y mantenimiento que resulten de las licitaciones referidas en el numeral anterior, deberán considerarse por Osinergmin como parte de la compensación adicional a que se refiere el artículo 6 del Decreto Legislativo Nº 1041. ...”


El artículo 2 de la Resolución Ministerial N° 111-2010-MEM/DM, establece:

“Artículo 2.- Remuneración y Despacho, y Costo Marginal Para el cumplimiento de lo establecido en el numeral 1.1 del artículo 1 del Decreto Supremo Nº 001-2010-EM, el respectivo cargo para la remuneración de la reserva fría es incluido en el Peaje por Conexión del Sistema Principal de Transmisión. …”

En ese orden mediante Resolución Nº 651-2008-OS/CD, modificada mediante Resolución N° 152-2012-OS/CD, se aprobó la Norma " Procedimiento “Compensación Adicional por Seguridad de Suministro”. Dicha norma dispone en sus artículos 6° y 7° la determinación de los Cargos Unitarios de Compensación para unidades duales No Reserva Fría y plantas Reserva Fría, respectivamente.

1.7 Cargo Unitario por FISE Mediante Ley N° 29852, se crea, entre otros, el Fondo de Inclusión Social Energético (FISE) como un sistema de compensación energética, que permite brindar seguridad al sistema, así como de un esquema de compensación social y de servicio universal para los sectores más vulnerables de la población. Dicha Ley fue reglamentada mediante Decreto Supremo N° 021-2012-EM. De acuerdo a lo previsto en el numeral 4.3 del artículo 4° de la Ley N° 29852, modificado mediante Ley N° 29969, se define el recargo equivalente a US$ 0,055 por MPC (Miles de Pies Cúbicos) en la facturación mensual de los cargos tarifarios de los usuarios del servicio de transporte de gas natural por ductos, definidos como tales en el Reglamento de Transporte de Hidrocarburos por Ductos, aprobado por Decreto Supremo 081-2007-EM. El recargo pagado por los generadores eléctricos es compensado mediante un cargo a ser incluido en el peaje del sistema principal de transmisión eléctrica, y es administrado y regulado por Osinergmin según lo que dispone el reglamento

Ello origina que el recargo pagado por los generadores eléctricos ya no sea trasladado a los precios en generación, sino que sea compensado mediante un cargo a ser incluido en el peaje del sistema principal de transmisión eléctrica (en el procedimiento de fijación de las tarifas en barra). Vale indicar que mediante Resolución N° 151-2013-OS/CD, se aprobó la Norma “Procedimiento de cálculo y liquidación de la compensación a generadores eléctricos por aplicación del recargo FISE en el servicio de transporte de gas natural por ductos.


1.8 Cargo por Prima RER El Decreto Legislativo Nº 1002 tiene por finalidad promover el aprovechamiento de los Recursos Energéticos Renovables (“RER”) para mejorar la calidad de vida de la población y proteger el medio ambiente, mediante la promoción de la inversión en la producción de electricidad. El Reglamento vigente del Decreto Legislativo N° 1002, fue aprobado con Decreto Supremo N° 012-2011-EM. El artículo 5 del Decreto Legislativo Nº 1002 dispone que para vender, total o parcialmente, la producción de energía eléctrica, los titulares de las instalaciones a los que resulte de aplicación el Decreto Legislativo deberán colocar su energía en el Mercado de Corto Plazo, al precio que resulte en dicho mercado, complementado con la prima fijada por Osinergmin en caso que el costo marginal resulte menor que la tarifa determinada por el Osinergmin. Para la fijación de la tarifa y la prima indicadas, el Regulador efectuará los cálculos correspondientes considerando la clasificación de las instalaciones por categorías y grupos según las características de las distintas RER. La tarifa y la prima se determinan de tal manera que garanticen una rentabilidad no menor a la establecida en el artículo 79 del Decreto Ley Nº 25844, Ley de Concesiones Eléctricas.

Mediante Resolución N° 001-2010-OS/CD, se aprobó la norma “Procedimiento de cálculo de la Prima para la Generación de Electricidad con Recursos Energéticos Renovables”, la misma que comprende la metodología de los Cargos por Prima, que deben ser publicados en la resolución que apruebe los Precios en Barra.

1.9 Cargo por Afianzamiento de la Seguridad Energética Mediante Ley 29970, Ley que afianza la seguridad energética y promueve el desarrollo de polo petroquímico en el sur del país (“Ley LASE”), se estableció medidas orientadas a la diversificación de fuentes energéticas, la reducción de la dependencia externa y la confiabilidad de la cadena de suministro de energía. El artículo 2° de la Ley LASE, señala que las empresas encargadas de implementar los proyectos de suministro de gas natural y líquidos de gas natural para el afianzamiento de la seguridad energética, pueden ser beneficiarias del Mecanismo de Ingresos Garantizados, conforme a lo previsto en la Ley 27133, Ley de Promoción del Desarrollo de la Industria del Gas Natural. Mediante Decreto Supremo N° 005-2014-EM, se aprobó el Reglamento de la Ley LASE (“Reglamento LASE”) en lo referido al Sistema Integrado (SI) de Transporte de Hidrocarburos, el cual comprende el Sistema de Seguridad de


Transporte de Gas Natural (STG), el Sistema de Seguridad de Transporte de Líquidos (STL) y el Gasoducto Sur Peruano (GSP), los cuales, señala, cuentan con el Mecanismo de Ingresos Garantizados, en concordancia con lo establecido en los numerales 3.2 y 4.2 de la Ley LASE, respectivamente. El referido Reglamento LASE estableció el Cargo por Afianzamiento de la Seguridad Energética (CASESI), que es el cargo adicional al peaje unitario por conexión al sistema principal de transmisión, para cubrir los Ingresos Garantizados del respectivo Contrato. El artículo 10 del Reglamento LASE, señala que las tarifas por el Servicio de Seguridad del STG a cargo de los generadores eléctricos (GE) que atienden el mercado nacional serán compensadas por el CASEGE, según los procedimientos aprobados por Osinergmin. Por su parte, los artículos 11°, 13° y 16° del Reglamento LASE, regulan la remuneración de los Ingresos Garantizados Anuales y las respectivas tarifas, disponiendo en cada caso, que los procedimientos necesarios para su aplicación, deberán ser aprobador por Osinergmin. Mediante Decreto Supremo N° 014-2014-EM, se dictaron disposiciones con el objeto de regular el procedimiento para la recaudación de los cargos tarifarios aplicables a los proyectos que se ejecuten en el marco del Reglamento LASE. Cabe precisar que la cláusula 14.6 del Contrato de Concesión “Mejoras a la Seguridad Energética del País y Desarrollo del Gasoducto Sur Peruano”, establece que los Adelantos de los Ingresos Garantizados, se realizará conforme a lo previsto en la Ley N° 29970, debiendo ser recaudados, a partir del 2015, a través del CASE, SISE y tarifas reguladas de gas. Esta recaudación no será entregada al Concesionario en la etapa preoperativa. En virtud de ello, mediante Resolución N° 148-2014-OS/CD, se aprobó la norma “Procedimiento para Aplicación del Mecanismo de Ingresos Garantizados del Sistema Integrado de Transporte de Hidrocarburos - Ductos de Seguridad y Gasoducto Sur Peruano”, la misma que comprende la metodología para calcular el valor del CASE, valor que debe ser publicado en la resolución que apruebe los Precios en Barra. Complementariamente, mediante Resolución N° 140-2015-OS/CD se aprobó la Norma “Procedimiento de Cálculo de Tarifas y Cargos Tarifarios del Sistema Integrado de Transporte de Hidrocarburos – Ductos de Seguridad y Gasoducto Sur Peruano”, en cuyo artículo 22° se establece que dicha compensación se hará mediante el cargo denominado CASEGE, cuya recaudación por este concepto será transferido directamente por los agentes recaudadores a los generadores eléctricos beneficiarios, de acuerdo a lo que disponga el COES.


1.10 Cargo de Confiabilidad de la Cadena de Suministro de Energía El Decreto Supremo N° 044-2014-EM (“DS 044-2014”), al amparo de la Ley N° 29970, implementó medidas que brindan confiabilidad a la cadena de suministro de energía ante situaciones temporales de falta de capacidad de producción o de transmisión, para asegurar así el abastecimiento oportuno de energía en el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) y los Sistemas Aislados. El DS 044-2014-EM, establece que ante situaciones de emergencia eléctrica o graves deficiencias del servicio eléctrico declaradas por el MINEM, esta entidad establecerá la empresa pública que se encargará de prestar el servicio temporal de capacidad adicional de generación y/o transporte para asegurar el abastecimiento oportuno del suministro de energía eléctrica en el SEIN. Agrega el artículo 3° del DS 044-2014-EM que los costos totales en los que incurran las empresas estatales por el referido servicio, serán cubiertos mediante el cargo de confiabilidad de la cadena de suministro, y serán reconocidos en la correspondiente regulación, en la que se determinará el cargo y sus condiciones de aplicación. Por su parte, el artículo 5° del Decreto Supremo Nº 044-2014-EM establece que Osinergmin establecerá las disposiciones necesarias para la aplicación de lo referido en el Decreto Supremo, debiendo establecer la oportunidad de la incorporación de la correspondiente tarifa. En cumplimiento de la disposición normativa citada, mediante Resolución N° 140-2015-OS/CD, Osinergmin aprobó la Norma “Compensación por Cargo de Confiabilidad de la Cadena de Suministro de Energía”, en la cual se define la metodología de cálculo del referido cargo, valor que debe ser publicado en la resolución que apruebe los Precios en Barra.

1.11 Cargo por Capacidad de Generación Eléctrica El Decreto Supremo N° 038-2013-EM, aprobó el Reglamento que Incentiva al Incremento de la Capacidad de Generación Eléctrica (“Reglamento Capacidad”), al amparo de la Ley N° 29970, el cual tiene por objeto aprobar las disposiciones necesarias que incentivan el incremento de la Capacidad de Generación Termoeléctrica, mediante subastas a través de las cuales se busca obtener nueva capacidad de la producción respecto a la demanda (margen de reserva), así como la desconcentración geográfica de la producción de energía en el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional, conforme a los objetivos contemplados en la Ley N° 29970. Para estos efectos el citado Reglamento, dispone que: i) se realizaran subasta para nueva capacidad de generación; ii) estas subastas serán convocadas y conducidas por ProInversión; iii) como resultado de estas subasta los adjudicatarios suscribirán un contrato de capacidad con el Ministerio de


Energía y Minas por un plazo máximo de 20 años; y iv) la remuneración garantizadas de estos adjudicatarios será pagada como la suma de: a) el ingreso de potencia que establece el artículo 47° de la Ley de concesiones Eléctricas y b) los ingresos provenientes del Cargo por Capacidad de Generación Eléctrica que serán incorporado en el peajes unitario por conexión del Sistema Principal de Transmisión. En el marco de esta disposición reglamentaria, se llevó a cabo el concurso público internacional para promover la Inversión Privada en el Proyecto: “Nodo Energético en el Sur del Perú” conducido por ProInversión, en el cual se adjudicaron las Plantas N° 1 – Región Arequipa (Islay) y Planta N° 2 – Región Moquegua (Ilo), a través de Contratos de Compromiso de Inversión “Nodo Energético en el Sur del Perú” (“Contratos”). Estos contratos fueron suscritos con fecha 20 de enero de 2014, con las empresas Samay I S.A. (Kallpa), y Enersur S.A. Sobre el particular, de acuerdo con el cronograma de los Contratos de Inversión suscritos, se tiene previsto para el presente periodo regulatorio la puesta en operación comercial de la Planta N° 1 a cargo de Samay I (CT Puerto Bravo), por lo que corresponderá establecer el Cargo Unitario por Capacidad de Generación Eléctrica que debe percibir. Debemos precisar que, mediante Resolución N° 039-2016-OS/CD, publicada el 03 de marzo de 2016, se publicó el proyecto de resolución que aprueba el Procedimiento “Cargo por Capacidad de Generación Eléctrica”, el cual, se encontrará publicado y vigente, para la aplicación de la resolución que fije los Precios en Barra y los respectivos cargos adicionales, que incluye el cargo por capacidad.

1.12 Mediante la Resolución N° 048-2016-OS/CD (“Resolución 048”) se dispuso la publicación del proyecto de resolución tarifaria, que incluye la fijación de las tarifas en barra, para el periodo mayo 2016 – abril 2017, en el diario oficial El Peruano y en la página web de Osinergmin, con la finalidad de que los interesados pudieran formular sus comentarios.

1.13 La Resolución 048 estableció un plazo de ocho (08) días hábiles a los

interesados para que formulen sus comentarios y sugerencias, plazo que venció a las 18:00 horas del 23 de marzo de 2016.

2) Opiniones y sugerencias recibidas al Proyecto de Resolución Dentro del plazo otorgado, cuyo vencimiento se produjo el 23 de marzo de 2015, se recibieron las opiniones y sugerencias de los siguientes interesados:

- Eteselva S.R.L., con carta C-ETS-010-2016 recibida el 22 de marzo de 2016. - Empresa de Generación Eléctrica San Gabán S.A., con carta EGESG N° 083-

2016-GG recibida el 23 de marzo de 2016.


- Gasoducto Sur Peruano S.A., con carta 003-2016-GSP-OSINERGMIN-RIR recibida el 23 de marzo de 2016.

- Fenix Power S.A., con carta FX.154.16 recibida el 23 de marzo de 2016. - Luz del Sur S.A.A., con carta LE-09/2016 recibida el 23 de marzo de 2016. - Edelnor S.A.A., con carta GRyRI-051-2016 recibida el 23 de marzo de 2016. - Red Eléctrica del Sur S.A., mediante carta RDS-109/2016 recibida el 23 de

marzo de 2016. - Tesur S.A., con carta TDS-052/2016 recibida el 23 de marzo de 2016. - Tesur 2 S.A., con carta TDS2-105/2016 recibida el 23 de marzo de 2016. - Kallpa Generación S.A., con carta KG-0164/16 recibida el 23 de marzo de

2016. - Statkraft Perú S.A., con carta SKP/GC-408-2016 recibida el 23 de marzo de

2016. - Electro Ucayali S.A. con carta EGESG N° 663-2016-GG recibida el 23 de

marzo de 2016. - Sociedad Nacional de Minería Petróleo y Energía, mediante correo electrónico

de fecha 23 de marzo de 2016 a las 17:02 horas. - Empresa Electricidad del Perú S.A, mediante correo electrónico de fecha 23 de

marzo de 2016 a las 17:09 horas. - Red de Energía del Perú S.A., mediante correo electrónico de fecha 23 de

marzo de 2016 a las 17:22 horas. - Consorcio Transmantaro S.A., mediante correo electrónico de fecha 23 de

marzo de 2016 a las 17:22 horas. - Duke Energy Egenor S. en C. por A., mediante correo electrónico de fecha 23

de marzo de 2016 a las 17:24 horas. - Termochilca S.A., mediante correo electrónico de fecha 23 de marzo de 2016 a

las 17:30 horas. - Subcomité de Generadores del COES, mediante correo electrónico de fecha

23 de marzo de 2016 a las 17:35 horas. - Engie Energía Perú S.A. (antes Enersur S.A.), mediante correo electrónico de

fecha 23 de marzo de 2016 a las 17:49 horas.

3) Análisis de las opiniones y sugerencias, vinculados a temas de índole legal

En el presente informe, abordaremos los argumentos legales presentados, conforme ha sido solicitado por el área técnica en concordancia con lo previsto en el artículo 172.2 de la Ley N° 27444, y se planteará el análisis a los respectivos comentarios, por tanto, le corresponderá desarrollar los alcances técnicos de los comentarios a la referida División de Generación de Transmisión Eléctrica.

3.1. Eliminación del factor tipo de cambio de las fórmulas de actualización de los precios en barra de potencia y energía El Subcomité de Generadores del COES, Fénix Power, Luz del Sur, Edelnor, Kallpa, Statkraft, SNMPE, Duke Energy, Electroperu, Engie y Termochilca, cuestionan la exclusión del factor por tipo de cambio, de las fórmulas para la actualización del precio de potencia de punta a nivel generación (PPM), precio de


energía a nivel generación en las barras de referencia de generación (PEMP y PEMF). En tal sentido, solicitan mantener el índice tipo de cambio en las fórmulas de actualización. El Subcomité de Generados del COES, Statkraft, la SNMPE y Termochilca indican que la eliminación del factor variación por tipo de cambio, de la fórmula para la actualización del precio de potencia de punta a nivel generación contraviene el “Procedimiento para la Determinación del Precio Básico de Potencia” aprobado por Resolución N° 260-2004-OS/CD. Por su parte, Kallpa, Statkfraft y la SNMPE señalan que la propuesta genera un grave perjuicio patrimonial para las empresas de generación y crea inestabilidad para futuras inversiones en el sector. Ello, en tanto que no se les permitiría a los generadores recuperar en su totalidad los costos en moneda extranjera en los que se incurren para la construcción y operación de las centrales de generación eléctrica, ni los costos variables de producción. Agregan las citadas empresas que, Osinergmin excede lo previsto en la Ley 28832, ya que no reduce su intervención administrativa en el marco de la determinación de precios de generación mediante soluciones de mercado. Tanto Kallpa, Enersur y la SNMPE sostienen que el cambio regulatorio propuesto, en base a criterios ajenos al sustento técnico y económico, trae como consecuencia una grave perjuicio a la seguridad jurídica y predictibilidad. En concreto, la SNMPE agrega que un cambio regulatorio de esa naturaleza, sin que además haya sido pre publicado y discutido con los agentes, trae como consecuencia una violación de los principio de protección a la confianza legítima, predictibilidad y seguridad jurídica. Análisis El numeral 1.1 del Artículo IV de la Ley N° 27444 señala lo siguiente:

“Artículo IV.- Principios del procedimiento administrativo 1. El procedimiento administrativo se sustenta fundamentalmente en los siguientes principios, sin perjuicio de la vigencia de otros principios generales del Derecho Administrativo: 1.1. Principio de legalidad.- Las autoridades administrativas deben actuar con respeto a la Constitución, la ley y al derecho, dentro de las facultades que le estén atribuidas y de acuerdo con los fines para los que les fueron conferidas. (…)”

Por su parte, el artículo 5° de la Ley N° 27444 establece lo siguiente:

“Artículo 5.- Objeto o contenido del acto administrativo 5.1 El objeto o contenido del acto administrativo es aquello que decide, declara o certifica la autoridad. (…)


5.3 No podrá contravenir en el caso concreto disposiciones constitucionales, legales, mandatos judiciales firmes; ni podrá infringir normas administrativas de carácter general provenientes de autoridad de igual, inferior o superior jerarquía, e incluso de la misma autoridad que dicte el acto”

En relación a la actualización del precio de potencia, el “Procedimiento para la Determinación del Precio Básico de Potencia” aprobado por Resolución N° 260-2004-OS/CD, constituye una norma reglamentaria expedida por el Consejo Directivo de Osinergmin en el ejercicio de sus función normativa, por ello su fuerza normativa vigente, en tanto no ha sido modificada, vincula tanto a los Agentes como al propio Regulador, en el ejercicio de su función reguladora de tarifas. Sobre la base de lo expuesto, toda vez que el artículo 10 del citado Procedimiento, considera el factor por tipo de cambio en las fórmulas para la actualización del precio de potencia de punta a nivel generación (PPM) de forma independiente, cuya motivación podría haberse visto justificada puesto que dicho precio, en esencia, busca la remuneración de infraestructura. En consecuencia, corresponde acoger en este extremo el comentario propuesto, de mantener en la actualización del precio por potencia, el factor por tipo de cambio. De otro lado, en el caso de la actualización del precio de energía, precio que busca la remuneración de los costos variables, no existe un desarrollo normativo que obligue al Regulador, a incluir un factor por tipo de cambio. La Ley de Concesiones en su artículo 46 establece la potestad a Osinergmin de fijar fórmulas de reajuste de las tarifas y el artículo 154 de su Reglamento señala una relación de factores que podrán ser considerados, mas no es una obligación invariable en el tiempo de que los factores que se han venido aplicando permanezcan inmutables. Es evidente que debe existir una justificación razonada y sustentada para que ello pueda ser viable, cuya naturaleza no es legal sino técnico económica. Cabe precisar que las resoluciones tarifarias que reconocían la aplicación del factor variación por tipo de cambio en las fórmulas para la actualización del precio de la energía en los diferentes periodos regulatorios, constituían actos administrativos tarifarios, cuyos efectos se agotaban al término de cada periodo regulatorio, por ello, su necesidad de volver a establecerlos cada año. En tal sentido, siendo que los actos administrativos de fijación de precios en barra de periodos regulatorios anteriores no innovan el orden jurídico y carecen de fuerza normativa (y aún las normas no son permanentes, y puede ser cambiadas con la debida motivación), Osinergmin tiene la facultad de evaluar en esta oportunidad, la necesidad de que se incluya o no el factor de actualización variación por tipo de cambio, sobre la base de la competencia que le otorga el citado artículo 46 de la Ley de Concesiones Eléctricas.


Por otra parte, la aplicación periódica de un criterio, no obsta a que la entidad administrativa pueda variarlo, siempre que motive adecuadamente las razones que generar el cambio. Al respecto, la Ley N° 27444, Ley del Procedimiento Administrativo General, faculta a la Administración a modificar los criterios al amparo de su numeral 2 del Artículo VI del Título Preliminar2, en el cual, se prevé que los criterios interpretativos establecidos por las entidades podrán ser modificados si se considera que no es correcta la interpretación anterior o es contraria al interés general, claro está que con la debida motivación:

“la posibilidad de apartarse tiene su fundamento en la atendible necesidad de permitir a una dinámica Administración Publica, actualizar sus criterios (según la oportunidad y experiencia) si se considera que la interpretación del precedente no es la correcta, así como adecuar sus decisiones a las fluctuantes necesidades del interés general, pero se le exige, a cambio un esfuerzo de razonabilidad que debe plasmarse en la motivación del acto”3.

En ese contexto, ante la pregunta concreta de si la administración puede variar su criterio, el mismo autor señala “la respuesta es afirmativa, pero de manera reglada”. Al efecto, la autoridad parte reconociendo la existencia del criterio pero se le separa consciente y motivadamente, bajo cualquiera de las dos únicas argumentaciones válidas:

“1. La incorrección de la interpretación anterior (...) 2. La inadecuación de la interpretación precedente al interés general En ambos casos se hará el cambio del precedente de modo motivado, comprendiendo tanto las bondades de la nueva interpretación como (...) las razones por la cual se supera el precedente existente. Los precedentes administrativos no obligan a la Administración a confirmar su voluntad de idéntica manera cuando existan razones fundadas para expedirse en un sentido diferente. En tal caso, su obligación se refiere a la motivación suficiente de las razones que justifiquen objetivamente el apartamiento”4

2 “Artículo VI.- Precedentes administrativos

… 2. Los criterios interpretativos establecidos por las entidades, podrán ser modificados si se considera que no es correcta la interpretación anterior o es contraria al interés general. La nueva interpretación no podrá aplicarse a situaciones anteriores, salvo que fuere más favorable a los administrados. …” 3 (MORON URBINA, Juan Carlos; “Comentarios. Nueva Ley del Procedimiento Administrativo General”;

Gaceta Jurídica, Lima, 2001, página 96) 4 Morón Urbina, Juan Carlos "Comentarios a la Ley del Procedimiento Administrativo General" Tercera Edición

Revisada Actualizada. Gaceta Jurídica 2004, páginas 99 y 100.


De lo señalado nos queda claro que si bien se debe cautelar el respeto por la seguridad jurídica, por la predictibilidad administrativa y buena fe con la que actúan los administrados; también lo es que existe la autorización legal de permitir que la entidad administrativa varíe los criterios anteriormente utilizados por otros distintos, en aquellos casos en que se considere que la interpretación anterior no fue la correcta, o que es contraria al interés general, y siempre que el cambio de criterio esté debidamente motivado, de conformidad con lo dispuesto en el artículo 6° de la Ley N° 27444. Al encontrarse está lógica autorización dentro del marco legal, es también parte de la seguridad jurídica, esta dinámica y facultad de cambio, que en otros casos, se visto respaldado por los mismos agentes, en situaciones que a su criterio mejoran la regulación del sector. En el caso actual, el no encontrarse de acuerdo con el nuevo criterio, no significa que el Regulador no esté buscando el mismo objetivo de mejorar la regulación del sector. Con relación a la posición de Kallpa, Statkfraft, Enersur y la SNMPE de sobreponer el principio de seguridad jurídica por sobre la competencia de Osinergmin de modificar la posición adoptada en anteriores periodos regulatorios, citaremos la jurisprudencia del Tribunal Constitucional que sobre este particular se ha desarrollado:

“134. La seguridad jurídica y la modificación del ordenamiento jurídico A criterio del Tribunal Constitucional, el asunto de la constitucionalidad o inconstitucionalidad de la aplicación inmediata del tope previsto en el artículo 3 de la Ley Nº 28449, no se encuentra relacionado con una cuestión de aplicación de leyes en el tiempo (teoría de los hechos cumplidos o de los derechos adquiridos), sino con la necesidad de que toda mutación del ordenamiento jurídico se desenvuelva dentro de márgenes razonables y previsibles; en otras palabras, la cuestión debe ser abordada con relación al principio de seguridad jurídica. (…)”5

Como se advierte, el principio de seguridad jurídica no puede entenderse de manera estática, ni implica un impedimento para que quien legisla pueda modificar el sistema normativo. En tal sentido, si en esta oportunidad Osinergmin ha identificado que la estructura tarifaria que se ha venido utilizando requiere modificaciones que se encuentran económicamente sustentadas en el informe que acompañará la publicación de la resolución, y que en la modificación de criterio si se recoge el efecto de variación cambiaria, no puede afirmarse que hay una contravención al principio de seguridad jurídica, toda vez que no se está desapareciendo ese efecto cambiario.

5 Expediente N° 00050-2004-AI Fundamento Jurídico N° 134


En ese sentido, que a un determinado agente no le favorezca lo resuelto por el Regulador, no hace que ese pronunciamiento afecte per se el principio de seguridad jurídica, y por ende, sea ilegal. En consecuencia, para la actualización del precio de energía y la utilización de los factores para dicho fin, desde el punto de vista legal, la Administración puede adoptar criterios distintos a los anteriormente utilizados, siempre que los cambios se encuentren debidamente motivados, lo que no implica vulneración a la seguridad jurídica. El sustento del cambio de criterio, corresponde ser desarrollado en el informe económico respectivo.

3.2. Periodicidad para la aplicación de las fórmulas de actualización de los precios en barra de potencia y energía El Subcomité de Generadores del COES, Kallpa y Engie cuestionan que las fórmulas de actualización del precio de potencia de punta a nivel generación (PPM), precio de energía a nivel generación en las barras de referencia de generación (PEMP y PEMF); y del peaje de conexión, se apliquen con una periodicidad trimestral. A su entender, el periodo propuesto para el caso del peaje de conexión va en contra de lo establecido en el artículo 61° de la Ley de Concesiones Eléctricas. Kallpa, Statkraft, la SNMPE, Duke Energy y Engie sostienen que la propuesta transgrede expresamente el principio de legalidad y de jerarquía normativa puesto que a través de una resolución de Osinergin se pretende modificar una norma de mayor jerarquía como es la Ley de Concesiones Eléctricas, la cual establece en su artículo 52° que la aplicación de las fórmulas de reajuste de los componentes que conforman las Tarifas en Barra son mensuales CTM y REP sostienen que el cambio de periodicidad de mensual a trimestral tendría implicancias negativas al diferir la remuneración que los concesionarios deben percibir por el primer periodo de fijación anual, si es que la fecha de operación comercial fuera posterior a la publicación del pliego. Análisis Es necesario mencionar que, analizado legalmente el cambio de criterio respecto de la periodicidad, efectivamente se desprende del artículo 52 de la Ley de Concesiones Eléctricas establece que la aplicación de las fórmulas de reajuste de los componentes que conforman las tarifas en barra tiene una periodicidad mensual. En esa misma línea, el artículo 61 de la citada Ley de Concesiones Eléctricas establece que Osinergmin fijará anualmente el Peaje por Conexión, el Peaje de Transmisión, sus valores unitarios y sus respectivas fórmulas de reajuste mensual. En tal sentido, por la aplicación inmediata del principio de legalidad, desarrollado ampliamente en la doctrina jurídica, corresponde acoger los comentarios y


establecer en la resolución definitiva, que las fórmulas de reajuste, serán aplicadas con una periodicidad mensual.

3.3. Opiniones y sugerencias vinculadas a la oportunidad en que incorpora el Peaje Unitario de Transmisión en los pliegos tarifarios de los Usuarios

TESUR 2 señala que actualmente en aplicación de los procedimientos tarifarios, la tarifa que debe percibirse a partir de la Puesta en Operación Comercial de un proyecto, recién es recaudada a partir del cuarto día del mes siguiente de ocurrida la Puesta en Operación Comercial, toda vez que es precisamente en dicha oportunidad cuando se publican los pliegos tarifarios mensuales. Añade TESUR 2 que este hecho supondría una pérdida de ingresos reales que se recuperan en el procedimiento de liquidación del siguiente periodo tarifario, con lo cual se generaba un riesgo de 1 mes de retraso en la retribución. Agrega TESUR 2 que con la propuesta de actualización de pliegos en forma trimestral, se genera 3 meses de pérdidas de ingresos reales, lo cual genera un mayor impacto financiero. A entender de TESUR 2 la modificación propuesta supone otorgar un trato discriminatorio de los proyectos de transmisión actualmente en operación y los que entren en un futuro, además que una vulneración al régimen tarifario que le resulta aplicable y que está protegido por la garantía del Estado. Análisis Por los fundamentos expuestos en la sección análisis del numeral 3.3 del presente informe, las fórmulas de reajuste, deben ser aplicadas con una periodicidad mensual. En consecuencia, la inclusión del Peaje Unitario de Conexión o Transmisión en los pliegos tarifarios, se produce al cuarto día calendario del mes siguiente en que se comunicó al Regulador el inicio de la Puesta en Operación Comercial.

3.4. Opiniones y sugerencias vinculadas al índice "Finished Goods Less Food and Energy" (Serie: ID: WPSSOP3500) Las empresas Redesur, Tesur, Tesur 1, CTM y REP cuestionan que Osinergmin haya realizado la actualización del Costo Total de Transmisión o Base Tarifaria considerando el índice preliminar (Producer Price Index o PPI) del mes de diciembre del 2015 de la serieWPSSOP3500. Por ello solicitan que conforme lo establecen sus respectivos Contratos de Concesión, se proceda con la actualización de sus Costos de Inversión y Costos de Operación y Mantenimiento, haciendo uso del índice correcto, correspondiente a la serie WPSFD4131 de febrero de 2015, en lugar del WPSSOP3500 del mes de diciembre de 2015.


Redesur, Tesur, CTM y REP sustentan su pedido en el hecho de que el Departamento del Trabajo del Gobierno de los Estados Unidos ha anunciado que los índices Stage of Processing (SOP) con los que se venía determinando los PPI serían modificados a partir del año 2016, y a partir de dicha fecha se aplicarían los valores del sistema final Demand-Intermediate Demanda (FD-ID). Añaden las empresas que desde hace más de dos años, todos los índices que constituyen el sistema SOP son índices que componen el sistema FD-ID por lo que para continuar con el procesamiento del PPI muestra una tabla de equivalencia de los índices el SOP con los valores del sistema FD-ID. De esta manera, concluyen las empresas que el índice que debe ajustar los Costos de Inversión y Costos de Operación y Mantenimiento incluidos en su oferta económica es el índice "Finished goods less foods and energy" el cual aún se mantiene vigente. En consecuencia, a criterio de las referidas empresas una modificación en dicho índice por parte de la autoridad americana, no puede suponer la inaplicación de la obligación legal y contractual de realizar el ajuste, lo cual implica que se está incumplimiento con los Contratos de Concesión. Análisis Los Contratos BOOT y del Contrato de Concesión del Sistema Garantizado de Transmisión (SGT), establecen que se deben reajustar los Costos de Inversión y Costos de Operación y Mantenimiento incluidos en la oferta económica, utilizando el índice de precios "Finished goods less foods and energy, serie ID: WPSSOP3500 publicado por Bureau Of Labor Statistics del US Department of Labor. Estos contratos acotan expresamente la aplicación de una serie específica e identificada plenamente. No ha sido parte del proceso de promoción, ni voluntad de las partes en el contrato suscrito, una clausula diferente que permita la utilización de otro índice y serie, es decir, nos encontramos frente a una cláusula cerrada. Ahora bien, recientemente la citada entidad norteamericana ha informado que desde enero del año 2016, se descontinúa la publicación de la serie “SOP3500”, debido a un cambio metodológico en el cálculo, conforme lo ha señalado el área técnica y es reconocido por las empresas en sus comentarios. La tabla de concordancias contenida en la página web citada por las empresas, entre la serie anterior y la nueva que vendría a ser concordante de la primera, desencadena en una situación no prevista por las partes en el Contrato de Concesión, ya que como se ha señalado, la voluntad pactada de forma expresa y literal se ha establecido que la aplicación es sobre la serie “SOP3500” y no otra. Esa situación no prevista, debe ser resuelta por las mismas partes en una modificación contractual, no existe en el contrato la remisión a otra instancia competente que se encuentre facultada en reformar el contrato a través de sus publicaciones en una web, la cual no tiene una vocación de permanencia o acto


vinculante en el contrato suscrito. En efecto, el contenido de dicha web podría ser modificado o desaparecer, y no representa el pronunciamiento vinculante de una Autoridad, en los términos contractuales. Si la voluntad contractual hubiera previsto una alternativa o consideración de un sustituto o darle competencia a una entidad extranjera para que modifique el índice y la serie, sin una validación de las partes en adenda, esa voluntad hubiera quedado estipulada en las partes. En ese contexto, cuando se ha querido establecer contractualmente una dinámica de posible cambio en el futuro, se han pactado disposiciones específicas y expresas que admiten la modificación y sustitución, como es el caso de diferentes normas legales, procedimientos técnicos del COES, entre otros. En consecuencia, de acuerdo al Reglamento General de Osinergmin, el Regulador tiene la obligación de velar6 y dar estricto cumplimiento a las cláusulas y condiciones de los Contratos de Concesión7. De allí, resulta incompatible con la función de Osinergmin una facultad irrestricta de adoptar un componente diferente al que se encuentra contenido expresamente en el contrato. Nótese que la mismas empresas reconocen que se ha descontinuado la publicación de la serie “SOP3500” debido a un cambio metodológico en el cálculo, lo cual amerita que las partes del Contrato definan la nueva serie que debe ser aplicada durante la ejecución del Contrato, con la finalidad de evitar perjuicios o beneficios indebidos de alguna de ellas. Esta serie podría ser aquella que han presentado las empresas, lo que también fue informado por Osinergmin, mediante Oficio N° 172-2016-GRT del 26 de febrero de 2016 al Ministerio de Energía y Minas, en donde se advierte de la situación acontecida para que se adopten las medidas correspondientes. Cabe mencionar que no existe un pronunciamiento del Regulador que desconozca el derecho de actualización recogido en los contratos, sino se considera que no se tiene la atribución de adoptar un índice y/o serie diferente a aquel indicado en el Contrato, lo que debe ameritar el pronunciamiento de los órganos competentes para corregir esa situación, según el caso.

6 Artículo 19 del Reglamento General de OSINERGMIN aprobado mediante Decreto Supremo N° 054-2001-

PCM.- Objetivos de OSINERG. Dentro del marco del objetivo general, son objetivos específicos de OSINERG: … b. Velar por el cabal cumplimiento de los contratos de concesión eléctrica, de transporte de hidrocarburos por ductos y de distribución de gas natural por red de ductos. 7 Artículo 25 del Texto Único Ordenado de las normas con rango de Ley que regulan la entrega en concesión

al sector privado de las obras públicas de infraestructura y de servicios públicos aprobado mediante Decreto Supremo Nº 059-96-PCM. (Vigente al momento de la suscripción de los diferentes contratos) … El organismo regulador correspondiente velará que se cumplan los términos y condiciones propuestos en la oferta del adjudicatario del respectivo concurso o licitación, formulada de conformidad con los incisos a que se refiere este artículo, los que se incorporarán en el contrato de concesión.


Ante este tipo de situaciones, el Contrato establece los parámetros a seguir en casos de modificaciones o aclaraciones, cuya cláusula viene redactada de la siguiente forma:

“14.3 Las modificaciones y aclaraciones al Contrato, serán únicamente válidas cuando sean acordadas por escrito y suscritas con poder suficiente de las Partes y cumplan con los requisitos pertinentes de las Leyes Aplicables

Por lo expuesto, no corresponde acoger los comentarios, destinados a que el Regulador considere otro índice y serie a efectos de la actualización, hasta el momento en que medie un documento válido que así lo disponga.

4) Etapas cumplidas en el presente proceso

4.1 En cumplimiento de la Ley Nº 27838, Ley de Transparencia y Simplificación de

los Procedimientos Regulatorios de Tarifas, el Organismo Regulador aprobó la Norma “Procedimientos para Fijación de Precios Regulados”, mediante Resolución OSINERGMIN Nº 080-2012-OS/CD, en cuyo Anexo A.1 se encuentra el “Procedimiento para Fijación de Tarifas en Barra” (en adelante Procedimiento), el cual contempla las diversas etapas, fases y plazos del procedimiento de regulación de los Precios en Barra.

4.2 De conformidad con el Procedimiento, a la fecha de elaboración del presente

informe, en el Procedimiento para Fijación de Tarifas en Barra para el período mayo 2016 – abril 2017, se ha desarrollado y cumplido las etapas y plazos previstos en el mismo, tales como:

a) Presentación de los Estudios Técnico Económicos, por parte de los

Subcomités de Generadores y Transmisores (en adelante Subcomités), siendo el plazo máximo el 13 de noviembre de 2015: - Mediante Carta Nº SCG-026-2015, recibida con fecha 13 de noviembre

de 2015, el Subcomité de Generadores presentó su Estudio Técnico Económico de determinación de Precios de Potencia y Energía en Barras para la presente Fijación Tarifaria.

- Por su parte, hizo lo propio el Subcomité de Transmisores presentando

el documento STCOES Nº 009-2015, recibido en la misma fecha. b) Publicación de dichos Estudios en la página Web de Osinergmin y

convocatoria a Audiencia Pública, para la sustentación de los estudios por parte de los Subcomités, dentro del plazo establecido en el Procedimiento que es de 5 días hábiles contados a partir del plazo máximo para la presentación de los estudios técnicos económicos.


c) Celebración de la Audiencia Pública, el día 27 de noviembre del 2015, dentro del plazo establecido en el Procedimiento.

d) Observaciones a los Estudios Técnico Económicos al Subcomité de

Generadores del COES y del Subcomité de Transmisores, realizadas el 04 de enero de 2016, mediante Informes 001-2016-GART y 004-2016-GART respectivamente, remitidos mediante Oficios Nºs 001 y 004-2016-GART; ello dentro del plazo señalado en el Procedimiento.

e) Absolución de las observaciones, por parte del Subcomité de Generadores mediante Carta SCG-010-2015, recibida el 01 de febrero de 2016. Asimismo, se recibió la absolución de las observaciones por parte del Subcomité de Transmisores, mediante Carta STCOES Nº 001-2016 en la misma fecha. La absolución de las observaciones se realizó dentro del plazo señalado en el Procedimiento.

f) Dentro del plazo, los documentos recibidos, fueron publicados en la página web de Osinergmin.

g) La etapa g) del Procedimiento dispone la publicación del proyecto de

resolución que fija los Precios en Barra para el periodo mayo 2016 – abril 2017, así como la relación de la información que la sustenta, y la convocatoria a la Audiencia Pública del Osinergmin. Dicho proyecto se publicó mediante la Resolución N° 048-2016-OS/CD, con fecha 11 de marzo de 2016.

h) La audiencia pública constituye la etapa h) del Procedimiento, en la cual

Osinergmin sustenta y expone los criterios, metodología y modelos económicos utilizados en el análisis de los Estudios Técnico Económicos del Subcomité de Generadores y Transmisores. La audiencia pública descentralizada se llevó a cabo el 16 de marzo de 2016, en las ciudades de Lima, Trujillo y Tacna.

i) De conformidad con la etapa i) del Procedimiento, los interesados remiten

sus comentarios y sugerencias a la publicación del proyecto de los Precios en Barra, dentro de los ocho días hábiles contados a partir del día siguiente de publicada la resolución. Los comentarios de índole legal, han sido analizados en el presente informe.

4.3 Por lo expuesto en el presente Informe, esta Asesoría es de la opinión que

Osinergmin se encuentra en la facultad de proceder a publicar la Resolución que fija los Precios en Barra, correspondiente al período mayo 2016 – abril 2017, junto con los cargos al SPT, como la etapa j) del Procedimiento.

4.4 Finalmente debe señalarse que todos los aspectos de índole técnico o económico, se encuentran sustentados en el informe preparado por la División de Generación y Transmisión Eléctrica, toda vez que en el presente informe se


desarrollar el marco legal aplicable y se analiza la procedencia legal de la publicación.

5) Procedencia de publicar la Liquidación anual de los Ingresos por el Servicio

de Transmisión Eléctrica de las instalaciones del SGT

5.1 El Sistema Garantizado de Transmisión (en adelante “SGT”) está conformado por las instalaciones del Plan de Transmisión cuya concesión y construcción son resultado de un proceso de licitación pública. Bajo ese amparo, el Estado Peruano ha suscrito diversos Contratos del SGT.

5.2 En dichos contratos, se pactó la inversión y los costos de operación y

mantenimiento de las referidas líneas, conceptos que conforme se dispone en el artículo 24 de la Ley N° 28832, son elementos de la Base Tarifaria que establece Osinergmin.

5.3 De conformidad con el artículo 26° de la Ley N° 28832 y el artículo 27° del

Reglamento de Transmisión, aprobado con Decreto Supremo N° 027-2007-EM, Osinergmin debe asignar a los Usuarios la compensación para remunerar la Base Tarifaria de las instalaciones del SGT, mediante un Peaje de Transmisión e Ingreso Tarifario, en la oportunidad que se fijan los Precios en Barra.

5.4 Por su parte, de acuerdo a lo dispuesto en el literal c) del artículo 24º de la Ley

Nº 28832, dentro de la Base Tarifaria que remunera las instalaciones del SGT, se debe incorporar la liquidación correspondiente por el desajuste entre lo autorizado como Base Tarifaria del año anterior y lo efectivamente recaudado.

5.5 En ese orden, el artículo 22.4 del Reglamento de Transmisión, señala que cada

año Osinergmin efectuará el cálculo de la liquidación anual. Indica también, que la diferencia será incorporada, como crédito o débito, a la Base Tarifaria del siguiente periodo, es decir, la liquidación permite reajustar el peaje de transmisión y el ingreso tarifario, de modo tal que con dicho reajuste, lo recaudado o lo pendiente por recaudar por parte de los concesionarios de los SGT sea lo que jurídica y contractualmente les corresponda.

5.6 Atendiendo a lo señalado en el artículo 22.7 del referido Reglamento,

Osinergmin aprobó el "Procedimiento de Liquidación Anual de los Ingresos por el Servicio de Transmisión Eléctrica del Sistema Garantizado de Transmisión” mediante Resolución OSINERGMIN N° 200-2010-OS/CD, en donde se establecen los criterios técnicos considerados en la liquidación.

5.7 Conforme el literal b) del artículo 7.1 del citado procedimiento, Osinergmin

publica la respectiva preliquidación con la información proyectada hasta febrero del periodo en liquidación (información real de marzo a diciembre e información proyectada de enero y febrero), con una anticipación no menor a quince (15) días hábiles de la publicación definitiva.


5.8 Seguidamente, el referido dispositivo, en su literal c), establece que la concesionaria, titular del SGT, podrá presentar sus sugerencias y observaciones a la indicada preliquidación.

5.9 En el literal d) se indica que la referida concesionaria hasta el cuarto día hábil

posterior al 15 de marzo, deberá presentar la información faltante y la información real y sustentada de los meses de enero y febrero, para la posterior aprobación de la liquidación definitiva.

5.10 El análisis de los criterios técnicos y de cálculo que involucra la liquidación, en

razón de la complejidad técnica y especialidad del tema, no corresponde a esta Asesoría.

5.11 En consecuencia, de acuerdo con los dispositivos legales citados, esta Asesoría considera procedente someter al Consejo Directivo del Osinergmin, la aprobación de la Liquidación anual de los Ingresos por el Servicio de Transmisión Eléctrica de las instalaciones del SGT.

6) Conclusiones 6.1 Por las razones señaladas en el presente Informe, se considera procedente

someter al análisis y posterior aprobación del Consejo Directivo de Osinergmin, la publicación de la resolución que fija los Precios en Barra, correspondiente al período mayo 2016 – abril 2017.

6.2 Por las razones señaladas en el presente Informe, se considera procedente

someter al Consejo Directivo del Osinergmin, la aprobación de la Liquidación anual de los Ingresos por el Servicio de Transmisión Eléctrica de las instalaciones del SGT.

6.3 La resolución ha sido elaborada por el área técnica en coordinación con esta Asesoría, la misma que contiene los fundamentos técnicos y legales que debidamente la sustentan.

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“Año de la consolidación del Mar de Grau Legal N...“Año de la consolidación del Mar de Grau” Informe Nº 236-2016-GRT Opinión legal sobre la procedencia de publicar la resolución