Informe Nº 161-2017-GRT Opinión legal sobre la procedencia de … · 2020. 7. 1. · Informe Nº 161-2017-GRT Opinión legal sobre la procedencia de publicar la resolución mediante

“Año del buen servicio al ciudadano”

Informe Nº 161-2017-GRT

Opinión legal sobre la procedencia de publicar la resolución mediante la cual se fija los Precios en Barra, correspondientes al período mayo 2017 – abril 2018

Para : Jaime Mendoza Gacon

Gerente de la División de Generación y Transmisión Eléctrica Expediente : D. 605-2016-GRT

Fecha : 07 de abril de 2017

Resumen

El objetivo del presente informe es analizar la procedencia de publicar la resolución mediante la cual se fija los Precios en Barra mayo 2017 - abril 2018, de acuerdo con las facultades legales de Osinergmin de fijar las tarifas reguladas de generación eléctrica, con una periodicidad anual, de conformidad con lo previsto en los artículos 45 al 57 del Decreto Ley Nº 25844, Ley de Concesiones Eléctricas, así como analizar la procedencia de aprobar diversos cargos tarifarios, como los que se incluyen al Sistema Principal de Transmisión (SPT). 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° 033- 2017-OS/CD, se han recibido las opiniones de dieciséis (16) interesados. En relación a los aspectos legales de los comentarios analizados, entre las conclusiones, tenemos:

- Sobre la fijación de un cargo adicional por la Ampliación N° 13, si bien la fijación será

efectuada, no corresponde que dicho valor sea incluido en los pliegos tarifarios, ya que, Red de Energía del Perú S.A. no ha remitido el Acta de Puesta en Operación Comercial de la mencionada Ampliación, según lo prevé el documento contractual.

- Respecto a la inclusión de la deuda por el Cargo Unitario por Generación Adicional presentada por Electricidad del Perú S.A., se debe precisar que esta solicitud se sustenta en argumentos reiterativos que ya han sido contestados en diferentes procesos, desestimándolos. Se debe precisar que a la fecha se cuenta con sentencia firme en vía judicial con fallo favorable a Osinergmin, en las decisiones recaídas en los expedientes judiciales: N° 2355-2011 y N° 0655-2012 y que no existe fallo firme en favor de Electroperú que autorice las pretensiones de dicha empresa.

- Sobre la solicitud de publicación de comunicaciones entre Osinergmin y los titulares de las instalaciones, así como de las hojas de cálculo que sustentan los informes utilizados, resulta necesario precisar que la Ley N° 27838, ordena la publicación en la página web de Osinergmin sobre determinados documentos, conforme lo hace el Regulador, mas no obliga a colocar todo o parte del expediente administrativo en la web institucional, lo que no significa que no se trate de información de acceso público, siendo por tanto, susceptible su entrega según el trámite sumarísimo de transparencia y acceso a la información pública.

Informe Nº 161-2017-GART Página 2

- Respecto del comentario referido a que las penalidades no le son aplicables a Samay I S,A., puesto a que desconoce la competencia de Osinergmin para su calificación, y además su impugnación está pendiente de decisión, debemos precisar que las Leyes Aplicables, que no se circunscriben a la normativa de rango legal, han establecido que en la etapa operativa, el supervisor y regulador de las inversiones en energía, sea el órgano competente para calificar los eventos como fuerza mayor, y la impugnación a su decisión, no suspende la ejecutoriedad del acto administrativo. No obstante, es de apreciar que a la fecha, dicho recurso ha sido declarado infundado con Resolución N° 036-2017-OS/DSE.

- Sobre el comentario referido a que la fórmula de actualización de los precios en barra debe considerar el factor de variación del tipo de cambio presentada por Engie Energía del Perú S.A., se precisa que Osinergmin tiene la facultad de evaluar 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 artículo 46 de la Ley de Concesiones Eléctricas. Esta facultad no contraviene los principios sobre los cuales se basa la actuación del regulador, en la medida que se ha realizado bajo el principio de actuación basada en el análisis costo beneficio, encontrándose dicho cambio adecuadamente fundamentado. Por ello, no se acoge el presente comentario.

- Respecto del comentario referido a que se varíe el criterio utilizado para efectos del cálculo del CUCSS, pues no se encontraría adecuadamente motivado y que, entre otros, contraviene prácticas de reconocimiento de costos a nivel internacional, presentado por Fénix Power Perú S.A., se debe precisar que en cada proceso de Precios en Barra se calcula y determina el CUCSS a partir de costos eficientes. La empresa podrá presentar una lista valorizada de diferentes conceptos en diversas realidades, no obstante aquellos que serán reconocidos son los que se encuentran previstos en la norma de detalle de Osinergmin (2008), la cual ha sido emitida en consonancia con el Decreto Legislativo N° 1041, por delegación expresa. Esta norma ha sido aplicada desde dicha fecha para todas las centrales duales con carácter general, por lo cual también es aplicable a Fenix (2014) sin admitir distinciones o particularidades. Si la empresa, conforme sostiene, cuestiona la norma de Osinergmin considerándola que vulnera la Ley, será el proceso de acción popular al cual debe recurrir en vía judicial.

- Sobre la rectificación de la titularidad de la celda en 138 kV de la subestación

Dolorespata presentada por la Empresa de Generación Eléctrica Machupicchu S.A. se concluye que no corresponde dicha rectificación pues no se han presentado medios probatorios adicionales que permitan modificar el criterio utilizado por Osinergmin.

Cabe precisar que el Sr. Luis Antonio Torres Salinas, presentó fuera del plazo otorgado, un comentario sobre el cálculo del cargo unitario por Costos Variables Adicionales, el mismo que no ha sido considerado en la presente regulación, por extemporáneo. De otro lado, en cumplimiento de lo dispuesto en los contratos de concesión de los SGT y el "Procedimiento de Liquidación Anual de los Ingresos por el Servicio de Transmisión Eléctrica del Sistema Garantizado de Transmisión, corresponde aprobar la liquidación anual de los Ingresos. El proyecto de resolución ha sido elaborado por el área técnica en colaboración con esta Asesoría, incorporado los argumentos del presente informe.


Informe Nº 161-2017-GRT

Opinión legal sobre la procedencia de publicar la resolución mediante la cual se fija los Precios en Barra, correspondientes al período mayo 2017 – abril 2018

1) Marco legal y conceptos aplicables

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 literal d) del artículo 43 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 las Tarifas o 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, por lo que deberá sujetarse a este límite.


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. Dentro de dicha regulación para los sistemas aislados, Osinergmin deberá fijar aquellos valores que permitan el cumplimiento del Contrato del Proyecto “Suministro de Energía para Iquitos” suscrito por el Estado Peruano con la empresa Genrent del Perú S.A.C., y garanticen la remuneración prevista en dicho instrumento. Para tal efecto, deberá sujetarse a las disposiciones contractuales, a aquellas disposiciones normativas compatibles que le resulten aplicables, y los criterios técnicos para superan cualquier deficiencia de fuentes, a efectos de hacer aplicable la regulación al caso especial según la naturaleza del Proyecto y objeto del contrato; ello en aplicación del artículo VIII del Título Preliminar y el artículo 63 de la Ley N° 27444, toda vez que, compete al Regulador el ejercicio de sus funciones legales.

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, 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° 074-2016-OS/CD, para el periodo mayo 2016 – abril 2017.

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. El RA comprende los ingresos por Remuneración Anual Garantizada (RAG) que se encuentra en función de los valores de adjudicación previstos en el contrato, más los ingresos por Remuneración Anual por Ampliaciones (RAA) en función de los valores auditados y de la Puesta en Operación Comercial, según las cláusulas adicionales al contrato.


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 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 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 el artículo 6 de la Ley N° 30513, se prorroga la vigencia del decreto urgencia hasta el 01 de octubre de 2017.

1.5 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, y se establecerá al fijar la Tarifa en Barra.


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, definiendo que se remuneran por medio de la compensación adicional por seguridad de suministro 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 que el respectivo cargo fijado por Osinergmin, 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 el 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.

1.6 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.

1.7 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.

1.8 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 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.

1.9 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, corresponderá establecer el Cargo Unitario por Capacidad de Generación Eléctrica para cada empresa, en cuyo cálculo se deberá incluir los descuentos identificados que correspondan, producto de las penalidades y compensaciones que debe asumir el respectivo adjudicatario, en función de la evaluación de cumplimiento de contrato sobre la energía no suministrada, de acuerdo a la normativa sectorial. Mediante Resolución N° 073-2016-OS/CD, se aprobó el Procedimiento “Cargo por Capacidad de Generación Eléctrica”, que establece los criterios para la determinación, recaudación; asignación y liquidación del Cargo por Capacidad de Generación Eléctrica, y precisa que su determinación de realiza junto con el proceso de fijación de los Precios en Barra.

1.10 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 para situaciones de restricción temporal declaradas por el Ministerio de Energía y Minas, y en la magnitud de capacidad que calcule para asegurar el abastecimiento oportuno. Precisó que los costos totales en que incurra la empresa estatal, serían cubiertos mediante un cargo adicional en el Peaje por Conexión al Sistema Principal de Transmisión (en el procedimiento de fijación de las tarifas en barra). De otro lado, mediante Decreto Supremo N° 031-2011-EM, se reglamentaron aspectos referidos a la recuperación de los costos, y posteriormente en ese marco, con Resolución N° 228-2012-OS/CD, se publicó el Procedimiento Compensación por Generación Adicional. Cabe precisar que, atendiendo que la vigencia del Decreto de Urgencia N° 037-2008, ha culminado el 31 de diciembre de 2013, y considerando los criterios definidos en la Resolución N° 094-2014-OS/CD, sobre el mecanismo de liquidación de los saldos originados por las situaciones de emergencia, cuyos contratos se mantuvieron aplicables hasta su terminación, corresponde señalar que a la fecha, dicho mecanismo ha concluido, por tanto a partir del presente periodo no se fijará cargo alguno.

1.11 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. Mediante Resolución Suprema N° 054-2014-EM, publicada el 22 de julio de 2014, se otorgó a la empresa Gasoducto Sur Peruano S.A. la concesión del proyecto “Mejoras a la Seguridad Energética del País y Desarrollo del Gasoducto Sur Peruano”, aprobándose el respectivo contrato de concesión. El referido Reglamento LASE estableció el Cargo por Afianzamiento de la Seguridad Energética (CASESI), como adicional al peaje unitario por conexión al sistema principal de transmisión, para cubrir los Ingresos Garantizados del respectivo contrato que se transfieren al Fideicomiso Recaudador - Pagador. Dicha normativa, también estableció el CASEGE, que sirve para compensar a los generadores eléctricos el pago que realizan por el cargo CASE. De acuerdo con el Contrato de Concesión el Estado se obligó a entregar un determinado monto por concepto de Adelanto de Ingresos Garantizados en favor del Concesionario en los siguientes supuestos: i) cuando ocurra la POC; o ii) cuando ocurra el inicio de operaciones de los Tramos B y/o A1 antes de la POC; siendo que para dicho efecto, en la Cláusula 14.6 del referido contrato se ha dispuesto que corresponde a Osinergmin determinar y publicar, entre otros cargos, el CASE. La suscripción del referido contrato (fecha de cierre), ocurrió el 23 de julio de 2014, consignándose en la cláusula 6.5, plazos perentorios para que el Concesionario acrediten que cuenta con la totalidad de recursos financieros o los contratos suscritos que establezcan los compromisos de financiamiento para las Obras Comprometidas a su cargo. Por otro lado, en la cláusula 6.7 del referido Contrato de Concesión, se pactó que en caso el Concesionario no acredite el cierre financiero al término de los plazos establecidos, el concedente queda facultado a declarar la terminación de la concesión por causa imputable al Concesionario.


Por su parte, en virtud a que el contrato surtía plenos efectos, Osinergmin, mediante las Resoluciones N° 067-2015-OS/CD y N° 074-2016-OS/CD determinó el valor correspondiente al CASE en la fijación de precios en barra para los periodos de mayo 2015 – abril 2016, y mayo 2016 – abril 2017, respectivamente. No obstante, el Concesionario no acreditó el cierre financiero del Proyecto hasta el 23 de enero de 2017 (fecha de vencimiento del plazo otorgado), por lo que el Director General de Hidrocarburos del Ministerio de Energía y Minas puso en conocimiento de Osinergmin, el Oficio N° 145-2017-MEM-DGH cursado a la empresa Gasoducto Sur Peruano S.A. por vía notarial, donde le comunica que al amparo de la cláusula 6.7 del Contrato de Concesión, el estado peruano declara la terminación de la concesión por causa imputable al Concesionario. Adicionalmente, mediante la Resolución Suprema N° 004-2017-EM, publicada el 16 de febrero de 2017, se declaró la Terminación de la Concesión del Proyecto “Mejoras a la Seguridad Energética del País y Desarrollo del Gasoducto Sur Peruano, precisando que la resolución del contrato se produjo el 24 de enero de 2017, por las razones previamente señaladas. En consecuencia, ante la resolución del contrato, y por tanto, la extinción de la obligación del Estado Peruano de entregar un determinado monto por concepto de Adelanto de Ingresos Garantizados en favor del Concesionario, se determinó no continuar con la fijación del cargo CASE, y en cuanto a lo recaudado hasta la fecha en el respectivo fideicomiso, producto de las acciones que realice el Ejecutivo por la resolución del contrato, se determinará el destino de dichos fondos. Cabe señalar que mediante Resolución N° 011-2017-OS/CD, publicada el 26 de enero de 2017, Osinergmin había dispuesto la suspensión de la aplicación del cargo CASE fijado en la Resolución N° 074-2016-OS/CD y su reajuste a través de la actualización trimestral. Asimismo mediante Resolución N° 032-2017-OS/CD, se dejó sin efecto el CASE, y mediante Ley N° 30543, publicada el 03 de marzo de 2017, también se dejó sin efecto dicho cargo. En consecuencia no corresponde la fijación del CASE en la resolución.

1.12 Cargos incluidos Por lo anteriormente expuesto, en el Peaje por Conexión Unitario del Sistema Principal de Transmisión, se han incorporado cargos, tales como: i) Cargo unitario por los Costos Marginales Idealizados, ii) Cargo Unitario por Retiros Sin Contrato, iii) Cargo Unitario por Compensación por Seguridad de Suministro, iv) Cargo Unitario por Compensación FISE, v) Cargo por Prima para la generación con recursos energéticos renovables, vi) Cargo de


Confiabilidad de la Cadena de Suministro de Energía, y vii) Cargo por Capacidad de Generación Eléctrica.

1.13 Proyecto publicado

Mediante la Resolución N° 033-2017-OS/CD (“Resolución 033”) se dispuso la publicación del proyecto de resolución tarifaria, que incluye la fijación de las tarifas en barra, para el periodo mayo 2017 – abril 2018, en el diario oficial El Peruano y en la página web de Osinergmin, con la finalidad de que los interesados pudieran formular sus comentarios. La Resolución 033 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 2017.

2) Opiniones y sugerencias recibidas al Proyecto de Resolución

Dentro del plazo otorgado, cuyo vencimiento se produjo el 23 de marzo de 2017, se recibieron las opiniones y sugerencias de los siguientes interesados.

- Empresa de Generación Huallaga S.A., con carta N° EGH-037-2017, recibida

el 20 de marzo de 2017. - Consorcio Transmantaro S.A., mediante correo electrónico de fecha 21 de

marzo de 2017, a las 16:14 horas. - Interconexión Eléctrica ISA Perú S.A., mediante correo electrónico de fecha 21

de marzo de 2017, a las 16:14 horas. - Red de Energía del Perú S.A., mediante correo electrónico de fecha 21 de

marzo de 2017, a las 16:14 horas. - Hidrocañete S.A., mediante correo electrónico de fecha 22 de marzo de 2017,

a las 15:22 horas. - Electricidad del Perú S.A., mediante correo electrónico de fecha 23 de marzo

de 2017, a las 09:29 horas. - Subcomité de Generadores del COES, mediante carta N° SCG-008-2017,

recibida el 23 de marzo de 2017. - Transmisora Eléctrica del Sur 2 S.A., mediante carta N° TDS2-055/2017,

recibida el 23 de marzo de 2017. - Samay I S.A., mediante correo electrónico de fecha 23 de marzo de 2017, a

las 17:10 horas. - ENGIE Energía Perú S.A., mediante correo electrónico de fecha 23 de marzo

de 2017, a las 16:01 horas. - Fenix Power Perú S.A., mediante correo electrónico de fecha 23 de marzo de

2017, a las 17:50 horas. - Omega Perú Operación y Mantenimiento S.A., mediante correo electrónico de

fecha 23 de marzo de 2017, a las 17:58 horas. - Electro Oriente S.A., mediante carta N° GE-209-2017, recibida el 23 de marzo

de 2017. - Genrent del Perú S.A.C., mediante carta s/n, recibida el 23 de marzo de 2017.


- Electro Ucayali S.A., mediante carta N° G-0482-2017, recibida el 23 de marzo de 2017.

- Empresa de Generación Eléctrica Machupicchu S.A., mediante carta N° C-108-2017/EGEMSA, recibida el 23 de marzo de 2017.

Por otro lado, mediante el correo electrónico recibido el 23 de marzo de 2017 a las 19:43 horas, el señor Luis Antonio Torres Salinas presentó sus comentarios al proyecto de resolución publicado, esto es, fuera del plazo otorgado.

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. Se debe precisar que corresponderá desarrollar los alcances técnicos de los comentarios a la referida División de Generación de Transmisión Eléctrica.

3.1 Comentario de Red de Energía del Perú S.A.

Cargo adicional por la Ampliación 13 de REP

REP sostiene que ha suscrito con el Estado Peruano la Décimo Tercera Cláusula Adicional al Contrato de Concesión (Ampliación 13), la misma que tiene como alcance:

- Construcción de la nueva subestación Pariñas 220 kV y traslado del

reactor desde la subestación Talara.

- Ampliación de la capacidad de transmisión de la Línea de Transmisión

220 kV Talara-Piura de 152 MVA a 180 MVA.

- Instalación de compensación reactiva 1x20 MVAr en 60 kV en la subestación Piura Oeste.

Indica que la Ampliación 13 cuenta de 3 hitos (A, B, C), cada uno de los cuales tienen una fecha de puesta en servicio distinta, fechas que posteriormente fueron prorrogadas según una adenda. Asimismo, refiere que los hitos A y C cuentan con Acta de Puesta en Servicio, mientras que para el caso del hito B se estima la finalización de las obras complementarias para el 15/04/2017. En ese sentido, sostiene que para el periodo regulatorio mayo 2017 – abril 2018, todas las instalaciones que conforman la Ampliación 13 se encontrarán en servicio, siendo que el Acta de Puesta en Servicio de las obras complementarias del hito B será entregada en la fecha prevista para su puesta en servicio. Por lo tanto, concluye que corresponde que se fijen provisionalmente las tarifas de transmisión considerando el monto de inversión establecido en la citada cláusula adicional, las cuales serán luego recalculadas una vez que se cuente con el informe de auditoría.


De otro lado, REP hace referencia a una propuesta efectuada por el Ministerio de Energía y Minas a Osinergmin, respecto a que se evalúe en la liquidación del monto reconocido a REP, únicamente la exclusión por la obra del hito B, manteniéndose la remuneración de los hitos A y C, considerado sus fechas de puesta en servicio. De esta propuesta, REP concluye que se debe considerar las fechas de puesta en servicio de cada hito.

Análisis legal

De acuerdo con lo explicado por REP, su pretensión radica en percibir una remuneración parcial por la Ampliación 13, aun cuando toda la Ampliación no se encuentra en operación debido a que a la fecha, aún no cuenta con la puesta en operación comercial del hito B, en los términos del contrato, lo cual conlleva a que la Ampliación 13 en su conjunto carezca del Acta de Puesta en Operación Comercial. Debe tenerse en cuenta que según su propia Cláusula Adicional, esta comprende 3 obras de ampliación y sólo cuando dichas tres obras tengan cada una de ellas acta de puesta en servicio, se puede suscribir el Acta de Puesta en Operación Comercial, con la fecha de la última, lo que acredita indubitablemente la POC en los términos contractuales, y otorga derecho a remunerar. Conforme al numeral 6 de la Cláusula Adicional 13, concluidos los protocolos de puesta en servicio de todas las obras que forman parte de la Ampliación 13, el concesionario suscribirá con los inspectores el Acta de Puesta en Operación Comercial de dicha ampliación, donde se consignará la fecha y hora en la que cada una de las obras que comprende tal ampliación, fue integrada al SEIN, según lo comunicado por el COES.

Por lo tanto, habida cuenta que el Acta de Puesta en Operación Comercial de la Ampliación 13, es el documento que determina inequívocamente la “puesta en servicio” de dicha ampliación y que a la fecha la referida acta no ha sido suscrita, si bien podrá fijarse un cargo tarifario, no corresponde a REP percibir remuneración alguna por la puesta en operación parcial de la Ampliación 13, conforme se señala en el Anexo 7 del Contrato de Concesión de REP, ni tampoco deberá ser incluido en la liquidación anual ningún ingreso de REP, pues el derecho a percibir ingresos se activará cuando cuente con la mencionada Acta de Puesta en Operación Comercial.

3.2 Comentario de Electricidad del Perú S.A.

Inclusión de la deuda por el Cargo Unitario por Generación Adicional

Electricidad del Perú S.A. (Electroperú), mediante la carta N° 00018-2017-A de fecha 24 de febrero de 2017, ha informado a Osinergmin que el saldo por


recuperar al 31 de enero de 2017 de los costos incurridos por dicha empresa por el servicio de generación adicional para el SEIN, conforme al Decreto de Urgencia N° 037-2008, asciende al monto de S/. 32 470 860,99, el cual corresponde ser devuelto por el regulador. Añade que no encuentra razonable que existiendo una deuda que Osinergmin debe incluir a favor de Electroperú, se le obligue a transferir a Electrocentro S.A., un monto por un supuesto saldo negativo de compensación por generación adicional. Señala que el CUGA y el CCCSE son cargos similares, por lo que solicita que Osinergmin incluya en el CCCSE un valor unitario para Electroperú a fin de iniciar la devolución del citado monto. Análisis legal El comentario de Electroperú se constituye en base a argumentos reiterativos respecto de impugnaciones administrativas, contra resoluciones que fijaron el Cargo Unitario de Generación Adicional (CUGA), así como contra resoluciones que aprobaron trimestralmente los factores de actualización “p” del CUGA desde el año 2011 hasta la fecha. El criterio de Osinergmin de no aplicar en forma retroactiva el Decreto Supremo N° 031-2011-EM, como lo solicita Electroperú para admitir su declaración jurada de costos en vez del análisis regulatorio de costos que se efectuó al amparo de la norma vigente (Norma - Resolución N° 002-2009- OS/CD), se encuentra judicializado en diferentes procesos, siendo que Electroperú ha impugnado diversas resoluciones de Osinergmin, en algunos casos en la vía administrativa, y en otros directamente impugnando en sede judicial. A la fecha se cuenta con sentencia firme en vía judicial con fallo favorable a Osinergmin, las decisiones recaídas en los expedientes judiciales: N° 2355- 2011 y N° 0655-2012 del Quinto y Sexto Juzgado en lo Contencioso Administrativo de Lima. No existe fallo firme en favor de Electroperú, conforme se desarrolla en la Resolución N° 048-2017-OS/CD. Asimismo, en los procesos en trámite con sentencia favorable a Osinergmin, se encuentran las decisiones recaídas en los expedientes: N°4907-2011, 5702- 2011, 2783-2012, 7402-2012, 0782-2013 y 3889-2015. De los resultados expuestos se tiene, que el Poder Judicial no ha validado los argumentos de Electroperú, por los que pretende el reconocimiento de costos a partir de su declaración jurada, cuando para ese efecto no tenía amparo normativo alguno. El criterio sostenido por Osinergmin no vulnera principio alguno, enmarcando sus actos en el principio de Legalidad, actuando cumpliendo las disposiciones


constitucionales y normativas vigentes. Osinergmin no puede aplicar las disposiciones del Decreto Supremo N° 031-2011 por cuanto dicho Decreto Supremo está vigente desde el 24 de junio de 2011 y los costos presentados por Electroperú para su reconocimiento corresponden a periodos anteriores a dicha fecha. Todos los gastos incurridos hasta mayo de 2011, son examinados según el Procedimiento aprobado por la Resolución OSINERGMIN N° 002-2009-OS/CD. Recién a partir de junio de 2011, tras la vigencia del Decreto Supremo N° 031-2011, se aceptan todos los gastos en estricto acatamiento de dicho Decreto Supremo. Así se explica en los informes técnicos y legales que sustentan los pronunciamientos previos del regulador. La razón por la cual no se han seguido los pasos que se especifican en el Decreto Supremo N° 031-2011, es decir, aceptar los costos declarados por Electroperú, deriva del cumplimiento de disposiciones constitucionales y legales relacionadas con la irretroactividad de cualquier disposición legal. Es debido a estos argumentos sustentados por el organismo regulador en los diversos procedimientos administrativos en los que Electroperú ha planteado esta posición, que se ha denegado en todas aquellas oportunidades, tanto en sede administrativa como en la judicial, lo solicitado por la empresa concesionaria. Respecto a lo indicado por Electroperú en el sentido que el cargo CUGA y el cargo CCCSE son cargos similares, y que por ello, se incluya en este último cargo un valor unitario para la concesionaria de modo que se inicie la devolución del monto que señala se le adeuda, cabe señalar que estos tienen naturalezas diferentes, y responden a exigencias normativas diferenciadas que no pueden ser equiparadas en aplicación del principio de legalidad. Por las razones previamente expuestas, no se acoge el comentario, debiendo Electroperú sujetarse al pronunciamiento que se adopte en el respectivo proceso y ya no como parte de presente decisión, que determina fijación para el CUGA.

3.3 Comentario del Subcomité de Generadores del COES Publicación de comunicaciones entre Osinergmin y los titulares de las instalaciones

El Subcomité de Generadores del COES (Subcomité de Generadores) señala que ha observado diferencias entre las fechas de varios proyectos de generación, las que no cuentan con el respectivo sustento.

Añade que Osinergmin, en el informe técnico N° 0102-2017-GRT hace referencia a comunicaciones con la División de Supervisión de Electricidad y


con los titulares de las instalaciones; sin embargo, dichas comunicaciones no se han publicado. Por ello, solicita a Osinergmin que adjunte los sustentos respectivos de las fechas de operación comercial de los proyectos de generación, conforme a lo establecido en la Ley N° 27838, Ley de Transparencia y Simplificación de los Procedimientos Regulatorios de Tarifa (Ley de Transparencia).

Análisis legal De conformidad con lo establecido en el Artículo IV numeral 1.19 del Título Preliminar de la Ley N° 27444, Ley del Procedimiento Administrativo General (LPAG), modificada por el Decreto Legislativo N° 1272, por el principio de acceso permanente, la autoridad administrativa está obligada a facilitar información a los administrados que son parte en un procedimiento administrativo tramitado ante ellas, para que en cualquier momento del referido procedimiento puedan conocer su estado de tramitación y acceder y obtener copias de los documentos contenidos en dicho procedimiento, s in perjuicio del derecho de acceso a la información que se ejerce conforme a la ley de la materia. Asimismo, según el artículo 39-A.1 de la LPAG, todas las entidades tienen la obligación de permitir a otras, gratuitamente, el acceso a sus bases de datos y registros para consultar sobre información requerida para el cumplimiento de requisitos de procedimientos administrativos o servicios prestados en exclusividad. Asimismo, de conformidad con el artículo 160 de la LPAG, los administrados, sus representantes o su abogado, tienen derecho de acceso al expediente en cualquier momento de su trámite, así como a sus documentos, antecedentes, estudios, informes y dictámenes, obtener certificaciones de su estado y recabar copias de las piezas que contiene, previo pago del costo de las mismas. Se fijan como excepciones las actuaciones que contienen información cuyo conocimiento pueda afectar su derecho a la intimidad personal o familiar, o las excluidas por ley, así como las materias protegidas por secreto bancario, tributario, comercial e industrial. De los artículos señalados, se verifica que la LPAG protege el derecho del administrado a acceder a los documentos e información que forman parte del expediente, en cualquier momento en que los administrados lo consideren necesario. En este mismo sentido, según el artículo 4 de la Ley N° 27838, Ley de Transparencia y Simplificación de los Procedimientos Regulatorios de Tarifas, las empresas prestadoras y las organizaciones representativas de usuarios, así como toda persona, tienen el derecho a acceder a los informes, estudios, dictámenes, modelos económicos y memorias anuales que constituyan el sustento de las Resoluciones que fijan los precios regulados. Asimismo, en el


artículo 6 se establece que la información señalada debe ser proporcionada por el organismo regulador dentro de los cinco días hábiles siguientes de recibida la solicitud. Adicionalmente, en el artículo 7 del Decreto Supremo N° 043-2003-PCM, Texto Único Ordenado de la Ley N° 27806, se señala que toda persona tiene derecho a solicitar y recibir información de cualquier entidad de la Administración Pública, siendo que en ningún caso se exige expresión de causa para el ejercicio de este derecho. Así, de las normas antes citadas, se desprende que constituye un derecho del administrado, y una obligación del organismo regulador, brindar la información que sea solicitada por los administrados, siempre que estos cumplan con los requisitos exigidos en los dispositivos que correspondan, y que esta información que solicitan no se encuentre en alguna de las excepciones contempladas en la Ley de Transparencia y Simplificación de los Procedimientos Regulatorios de Tarifas. Esta facilidad de acceso a la información del expediente, se presenta en la medida que la autoridad administrativa busca dotar a las etapas y actos procesales que originan el acto administrativo, de la mayor transparencia posible, siempre sujeto a las limitaciones establecidas por la ley. En consecuencia, resulta necesario precisar que la Ley N° 27838, ordena la publicación en la página web de Osinergmin sobre determinados documentos, conforme lo hace el Regulador, mas no obliga a colocar todo o parte del expediente administrativo en la web institucional, lo que no significa que no se trate de información de acceso público, siendo por tanto, susceptible su entrega según el trámite sumarísimo de transparencia y acceso a la información pública. En ese sentido, no se acoge el comentario del Subcomité de Generadores.

3.4 Comentarios de Samay I S.A. Comentario referido a que las penalidades y compensaciones no le son aplicables

Samay I S.A. (Samay) señala su desacuerdo con la competencia que pretende irrogarse Osinergmin para decidir si los eventos invocados constituyen situaciones de fuerza mayor bajo los términos del contrato de inversión. Señala incluso que dicho proceso sobre la calificación de la fuerza mayor se encuentra en trámite. Añade que mientras las discrepancias entre Samay y el Estado Peruano se mantengan sin resolver, Osinergmin debe abstenerse de determinar penalidades y compensaciones en el marco del cálculo del CUCGE aplicable para la CT Puerto Bravo.


Análisis

Debemos precisar que las Leyes Aplicables, que no se circunscriben a la normativa de rango legal, han establecido que en la etapa operativa, el supervisor y regulador de las inversiones en energía, sea el órgano competente para calificar los eventos como fuerza mayor. De este modo, en la Cláusula 6.5 del Contrato de Inversión del Proyecto “Nodo Energético en el Sur del Perú”, celebrado entre el Estado Peruano y Samay, se señala que la calificación de fuerza mayor durante la construcción hasta la Puesta en Operación Comercial, será realizada por el Ministerio de Energía y Minas, siendo que durante la operación de la CT regirá lo establecido en las Leyes Aplicables. Asimismo, en la Cláusula 6.7 del referido contrato de inversión, se indica que la evaluación de la variación temporal de las condiciones de suministro por causa de fuerza mayor, caso fortuito u otras, se regirá por las directivas aprobadas con tal fin por Osinergmin y las Leyes Aplicables. Por otro lado, se define en el numeral 2.13 del Contrato, como Leyes Aplicables a todas las normas jurídicas que conforman el Derecho Interno del Perú, así como sus normas complementarias, supletorias y modificatorias. De lo anterior se desprende que es el MINEM a quien corresponde declarar la Fuerza Mayor si el evento se produce durante la construcción y hasta la entrada en operación comercial; y es Osinergmin el encargado de declarar la Fuerza Mayor si el evento ocurre luego de la entrada a la central de operación comercial, aspecto que ha sido reconocido por el Ministerio en el Oficio N° 1403-2016-MEM/DGE; por lo que se concluye que Osinergmin es competente para pronunciarse sobre la calificación de fuerza mayor. Asimismo, sobre la impugnación de la decisión de Osinergmin de no calificar como fuerza mayor sus eventos declarados como tales, es oportuno mencionar que de acuerdo a lo previsto en los artículos 9, 192 y 216 de la LPAG, las impugnaciones no suspenden la ejecutoriedad del acto administrativo. No obstante, es de apreciar que a la fecha, se ha tomado conocimiento que dicho recurso ha sido declarado infundado con Resolución N° 036-2017-OS/DSE.

3.5 Comentarios de Engie Energía Perú S.A. Publicación de los archivos de cálculo y trazabilidad de los cálculos utilizados para fijar del Cargo CUCGE, en virtud de la Ley de Transparencia


Engie Energía Perú S.A. (Engie) señala que resulta necesario que Osinergmin publique en su página web todos los archivos que sustentan los cálculos elaborados para efectos de la presente fijación tarifaria. Estos archivos a su vez, deben incluir todos los vínculos y formulas correspondientes a fin de no eliminar la trazabilidad de la información. Señala también que Osinergmin está incumpliendo el principio de transparencia al no haber publicado conjuntamente con el proyecto de resolución bajo comentario, los archivos de calculo que sustenten los valores mostrados en la hoja “Comp&Penalidad” del archivo “Calculo-CUCGE-May17-Abr18(PP).xlsx”. Dicho principio, que debe ser considerado por el regulador en cada pronunciamiento que emita, establece que toda decisión de Osinergmin deberá adoptarse de tal manera que los criterios a utilizarse sean conocidos y predecibles para los administrados. Análisis

Este extremo de los comentarios de Engie, resulta similar al comentario correspondiente al numeral 3.3 del presente informe, relativo a que deberían publicarse los sustentos respectivos, en virtud del principio de transparencia en la actuación del regulador. En ese sentido, no se acoge este comentario, por los fundamentos expuestos en el análisis del mencionado numeral 3.3 del presente informe. La fórmula de actualización de los precios en barra debe considerar el factor de variación del tipo de cambio

Engie realiza esta solicitud en la medida que, si bien en la LCE se dispone que los precios regulados deben promover la eficiencia del sector, y que Osinergmin fijara anualmente las tarifas en barra, con sus respectivas fórmulas de actualización, la referida facultad debe ser ejercitada conforme a los criterios de eficiencia previstos en la misma norma. Añade además, que la actuación de Osinergmin debe sujetarse a los principios que rigen su accionar, los cuales se encuentran contemplados en el Decreto Supremo N° 054-2001-PCM. Entre estos principios se encuentra el de actuación basada en el análisis costo – beneficio, que dispone que los beneficios y costos de las acciones ejecutadas por Osinergmin deberán ser sustentadas en estudios y evaluaciones técnicas que acrediten su racionalidad y eficacia. Por ello, señala que el proyecto de resolución debe enmarcarse dentro de lo dispuesto en el artículo 42 de la LCE y debe respetar el principio de actuación basada en el análisis costo beneficio.


No obstante, en el proyecto de resolución bajo comentario, Osinergmin ha quitado la indexación al tipo de cambio de la fórmula de actualización del precio de energía, lo que ocasiona que se produzcan distorsiones en el mercado, producto de una actuación contraria del regulador a los criterios y principios que rigen su accionar. Señala que esta exclusión también se presentó en la fijación tarifaria del periodo anterior, mayo 2016 - abril 2017, siendo justificada por Osinergmin argumentando que los precios en barra están influenciados por la cotización de los combustibles y estos a su vez por el tipo de cambio, por lo que incluir en forma conjunta el tipo de cambio y los precios de combustibles resultaba redundante. Sin embargo, cuestiona que los costos variables de generación se clasifican en costos variables combustibles (CVC) y costos variables no combustibles (CVNC). El CVNC está compuesto por todos los costos que no incluyen combustibles, tales como costos de mantenimientos y reparación de los equipos. Estos costos en su mayoría forman parte de los servicios que ofrecen los proveedores de la maquinaria y equipos en contratos de largo plazo que están expresados en moneda extranjera, por lo que la evolución de este costo en el corto plazo esta explicada principalmente en la variación del tipo de cambio. En virtud de ello, solicita que su actualización en el corto plazo debe incluir la indexación al tipo de cambio. Análisis De forma independiente al desarrollo que plantee el área técnica en particular, debemos señalar que la LCE, en su artículo 46, establece la potestad a Osinergmin de fijar fórmulas de reajuste de las tarifas. Asimismo, 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 pueden ser cambiadas con la debida motivación), Osinergmin tiene la facultad de


evaluar 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 LCE. 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 generan el cambio. Al respecto, la LPAG faculta a la Administración a modificar los criterios al amparo de su numeral 2 del Artículo VI del Título Preliminar, 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. En este contexto, resulta una facultad de la administración la posibilidad de variar su criterio, siempre que se sigan ciertas reglas. Para esta variación, la autoridad parte reconociendo la existencia del criterio, sin embargo, se le separa en forma motivada, bajo cualquiera de las dos únicas modificaciones validas, según el autor MORON URBINA:

“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”1.

De lo señalado 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 LPAG. Al encontrarse está lógica autorización dentro del marco legal, es también parte de la seguridad jurídica, esta dinámica y facultad de cambio, que en

1 Morón Urbina, Juan Carlos, “Comentarios a la Ley del Procedimiento Administrativo General”, Décima

Edición, actualizada y revisada. Gaceta Jurídica 2010, pagina 113.


otros casos, se ha visto respaldado por los mismos agentes, en situaciones que a su criterio mejoran la regulación del sector. 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.

3.6 Comentarios de Fénix Power Perú S.A. Reconocimiento de costos de combustibles por pruebas de comisionamiento, por pruebas de potencia efectiva y rendimiento, costo de terrenos, gastos generales y utilidad del contratista y costo financiero del combustible almacenado

Fénix Power Perú S.A. (Fénix Power) solicita que se varíe el criterio utilizado para efectos del cálculo del CUCSS, pues no se encuentra adecuadamente motivado y, entre otros, contraviene prácticas de reconocimiento de costos a nivel internacional. Añade que las omisiones señaladas, generan subvaluación del CUCSS como tarifa que remunera la seguridad de suministro. Por ello, Osinergmin debe corregir estas omisiones para garantizar que la tarifa realmente tome en cuenta todos los costos de prestación del servicio que dicha tarifa remunera. Análisis

Los argumentos que viene sosteniendo Fenix han sido replicados en anteriores procesos regulatorios para la determinación de CUCSS, los cuales han obtenido la respuesta de parte de Osinergmin, las mismas que pueden ser revisadas en la Resolución N° 146-2016-OS/CD. Esta resolución se identifica para los efectos previstos en el artículo 6.2 de la LPAG. Estos argumentos se vienen conociendo en vía judicial a través de una demanda contenciosa administrativa interpuesta por Fenix, la misma que ha sido contestada por Osinergmin, cuyo proceso a la fecha, no ha concluido mediante resolución judicial. En este contexto, manifiesta Fenix que no encuentra un pronunciamiento motivado de parte del Regulador en las decisiones que adoptó, no obstante, sostenemos que ello es debido a que no se aceptan las pretensiones de Fenix. Solicita el reconocimiento de los costos por pruebas de comisionamiento; por su parte Osinergmin manifiesta que dicho concepto es remunerado en los costos por combustibles utilizados por las centrales de generación en etapa de pruebas con carga, cuya energía producida es valorizada por el COES en las transferencias de energía activa, conforme lo establece el PR- 19. Para Fenix, el desarrollo de Osinergmin, no se encuentra motivado.


Solicita el reconocimiento de los costos de combustible por pruebas de Potencia Efectiva y Rendimiento; por su parte Osinergmin señala también que ello se reconoce a través de los costos por combustibles utilizados por las centrales de generación en etapa de pruebas EPEyR, cuya energía producida es valorizada por el COES en las transferencias de energía activa, conforme lo establece el PR- 19. Para Fenix, el desarrollo de Osinergmin, no se encuentra motivado. Solicita el reconocimiento de los costos de terreno, por su parte Osinergmin indica que en el CUCSS se les reconoce los costos de adecuación y de gestión del terreno necesarios previo a las obras civiles para la construcción de la central térmica más no corresponden a los costos relacionados con la adquisición del terreno, que será siempre de propiedad de Fenix en su actividad de generación. Para Fenix, el desarrollo de Osinergmin, no se encuentra motivado. Ahora bien, en este caso, la empresa podrá presentar una lista valorizada de diferentes conceptos en diversas realidades, no obstante, aquellos que serán reconocidos son los que se encuentran previstos en la norma de detalle de Osinergmin (2008) y en los demás procedimientos que han sido emitidos en consonancia con el Decreto Legislativo N° 1041, por delegación expresa, y justifiquen los criterios de eficiencia avalados por el Regulador de la inversión en energía. Esta norma de Osinergmin (Res. 651-2008-OS/CD) ha sido aplicada desde el 2008 para todas las centrales duales con carácter general, por lo cual también es aplicable a Fenix, sin admitir distinciones o particularidades. Fenix, ingresó al mercado conociendo las reglas vigentes, que no solo considera una sola, sino en todas aquellas complementarias que venían siendo aplicadas en el mercado. La lectura de Fenix del decreto legislativo, a su criterio, daría carta libre para que cualquier concepto sea reconocido por que dicho concepto se aplica en determinada realidad, y ello no es así, en la presente actividad. La lectura del decreto legislativo, implica que Osinergmin considerará en su fijación como mínimo la recuperación de las inversiones en centrales térmicas de alto rendimiento, y para ello se basa en el procedimiento de detalle que aprobó, puestos que son los lineamientos de naturaleza normativa que tiene para dicha aplicación. Si la empresa, conforme se advierte en el fondo de sus argumentos, está cuestionando la norma de Osinergmin considerándola que vulnera la Ley, será el proceso de acción popular al cual debe recurrir en vía judicial. No se evidencia que un dispositivo específico de la norma de detalle se encuentre vulnerando el dispositivo normativo del Decreto Legislativo N° 1041, es la interpretación de Fenix, que lo percibe de ese modo, y Osinergmin lo rechaza.


La aplicación del Decreto Legislativo N° 1041 no se encuentra aislada de lo dispuesto en las demás normas que conforman el marco regulatorio del sector eléctrico, debiendo por ello Osinergmin en el ejercicio de su función de regulación tarifaria, realizar una interpretación sistemática considerando también la LCE y el Decreto Legislativo N° 1041, observando el criterio de costos eficientes establecido en el artículo 8 de la LCE. En este sentido, el CUCSS debe ser genérico y no ad-hoc por cada agente, caso contrario no se estaría remunerando el servicio de seguridad prestado considerando costos de eficiencia, sino el costo efectivamente incurrido, lo cual no es el espíritu del Decreto Legislativo 1041, pues en ese caso, el legislador hubiera establecido que para la determinación del CUCSS no es aplicable el criterio de eficiencia previsto en la LCE y hubiera dispuesto que se reconozcan costos declarados por las generadoras duales, lo cual obviamente no ha ocurrido para este cargo, pero sí en otros cargos que se reconocen a través de las tarifas eléctricas, donde la legislación fue explicita. Sobre esto último, es necesario precisar que brindar el servicio de dualidad que establece el Decreto Legislativo 1041, tiene carácter voluntario de la parte de las centrales de generación y no obligatorio, por lo cual el cargo CUCSS tienen como objetivo reconocer un costo eficiente por este servicio. No hay garantía del Estado, no existe reconocimiento de ingresos asegurados y tampoco se consideran los gastos reportados según lo planteen los interesados. En este caso, las centrales de generación evalúan en forma independiente si este ingreso con cargo CUCSS les incentiva a brindar el servicio de dualidad, y si los resultados, le resultan conveniente, voluntariamente deciden brindar el servicio. Tal es así, como se ha mencionado que con el cargo CUCSS que se comenzó a fijar desde el año 2009 se ha tenido que el servicio de seguridad es brindado por las centrales de Ventanilla (290 MW) y la central de Santa Rosa (217 MW). Por lo cual Fénix, tenía la información de remuneración e ingresos para brindar el servicio de seguridad, por lo cual su decisión voluntaria de realizar la conversión a dual de su central de generación, fue incluyendo estos costos eficientes, y no esperando que se realice un reconocimiento de costos ad hoc. Del mismo modo, con respecto al pedido efectuado para que se incremente el valor reconocido por gastos generales y utilidades del contratista; y gastos financieros del combustible almacenado, sosteniendo que la experiencia internacional así lo indica, es decir, porque en otro países sí se reconocen, se debe señalar que si bien la experiencia internacional puede ser un referente para la función regulatoria, esta no es obligatoria para Osinergmin ni mucho menos otorga derechos a los administrados para que el regulador actúe de determinada forma para favorecerlos.


De lo mencionado, se evidencia que el marco normativo actual no ha impuesto como mandato para Osinergmin y derecho de las empresas concesionarias, que la fijación del CUCSS considere en forma obligatoria los costos en la medida que ha sido propuesta por las empresas, sino será Osinergmin que en el ejercicio de sus facultades defina los conceptos, criterios, metodología y cuantía, con el debido sustento. Osinergmin ha fijado el CUCSS observando tanto el Decreto Legislativo N° 1041, como todo el marco regulatorio aplicable, entre ellos la LCE, su Reglamento, y los Procedimientos del COES, fijando el CUCSS con criterio de eficiencia de costos, de conformidad con los principios que rigen su accionar. Por lo señalado, no se acoge este extremo del comentario, correspondiendo al área técnica determinar los criterios y metodología a utilizarse para el cálculo del referido cargo, considerando una adecuada motivación de su decisión.

3.7 Comentario de la Empresa de Generación Eléctrica Machupicchu S.A.

Rectificación de la titularidad de la celda en 138 kV de la subestación Dolorespata de la Línea de Transmisión en 138 kV S.E. Dolorespata – S.E. Quencoro (L-1004) La Empresa de Generación Eléctrica Machupicchu S.A. (Egemsa), reiteró su solicitud de que se rectifique a su favor, la titularidad de la celda en 138 kV de la subestación Dolorespata. Señaló que de la revisión de la Resolución Suprema N° 032-95-EM de fecha 05 de mayo de 1995, el otorgamiento de la concesión definitiva para realizar la actividad de transmisión de energía no incluía la S.E. Dolorespata, por lo que nunca perdió la titularidad de dicho elemento. Añadió que la titularidad de la celda no está siendo incluida en el proyecto de resolución publicado, lo que contraviene el reconocimiento legal que efectuó el Ministerio de Energía y Minas sobre la titularidad de la línea, y a la declaración de parte efectuada por la empresa Red de Energía del Perú S.A. Análisis

Mediante la carta N° C-108-2017/EGEMSA recibida el 24 de marzo de 2017, Egemsa reiteró su solicitud de que se modifique la titularidad de la celda ubicada en la S.E. Dolorespata de la Línea en 138 kV S.E. Dolorespata – S.E. Quencoro. De conformidad con lo señalado en el numeral 2.1 del Informe Legal N° 103-2017-GRT, Osinergmin precisó que no se contaba con los medios probatorios adecuados a fin de modificar el criterio utilizado por el organismo regulador, para considerar a la empresa Red de Energía el Perú (REP) como titular de la celda antes mencionada, en procesos regulatorios anteriores.


Los argumentos utilizados en el mencionado informe legal, fueron los siguientes:

- el contrato de cesión estipuló que la transferencia de la línea se realizó conjuntamente con los bienes y derechos asociados a esta, los cuales incluirían los elementos necesarios para que esta pueda cumplir su función, esto es, las celdas;

- según la información que consta en las fijaciones de precios en barra de los años 2003, 2004, y 2005, la titularidad de la celda en 138 kV de la S.E. Dolorespata, correspondió a Egemsa, Etesur en liquidación y a REP, respectivamente.

- a pesar de los requerimientos realizados a Egemsa, esta empresa no

ha adjuntado documento alguno que acredite indubitablemente su titularidad respecto de la celda.

- REP, al ser consultado sobre la titularidad de la celda, se limitó a

indicar que no la opera o mantiene, sin desvirtuar su titularidad sobre la misma, mediante la Carta GJ-072-2007, lo cual no implica en forma alguna, una negativa de su titularidad.

- el Informe N° 582-2016/MEM-DGE-DCE, en el cual se consideró que el

titular de la celda de la S.E. Dolorespata es Egemsa, no contiene información suficiente para modificar la decisión tomada por Osinergmin en procesos regulatorios anteriores.

En el Informe Legal N° 103-2017-GRT también se señaló que se solicitaría a la DGE del Ministerio de Energía y Minas que realice una evaluación de los hechos expuestos en el informe y la información sobre la cual se sustentó el oficio N° 397-2007/MEM-DGE, a fin de contar con mayores medios probatorios para resolver. Sin embargo, si bien el Ministerio fue notificado con el Oficio N° 332-2017-GRT el día 27 de marzo de 2017, a la fecha de emisión del presente informe no había atendido el requerimiento hecho por Osinergmin. En ese sentido, en la medida que no se cuentan con medios probatorios adicionales, mediante los cuales se pueda sustentar una variación del criterio utilizado para procedimientos regulatorios previos, no corresponde acoger el comentario solicitado por Egemsa.

3.8 Comentarios extemporáneos

Luis Antonio Torres Salinas (señor Torres), sugiere que Osinergmin revise los cálculos y publique los archivos fuentes (entradas y salidas del modelo de despacho además de hojas de cálculo de procesamiento) en los cuales se


sustenten dichas estimaciones para el CVOA – CMG, que permitan trazabilidad de los resultados, dado que dichas estimaciones no guardan relación con el panorama actual de sobreoferta, el cual está basado en generación hidroeléctrica y generación termoeléctrica a gas natural a bajo costo. Por lo que solicita, en caso se mantengan resultados similares a la prepublicación, explicar dichos resultados. Análisis

De conformidad con lo señalado en el artículo 131 de la LPAG, los plazos y términos son entendidos como máximos, se computan independientemente de cualquier formalidad, y obligan por igual a la administración y a los administrados. Asimismo, de acuerdo a lo establecido por los artículos 136 y 140 de la LPAG, el plazo legal es perentorio e improrrogable y su vencimiento tiene como efecto el decaimiento del derecho. Las únicas excepciones a dicha regla, ocurren en caso existan situaciones de fuerza mayor, debidamente acreditadas, que no se han verificado en el presente caso, ni han sido alegadas por el administrado. Lo hasta aquí señalado consagra los principios generales de igualdad e imparcialidad, por los cuales todos los administrados merecen el mismo tratamiento dentro del marco del ordenamiento jurídico, al permitir y admitir a trámite y análisis de fondo todas las pretensiones formuladas dentro del plazo legal y desestimar las que se apartaron de dicho plazo; asimismo, el principio de preclusión, por cuanto al vencer un plazo se pierde y extingue la facultad otorgada al administrado, toda vez que existe un orden consecutivo del procedimiento para cada etapa del mismo. Como se ha señalado previamente, la Resolución 033 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 2017. Al respecto, el comentario del señor Torres fue presentado mediante correo electrónico, el día 23 de marzo de 2017, a las 19:43 horas, por tanto en un horario no hábil, puesto que los plazos para la recepción de documentos remitidos vía correo electrónico, fax o cualquier otro medio de transmisión de datos a distancia luego de culminado el horario de atención al público, se tiene por recibido al día hábil siguiente de su remisión, criterio que viene siendo aplicado y sustentado por Osinergmin en reiterados casos. De este modo, el sentido de facilitar el uso de datos de transmisión a distancia no implica, en forma alguna, crear un régimen privilegiado a los usuarios que hagan uso del correo electrónico, con relación a aquellos que solo puedan presentar físicamente sus escritos, afectando el principio de igualdad; razón por la cual, el horario se especificó en la Resolución que publica el proyecto.


En ese sentido, si bien el administrado contó con un plazo debidamente informado mediante la publicación respectiva para presentar sus comentarios a la Resolución 033, lo hizo con posterioridad al vencimiento de este por ello, no corresponde considerar el contenido del mismo para la presente etapa del procedimiento, sin perjuicio del ejercicio y aplicación del principio de verdad material, sobre la información presentada.

3.9 Precio de Combustible para Electroucayali

Según el contrato G-053-2016/EU de adquisición de combustible diésel B5 para la central térmica de Atalaya, celebrado entre Electro Ucayali S.A. y la empresa grupo Corporativo Alania S.A.C., el precio unitario de combustible utilizado para la prestación acordada es de S/. 10,95 soles, por una cantidad de 120 000,00 galones, resultando en un precio total de S/. 1 314 000,00. No obstante, este precio no se encuentra vinculado a ninguna planta de Petroperú que se encuentre autorizada a vender combustible para sistemas aislados al precio que la normativa reconoce, siendo que la Lista de Combustibles N° 13-2017, vigente desde el 29 de marzo de 2017, no lo incluye. En ese sentido, corresponde al área técnica determinar el precio del combustible a utilizar para el modelo de cálculo, considerando los criterios de eficiencia previstos en los artículos 8 y 42 de la Ley de Concesiones Eléctricas. En caso el precio obtenido resulte más eficiente que el que figura en el contrato, no corresponderá utilizar este último para el cálculo de la tarifa, en virtud de los criterios antes mencionados. Según lo informado por el área técnica, en el proyecto se ha utilizado el precio de combustible considerado para el Callao, toda vez que Petroperú tiene disponibilidad del mismo en esa localidad. Al mismo, se adiciona el ISC, IGV y el flete por galón hasta la central Atalaya, a fin de calcular el precio más eficiente para su abastecimiento; esta determinación del precio más eficiente debe encontrarse debidamente sustentada, a fin de que pueda ser utilizada En caso el precio de combustible que sea determinado en base a estos criterios difiera de lo considerado previamente, se deberá modificar, de conformidad con lo establecido en el Artículo VI, numeral 2 del Título Preliminar de la Ley N° 27444, Ley del Procedimiento Administrativo General, sustentando adecuadamente las razones que sustentan la modificación.

4) Etapas cumplidas y procedencia de publicar la resolución que aprueba los Precios en Barra y los cargos en el SPT, entre otros

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

los Procedimientos Regulatorios de Tarifas, el Regulador aprobó la Norma “Procedimientos para Fijación de Precios Regulados”, mediante Resolución Nº


080-2012-OS/CD, en cuyo Anexo A.1 se encuentra el “Procedimiento para Fijación de Tarifas en Barra” (“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 2017 – abril 2018, 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 14 de noviembre de 2016: - Mediante Carta Nº SCG-062-2016, recibida con fecha 14 de noviembre

de 2016, 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 009-2016, 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 30 de noviembre del 2016,

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 02 de enero de 2017, mediante Informes 0790-2016-GRT y 0798-2016-GRT respectivamente, remitidos mediante Oficios Nºs 1188 y 1192-2016-GRT; 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 30 de enero de 2017. Asimismo, se recibió la absolución de las observaciones por parte del Subcomité de Transmisores, mediante Carta STCOES Nº 003-2017 el 31 de enero de 2017. 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 2017 – abril 2018, así como la relación de la información que la sustenta, y la convocatoria a la Audiencia Pública de Osinergmin. Dicho proyecto se publicó mediante la Resolución N° 033-2017-OS/CD, con fecha 13 de marzo de 2017.

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 2017, en las ciudades de Lima, Piura y Arequipa.

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 2017 – abril 2018, 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.

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 (“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 mediante 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 24 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 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 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.

6) Conclusiones


6.1 Por los fundamentos expuestos 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 2017 – abril 2018, y los respectivos cargos asociados al Peaje de Conexión del Sistema Principal de Transmisión, así como la liquidación anual de los Ingresos por el Servicio de Transmisión Eléctrica de las instalaciones del SGT, para la determinación del Cargo de Peaje de Transmisión Unitario del SGT.

6.2 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.

[mcastillo] [nleon]

/wmf

Documents

Informe Nº 161-2017-GRT Opinión legal sobre la procedencia de … · 2020. 7. 1. · Informe Nº 161-2017-GRT Opinión legal sobre la procedencia de publicar la resolución mediante