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NORMATIVIDAD DEL SECTOR ELECTRICIDAD Y FISCALIZACION ELECTRICA
SUB COMITÉ 5NORMATIVIDAD Y FISCALIZACION ELECTRICA
Contenido Normatividad del Sector
Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos (NTCSE)oPerturbacionesoTopes en pago de compensacionesoConsiderar factores k=0 en cortes programados
Problemática RuraloEvolución de instalaciones eléctricasoDificultades operativasoProblemas de traslado a localidades ruralesoProblemática generaloCompensaciones NTCSERoPlanteamiento
Fiscalización Eléctrica oJARUoGFE
Conclusiones
OEFA
Nov 1992Ley N° 25844
Feb1993D.S. N° 099-93-EM
Oct 1997D.S. N° 020-97-EM
Línea de Tiempo
Niv
el
Je
rárq
uic
o
Jun 2006Ley N° 28749
May2008R.D 016-2008-EM/DGE
May 2007D.S. N° 025-2007
NORMA TECNICA DE CALIDAD DE LOS SERVICIOS ELECTRICOS (NTCSE)
6
AT/MATAT/MAT
MTMT
BTBT
NN
3
6
8
10
6
13
DD
NTCSE - Alcances NTCSE - Alcances GeneralesGenerales
Calidad de
Producto
Calidadde
Suministro
Calidad del Servicio
Comercial
Calidad de Alumbrado
Público
Tolerancias de InterrupcionesTensión V : ± 5%
Frecuencia : Variable (Hz)Flicker : Pst 1Armónicos : THD<8%
Plazos de AtenciónMedios de AtenciónFacturasRegistro de reclamosCentro atención telefónicaPrecisión de medida de la Energía
Niveles de iluminación adecuadosTolerancia:
““Longitud porcentual de Vías de A.lumbrado Publico Deficiente
inferior al 10%””
PERTURBACIONES
El Art 6° D.S. 040-2001-EM (publicado:17.07.2001), dispone suspender el numeral 3.7 y las compensaciones por perturbaciones de la NTCSE.
Propuesta:Se suspenda la realización de mediciones de perturbaciones y envío de reportes a OSINERGMIN por generar un gasto innecesario, más aun si no se ha concretado el ESTUDIO indicado en el DS 040-2001-M
A la fecha se viene efectuando las mediciones de perturbaciones, análisis y reportes, generando gastos innecesarios descritos en el cuadro siguiente:
Sobre Calidad del Producto - Perturbaciones
Las empresas venimos cumpliendo con la entrega de reportes de mediciones e información diversa ante el OSINERGMIN.
1x50
Costo S/. ENOSA ENSA HDNA ELCTO DISTRILUZCosto de ejecución de las mediciones de perturbaciones + evaluaciones y reporte
31,680 63,946 39,121 33,301 168,048
Costo de calibraciones 5,900 13,054 8,680 6,050 33,684 Sub-total 201,732 Costo de los equipos registradores de perturbaciones
348,800 319,730 384,000 344,685 1,397,215
TOTAL 386,380 193,246 430,201 384,036 1,598,947
Aplicación de la NTCSE D.S. N° 020-97-EM
Propuesta:Al igual que a Transmisoras, las empresas distribuidoras deben contar con topes máximos de compensaciones de tal forma que las compensaciones semestrales por suministro no excedan los pagos por la facturación semestral (que no exista desproporción con las ventas realizadas en el semestre)
El pago de compensaciones tienen un comportamiento exponencial en función de la duración, la cual se muestra en el gráfico.
Las Transmisoras cuentan con un tope de pago de compensaciones por NTCSE que es como máximo el 10% del total de sus ventas anuales. Las Distribuidoras no cuentan con tope alguno, siendo las compensaciones de comportamiento exponencial, perjudicándose económicamente en sumo grado cuando las compensaciones superan la facturación semestral del cliente. Horas Interrumpidas
Com
pens
ació
n un
itaria
por
pot
enci
a $
Comportamiento EXP del pago de CNTCSE
Sobre Calidad del Suministro : Topes en pago de Compensaciones
Problemática
057-2010-EM modificatoria del numeral 3.1 y tercera disposición de la NTCSE
Propuesta:
Se propone que los factores de ponderación de los Indicadores de Calidad de Suministro N y D, para los mantenimientos programados por expansión y/o reforzamiento, así como para los mantenimiento preventivos y/o correctivos, sean “cero”. Es decir también sean exonerados del pago de compensaciones, por corresponder a una acción de prevención.
Esta modificatoria solo considera la exoneración de compensación en los Sistemas de Transmisión cuando se realizan obras de gran envergadura de interés público o reforzamiento.
Para el caso del Sistema de Distribución es necesario evaluar la aplicación de exoneraciones de compensaciones en mantenimientos, considerando que actualmente el 30% del pago de compensaciones se deben a las interrupciones programadas.
Sobre Calidad del Suministro : Considerar factores k=0
PROBLEMÁTICA RURAL
EVOLUCION DE LAS INSTALACIONES ST 4, 5 Y SER
La ciudad de Celendín contaba con 12.98 Km de Red Primaria.
Con el ingreso del PSE Celendín II y III Etapa se ha incrementado en 379.75 Km de RP, llegando hasta la Provincia de Bolívar.
SECTOR TIPICO 05PSE CELENDIN II Y III ETAPA
___ CEL001 CELENDIN URBANO
___ PSE CELENDIN II Y III ETAPA
EVOLUCION DE LAS INSTALACIONES ST 4, 5 Y SER
SECTRO TIPICO 04PSE CAJAMARCA EJE. ASUNCION COSPAN
___ INSTALACIONES URB. CAJAMARCA
___ CAJ005 CAJAMARCA RURAL
El ingreso del PSE Cajamarca eje Asunción Cospan significa un incremento de 170.18 Km de RP, llegando hasta los sectores de San Pablo en Jesús y Sunchubamba por Cospan.
C.H. HUAYUNGAC.H. HUAYUNGAC.H. HUAYUNGAC.H. HUAYUNGAC.H. HUAYUNGAC.H. HUAYUNGAC.H. HUAYUNGAC.H. HUAYUNGAC.H. HUAYUNGA
C.H. HUAYCHACAC.H. HUAYCHACAC.H. HUAYCHACAC.H. HUAYCHACAC.H. HUAYCHACAC.H. HUAYCHACAC.H. HUAYCHACAC.H. HUAYCHACAC.H. HUAYCHACAS.E. SALAVERRY-01S.E. SALAVERRY-01S.E. SALAVERRY-01S.E. SALAVERRY-01S.E. SALAVERRY-01S.E. SALAVERRY-01S.E. SALAVERRY-01S.E. SALAVERRY-01S.E. SALAVERRY-01
S.E. SHOREYS.E. SHOREYS.E. SHOREYS.E. SHOREYS.E. SHOREYS.E. SHOREYS.E. SHOREYS.E. SHOREYS.E. SHOREY
S.E. MOTIL PUEBLOS.E. MOTIL PUEBLOS.E. MOTIL PUEBLOS.E. MOTIL PUEBLOS.E. MOTIL PUEBLOS.E. MOTIL PUEBLOS.E. MOTIL PUEBLOS.E. MOTIL PUEBLOS.E. MOTIL PUEBLO
S.E. MORENAS.E. MORENAS.E. MORENAS.E. MORENAS.E. MORENAS.E. MORENAS.E. MORENAS.E. MORENAS.E. MORENA
D.L. MOCHED.L. MOCHED.L. MOCHED.L. MOCHED.L. MOCHED.L. MOCHED.L. MOCHED.L. MOCHED.L. MOCHE
S.E. HUALLANCAS.E. HUALLANCAS.E. HUALLANCAS.E. HUALLANCAS.E. HUALLANCAS.E. HUALLANCAS.E. HUALLANCAS.E. HUALLANCAS.E. HUALLANCA
S.E. LA PAMPAS.E. LA PAMPAS.E. LA PAMPAS.E. LA PAMPAS.E. LA PAMPAS.E. LA PAMPAS.E. LA PAMPAS.E. LA PAMPAS.E. LA PAMPA
S.E. PASACANCHAS.E. PASACANCHAS.E. PASACANCHAS.E. PASACANCHAS.E. PASACANCHAS.E. PASACANCHAS.E. PASACANCHAS.E. PASACANCHAS.E. PASACANCHA
C.H. POMABAMBAC.H. POMABAMBAC.H. POMABAMBAC.H. POMABAMBAC.H. POMABAMBAC.H. POMABAMBAC.H. POMABAMBAC.H. POMABAMBAC.H. POMABAMBA
C.T. PISCOBAMBAC.T. PISCOBAMBAC.T. PISCOBAMBAC.T. PISCOBAMBAC.T. PISCOBAMBAC.T. PISCOBAMBAC.T. PISCOBAMBAC.T. PISCOBAMBAC.T. PISCOBAMBA
C.T. CAJABAMBAC.T. CAJABAMBAC.T. CAJABAMBAC.T. CAJABAMBAC.T. CAJABAMBAC.T. CAJABAMBAC.T. CAJABAMBAC.T. CAJABAMBAC.T. CAJABAMBA
D.L. PORVENIRD.L. PORVENIRD.L. PORVENIRD.L. PORVENIRD.L. PORVENIRD.L. PORVENIRD.L. PORVENIRD.L. PORVENIRD.L. PORVENIR
S.E. CHARATS.E. CHARATS.E. CHARATS.E. CHARATS.E. CHARATS.E. CHARATS.E. CHARATS.E. CHARATS.E. CHARAT
S.E. PALLASCAS.E. PALLASCAS.E. PALLASCAS.E. PALLASCAS.E. PALLASCAS.E. PALLASCAS.E. PALLASCAS.E. PALLASCAS.E. PALLASCA
S.E. OTUZCOS.E. OTUZCOS.E. OTUZCOS.E. OTUZCOS.E. OTUZCOS.E. OTUZCOS.E. OTUZCOS.E. OTUZCOS.E. OTUZCO
S.E. SALAVERRYS.E. SALAVERRYS.E. SALAVERRYS.E. SALAVERRYS.E. SALAVERRYS.E. SALAVERRYS.E. SALAVERRYS.E. SALAVERRYS.E. SALAVERRY
S.E. TRUJILLO NORTES.E. TRUJILLO NORTES.E. TRUJILLO NORTES.E. TRUJILLO NORTES.E. TRUJILLO NORTES.E. TRUJILLO NORTES.E. TRUJILLO NORTES.E. TRUJILLO NORTES.E. TRUJILLO NORTE
S.E. PORVENIRS.E. PORVENIRS.E. PORVENIRS.E. PORVENIRS.E. PORVENIRS.E. PORVENIRS.E. PORVENIRS.E. PORVENIRS.E. PORVENIR
S.E. TRUJILLO SURS.E. TRUJILLO SURS.E. TRUJILLO SURS.E. TRUJILLO SURS.E. TRUJILLO SURS.E. TRUJILLO SURS.E. TRUJILLO SURS.E. TRUJILLO SURS.E. TRUJILLO SUR
S.E. VIRUS.E. VIRUS.E. VIRUS.E. VIRUS.E. VIRUS.E. VIRUS.E. VIRUS.E. VIRUS.E. VIRU
C.H. YAMOBAMBAC.H. YAMOBAMBAC.H. YAMOBAMBAC.H. YAMOBAMBAC.H. YAMOBAMBAC.H. YAMOBAMBAC.H. YAMOBAMBAC.H. YAMOBAMBAC.H. YAMOBAMBA
S.E. MOCHES.E. MOCHES.E. MOCHES.E. MOCHES.E. MOCHES.E. MOCHES.E. MOCHES.E. MOCHES.E. MOCHE
S.E. LA FLORIDAS.E. LA FLORIDAS.E. LA FLORIDAS.E. LA FLORIDAS.E. LA FLORIDAS.E. LA FLORIDAS.E. LA FLORIDAS.E. LA FLORIDAS.E. LA FLORIDA
C.H. TARABAMBAC.H. TARABAMBAC.H. TARABAMBAC.H. TARABAMBAC.H. TARABAMBAC.H. TARABAMBAC.H. TARABAMBAC.H. TARABAMBAC.H. TARABAMBA
S.E. MOTILS.E. MOTILS.E. MOTILS.E. MOTILS.E. MOTILS.E. MOTILS.E. MOTILS.E. MOTILS.E. MOTIL
S.E. HUAMACHUCOS.E. HUAMACHUCOS.E. HUAMACHUCOS.E. HUAMACHUCOS.E. HUAMACHUCOS.E. HUAMACHUCOS.E. HUAMACHUCOS.E. HUAMACHUCOS.E. HUAMACHUCO
S.E. QUIRUVILCAS.E. QUIRUVILCAS.E. QUIRUVILCAS.E. QUIRUVILCAS.E. QUIRUVILCAS.E. QUIRUVILCAS.E. QUIRUVILCAS.E. QUIRUVILCAS.E. QUIRUVILCA
S.E. CAJABAMBAS.E. CAJABAMBAS.E. CAJABAMBAS.E. CAJABAMBAS.E. CAJABAMBAS.E. CAJABAMBAS.E. CAJABAMBAS.E. CAJABAMBAS.E. CAJABAMBA
S.E. SANTA CECILIAS.E. SANTA CECILIAS.E. SANTA CECILIAS.E. SANTA CECILIAS.E. SANTA CECILIAS.E. SANTA CECILIAS.E. SANTA CECILIAS.E. SANTA CECILIAS.E. SANTA CECILIA
S.E. TRUJILLO SUR-01S.E. TRUJILLO SUR-01S.E. TRUJILLO SUR-01S.E. TRUJILLO SUR-01S.E. TRUJILLO SUR-01S.E. TRUJILLO SUR-01S.E. TRUJILLO SUR-01S.E. TRUJILLO SUR-01S.E. TRUJILLO SUR-01
S.E. TAYABAMBAS.E. TAYABAMBAS.E. TAYABAMBAS.E. TAYABAMBAS.E. TAYABAMBAS.E. TAYABAMBAS.E. TAYABAMBAS.E. TAYABAMBAS.E. TAYABAMBA
S.E. SIHUASS.E. SIHUASS.E. SIHUASS.E. SIHUASS.E. SIHUASS.E. SIHUASS.E. SIHUASS.E. SIHUASS.E. SIHUAS
S.E. POMABAMBAS.E. POMABAMBAS.E. POMABAMBAS.E. POMABAMBAS.E. POMABAMBAS.E. POMABAMBAS.E. POMABAMBAS.E. POMABAMBAS.E. POMABAMBA
S.E. LLACUABAMBAS.E. LLACUABAMBAS.E. LLACUABAMBAS.E. LLACUABAMBAS.E. LLACUABAMBAS.E. LLACUABAMBAS.E. LLACUABAMBAS.E. LLACUABAMBAS.E. LLACUABAMBA
S.E. CHAO PECHS.E. CHAO PECHS.E. CHAO PECHS.E. CHAO PECHS.E. CHAO PECHS.E. CHAO PECHS.E. CHAO PECHS.E. CHAO PECHS.E. CHAO PECH
S.E. MOROCOCHAS.E. MOROCOCHAS.E. MOROCOCHAS.E. MOROCOCHAS.E. MOROCOCHAS.E. MOROCOCHAS.E. MOROCOCHAS.E. MOROCOCHAS.E. MOROCOCHA
S.E. VIRU-02S.E. VIRU-02S.E. VIRU-02S.E. VIRU-02S.E. VIRU-02S.E. VIRU-02S.E. VIRU-02S.E. VIRU-02S.E. VIRU-02S.E. LOS PINOSS.E. LOS PINOSS.E. LOS PINOSS.E. LOS PINOSS.E. LOS PINOSS.E. LOS PINOSS.E. LOS PINOSS.E. LOS PINOSS.E. LOS PINOS
S.E. SANTA CRUZS.E. SANTA CRUZS.E. SANTA CRUZS.E. SANTA CRUZS.E. SANTA CRUZS.E. SANTA CRUZS.E. SANTA CRUZS.E. SANTA CRUZS.E. SANTA CRUZ
S.E. CHAOS.E. CHAOS.E. CHAOS.E. CHAOS.E. CHAOS.E. CHAOS.E. CHAOS.E. CHAOS.E. CHAO
S.E. TRUJILLO NOROESTES.E. TRUJILLO NOROESTES.E. TRUJILLO NOROESTES.E. TRUJILLO NOROESTES.E. TRUJILLO NOROESTES.E. TRUJILLO NOROESTES.E. TRUJILLO NOROESTES.E. TRUJILLO NOROESTES.E. TRUJILLO NOROESTE
_1_redmt by AliSecTipico
234
AliSecTipico Sum(Vanvano/1000)
2 759.57
3 193.639
4 1,622.83
MAPA DE RED MT X SECTOR TIPICO - UUNN TRUJILLOMAPA DE RED MT X SECTOR TIPICO - UUNN TRUJILLOMAPA DE RED MT X SECTOR TIPICO - UUNN TRUJILLOMAPA DE RED MT X SECTOR TIPICO - UUNN TRUJILLOMAPA DE RED MT X SECTOR TIPICO - UUNN TRUJILLOMAPA DE RED MT X SECTOR TIPICO - UUNN TRUJILLOMAPA DE RED MT X SECTOR TIPICO - UUNN TRUJILLOMAPA DE RED MT X SECTOR TIPICO - UUNN TRUJILLOMAPA DE RED MT X SECTOR TIPICO - UUNN TRUJILLO
Dificultades Operativas
Problemas de traslado a localidades ruralesServicio Eléctrico
Nombre del Sector
Distancia km
Distancia Hrs Observaciones
Pomabamba Shumpillan 85 9 + 1 caminando No existen hospedajes adecuados, ni Restaurant.
Nepeña Shumpillan 85 9 + 1 caminando No existen hospedajes adecuados, ni Restaurant , camino de herradura
Pomabamba Huanchayllo 85 8 + 2 caminando No existen hospedajes adecuados, ni Restaurant.
Pomabamba Yanatuto 60 8 + 2 caminando No existen hospedajes adecuados, ni Restaurant
Pomabamba Vinchos 60 7 + 4 caminando No existen hospedajes adecuados, ni Restaurant.
Pomabamba Huasicañay 60 7 + 2 caminando No existen hospedajes adecuados, ni Restaurant.
Pomabamba Cajapanca 70 7 + 1/2 caminando No existen hospedajes adecuados, ni Restaurant.
Nepeña Conchas 256 6 + 5 caminando No existen hospedajes adecuados, ni Restaurant , camino de herradura
Pallasca Rosario 1246 + 2 de caminata subida
no exite hospedaje ni venta de menu, como tampoco comunicación celular solo telefonia rural
Huamachuco Payures 110 5 + 14 caminando No existen hospedajes adecuados, ni Restaurant , camino de herradura
Huamachuco Huayobal 110 5 + 12 caminando No existen hospedajes adecuados, ni Restaurant , camino de herradura
HuamachucoSan Miguel de Shitas
110 5 + 8 caminando No existen hospedajes adecuados, ni Restaurant , camino de herradura
Nepeña Caycor 220 5 + 4 caminando No existen hospedajes adecuados, ni Restaurant , camino de herradura
Huamachuco Quillis 110 5 + 8 caminando No existen hospedajes adecuados, ni Restaurant , camino de herradura
Huamachuco Ushnoval 110 5 + 8 caminando No existen hospedajes adecuados, ni Restaurant , camino de herradura
Huamachuco Uchubamba A 117 5 + 3 caminando No existen hospedajes adecuados, ni Restaurant , camino de herradura
Huamachuco Uchubamba B 115 5 + 2 caminando No existen hospedajes adecuados, ni Restaurant , camino de herradura
Huamachuco Sitabamba 110 5 + 2 caminando No existen hospedajes adecuados, ni Restaurant , camino de herradura
Pallasca Ancos 105 5 + 1/4 caminado No existen hospedajes adecuados, ni Restaurant , camino de herradura
Nepeña Huascar 185 4 + 5 caminando No existen hospedajes adecuados, ni Restaurant , camino de herradura
Nepeña Nununga 165 4 + 1 caminando No existen hospedajes adecuados, ni Restaurant , camino de herradura
Servicio Eléctrico
Nombre del Sector
Distancia km
Distancia Hrs Observaciones
Nepeña Racuaybamba 80 3 + 4 caminando No existen hospedajes adecuados, ni Restaurant , camino de herradura
Nepeña Carap 135 3 + 3 caminando No existen hospedajes adecuados, ni Restaurant , camino de herradura
Nepeña Lupahuari 115 12 Hrs No existen hospedajes adecuados, ni Restaurant
Casma Ocuran 101 10 HRs No existen hospedajes adecuados, ni Restaurant
Celendin Cartagena 220 7 Hrs No existen hospedajes adecuados, ni Restaurant
Cajamarca Sunchubamba 240 6 Hrs No existen hospedajes adecuados, ni Restaurant
Casma Chacchan 90 6 Hrs No existen hospedajes adecuados, ni Restaurant
Cajabamba Cachachi 160 5 Hrs No existen hospedajes adecuados, ni Restaurant
Huamachuco Parasive 120 5 Hrs No existen hospedajes adecuados, ni Restaurant , camino de herradura
Huamachuco La Unión 120 5 Hrs No existen hospedajes adecuados, ni Restaurant , camino de herradura
Nepeña Racuaybamba 80 5 Hrs No existen hospedajes adecuados, ni Restaurant
Nepeña Mucharan 75 5 Hrs No existen hospedajes adecuados, ni Restaurant
Huamachuco Chagavara 73 5 Hrs No existen hospedajes adecuados, ni Restaurant , trocha carrosable
Pomabamba Ocopon 70 5 Hrs No existen hospedajes adecuados, ni Restaurant.
Pomabamba Pumpa 70 5 Hrs No existen hospedajes adecuados, ni Restaurant.
Pomabamba Chalhua 85 4.5 Hrs No existen hospedajes adecuados, ni Restaurant.
Pomabamba Cruzpampa 80 4.5 Hrs No existen hospedajes adecuados, ni Restaurant.
Cajamarca Cospan 150 4 Hrs No existen hospedajes adecuados, ni Restaurant
Huamachuco Huacabamba 109 4 Hrs No existen hospedajes adecuados, ni Restaurant , camino de herradura
Huamachuco Pijobamba 85 4 Hrs No existen hospedajes adecuados, ni Restaurant , trocha carrosable
Pomabamba Yanama 80 4 Hrs No existen hospedajes adecuados, ni Restaurant.
Huamachuco Llanten 50 4 Hrs No existen hospedajes adecuados, ni Restaurant , trocha carrosable
Pomabamba Pampachacra 60 3 Hrs No existen hospedajes adecuados, ni Restaurant.
Huamachuco Mumalca 53 3 Hrs No existen hospedajes adecuados, ni Restaurant , trocha carrosable
HuamachucoQuebrada Negra
52 3 Hrs No existen hospedajes adecuados, ni Restaurant , trocha carrosable
Huamachuco Pampa Verde 48 3 HrsNo existen hospedajes adecuados, ni Restaurant , esfaltado y trocha carrosable
Huamachuco Gomizpampa 45 3 Hrs No existen hospedajes adecuados, ni Restaurant , trocha carrosable
Huamachuco San Juan 45 3 Hrs No existen hospedajes adecuados, ni Restaurant , trocha carrosable
Huamachuco Caraumaca 35 3 Hrs No existen hospedajes adecuados, ni Restaurant , trocha carrosable
Pallasca La banda 70 3 y media No hay hospedaje
El desarrollo del PNER, ha incorporado Sistemas Eléctricos Rurales a los Sistemas Eléctricos Aislados, obligando a las concesionarias a realizar inversiones adicionales de G y D, incrementándose los costos operativos asociados en los sistemas urbanos.
Se tiene pendiente de recepción obras de electrificación rural en las empresas debido a problemas de calidad de los materiales, observaciones de seguridad, defectos constructivos, etc. Algunas de estas obras a la fecha no han sido transferidas del MEM a las concesionarias por falta de liquidación por los Gobiernos Locales o Regionales.
Se tienen observaciones de fiscalización eléctrica por parte del OSINERGMIN en materia de Seguridad Pública. El estado precario de la redes, requiere de grandes inversiones para su subsanación.
La mayor parte de la infraestructura eléctrica del sector rural donde se orienta la aplicación de la NTCSER no se encuentra en adecuadas condiciones técnicas. El incremento sustancial en los últimos 06 años de km de redes de MT y BT, SED, UAP e infraestructura eléctrica diversa ha desmejorado la calidad de los sistemas eléctricos urbanos donde se conectan. Ello motiva a que se produzcan altos niveles de compensación en calidad del producto y calidad del suministro (interrupciones).
PROBLEMÁTICA GENERAL
COMPENSACIONES CALIDAD DEL PRODUCTO
I I - 2010 IS - 2011 IIS - 2011 IS - 2012 TOTAL % Particip Pagado SALDO
ELOR 2 9,024 420 1,730 11,176 5.2% 2 11,174ELUC 1,500 1,705 1,628 890 5,723 2.7% 0 5,723ELSE 1,207 15,177 2,082 2,179 20,646 9.6% 20,646 0SEAL 158 899 763 327 2,147 1.0% 0.00 2,147ELSU 8 185 251 568 1,012 0.5% 251 761ELPU 40 0 34 0 73 0.0% 39.51 34
ENOSA 5,190 7,990 13,980 22,080 49,240 22.9% 0 49,240ENSA 450 1,290 558 2,213 4,510 2.1% 0 4,510HDNA 8,200 12,850 22,530 35,560 79,140 36.8% 0 79,140ELCTO 0 7,236 14,834 19,320 41,390 19.2% 0 41,390
TOTAL 16,754 56,356 57,079 84,867 215,057 100.0% 20,939 194,1189.7% 90.3%
EMPRESACOMPENSACIONES CALIDAD DEL PRODUCTO en US $
DISTRILUZ Otras EEDD Total (US $)174,280 40,777 215,057
81% 19% 100%
22
Norma Técnica de Calidad de Servicios Rurales (NTCSER)
En la compensación considera el factor kn: Que es el numero de semestre que el suministrador tarda en superar la deficiencia de tensión posterior al periodo de control. En la NTCSE no existe esta forma de penalización
Para los 2 primeros semestres su valor es 1, a partir del tercer semestre el valor es de Kn= 3n-2, donde n es el numero de semestre
Para el II SEM 2010 se tiene como compensación $ 8,320 su evolución en el tiempo corresponde a lo siguiente, sin considerar el efecto de las nuevas compensaciones que se presenten:
FACTOR Kn ACTUALIZACION DE LAS COMPENSACIONES
0
5
10
15
20
25
I SEM 2011
II SEM 2011
I SEM 2012
II SEM 2012
I SEM 2013
II SEM 2013
I SEM 2014
II SEM 2014
x
Factor Kn = 3n - 2
Compensación SemestralI SEM 2011
II SEM 2011
I SEM 2012
II SEM 2012
I SEM 2013
II SEM 2013
I SEM 2014
II SEM 2014
Factor Kn = 3n - 2 1 1 7 10 13 16 19 22Evoluc. Comp (U.S. $) 8,320 8,320 58,240 83,200 108,160 133,120 158,080 183,040
EVOLUCION DE ACTULAIZACION DE LAS COMPENSACIONES DEL II SEM 2010 (U.S. $)
-
20,000
40,000
60,000
80,000
100,000
120,000
140,000
160,000
180,000
200,000
I SEM 2011
II SEM 2011
I SEM 2012
II SEM 2012
I SEM 2013
II SEM 2013
I SEM 2014
II SEM 2014
COMPENSACIONES POR MALA CALIDAD DEL PRODUCTO
COMPENSACIONES CALIDAD DEL SUMINISTRO
I I - 2010 IS - 2011 IIS - 2011 IS - 2012 TOTAL % Particip Pagado SALDO
ELOR 631,978 130,161 255,883 32,408 1,050,430 20.0% 51252 999,178ELUC 35,737 7,243 27,055 878 70,913 1.3% 0 70,913ELSE 15,424 1,236 995 2,150 19,806 0.4% 19,806.00 0SEAL 91,307 157,191 246,190 92,839 587,527 11.2% 0 587,527ELSU 14,534 41,241 0 0 55,775 1.1% 0 55,775ELPU 50,784 8,091 58,875 1.1% 0 58,875
ENOSA 183,143 187,658 149,757 399,365 919,923 17.5% 0 919,923ENSA 122,188 32,908 81,097 86,286 322,479 6.1% 0 322,479HDNA 84,931 108,711 437,295 643,209 1,274,146 24.2% 0 1,274,146ELCTO 347,026 147,955 159,813 241,242 896,035 17.0% 0 896,035
TOTAL 1,577,053 822,395 1,358,084 1,498,377 5,255,909 100.0% 71,058 5,184,8511.4% 98.6%
EMPRESACOMPENSACIONES CALIDAD DEL SUMINISTRO en US $
DISTRILUZ Otras EEDD Total (US $)3,412,583 1,843,326 5,255,909
65% 35% 100%
COMPENSACIONES TOTALES
Inversión: Miles S/. 825
Miles S/. 14,225
I I - 2010 IS - 2011 IIS - 2011 IS - 2012 TOTAL % Particip Pagado SALDO
ELOR 631,980 139,185 256,303 34,138 1,061,606 19% 51,254 1,010,352ELUC 37,237 8,948 28,683 1,768 76,636 1% 0 76,636ELSE 16,631 16,414 3,077 4,330 40,451 1% 40,451 0SEAL 91,465 158,090 246,953 93,166 589,674 11% 0 589,674ELSU 14,542 41,426 251 568 56,787 1% 251 56,536ELPU 50,824 8,091 34 0 58,948 1% 40 58,909
ENOSA 188,333 195,648 163,737 421,445 969,163 18% 0 969,163ENSA 122,638 34,198 81,654 88,499 326,989 6% 0 326,989HDNA 93,131 121,561 459,825 678,769 1,353,286 25% 0 1,353,286ELCTO 347,026 155,191 174,646 260,562 937,425 17% 0 937,425
TOTAL 1,593,807 878,751 1,415,163 1,583,244 5,470,965 100% 91,996 5,378,970
1.7% 98.3%
EMPRESACOMPENSACIONES TOTALES en US $
DISTRILUZ Otras EEDD Total3,586,863 1,884,103 5,470,965
65.6% 34.4% 100%
Se solicita suspender la aplicación de la NTCSER hasta el primer semestre 2014.
En base a los resultados de una evaluación nacional que podría llevar adelante el MEM, para conocer el estado real de la infraestructura eléctrica rural, se debería adecuar la norma, estableciendo un programa de mejoras, definiendo los compromisos de inversión por parte de las empresas, con el apoyo del FONAFE.
PLANTEAMIENTO
FISCALIZACION ELECTRICA
Procedimientos de Supervisión OSINERGMIN
JARU - GFE
Complementario a normas DGE/MEM
En temas de JARU:
•Fallos subjetivos (se presume” falso contacto”, que el “contómetro está defectuoso, etc.)•Fallos sobre atención de cambios de infraestructura eléctrica en plazos comerciales de la NTCSE (por analogía según ellos porque no hay norma expresa, lo que implicaría fomentar una norma en ese sentido)•Problemática Contribuciones rembolsables, etc., etc.
Aspecto General sobre Escala de Multas• Se debe uniformizar aplicación de sanciones, en algunos casos
existe la figura de la “amonestación” en otros no. Debe revisarse y considerar como primera medida la figura de la amonestación y la duplicidad de sanción
CARTA DE LA EMPRESA ELSTER : IMPROBABILIDAD DE FALLAS DEL MEDIDOR POR INFLUENCIAS EXTERNAS POR VARIACIÓN DE TEMPERATURA, HUMEDAD,VOLTAJE.
Propuesta: La apelaciones que resuelva Osinergmin debe realizarlas descartando situaciones subjetivas que tienen como premisa que las desviación de consumos podrían deberse a factores externos , lo cual carece de todo sustento técnico y de norma expresa que la respalde.
RESOLUCIONES CON CRITERIOS SOBRE ANALOGÍA
Observación Planteamiento
a.1. Que, en diversas resoluciones referidas sobre materias de “Cambio de redes de baja tensión (postes y conductores) e instalación de suministro” u otros similares, el OSINERGMIN señala: “A falta de norma expresa sobre el plazo para efectuar el cambio de las redes de baja tensión (postes y conductores)…”, y viene considerando en aplicación analógica, los plazos establecidos para la atención de nuevos suministros (Calidad Comercial), previstos en el artículo 7°,numeral 1 de la NTCSE, los que se encuentran fijados en función de la magnitud de la obra y la potencia involucrada”
En nuestra opinión, la utilización de la analogía no viene siendo la más acertada, pues lo hace sin respetar y observar las reglas que ella exige para ser aplicada como son: a) que se trate de casos sustancialmente semejantes y b) que su aplicación no restrinja derechos de la empresa Sobre el primer punto, sostenemos que se trata de situaciones con diferencias sustanciales, ya que se pretende brindar el mismo plazo de atención a una actividad de reemplazo de postes y redes existentes por seguridad pública, respecto al plazo otorgado a una solicitud de nuevo suministro establecido en la NTCSE. Además, no toman en cuenta lo manifestado por la empresa (que declara FUNDADO el reclamo) donde se propone muchas veces realizar las mejoras en los meses subsiguientes en base a los recursos presupuestales con que se cuenta.
b.1. Se solicita que la DGE del MEM defina los plazos de atención para este tipo de situaciones, de modo que los fallos de la JARU respondan a estas nuevas exigencias. Mientras tanto, la JARU debería abstenerse de establecer plazos reducidos de atención, que en el fondo afectan el accionar de la empresa.
CONTRIBUCIONES REEMBOLSABLES - Cálculo de Intereses Compensatorios
Artículo 1.4 de la Directiva aprobada con R.M. N° 346-96-EM/VME: Se aplicará al reembolso un interés compensatorio equivalente al promedio de los promedios ponderados de las tasas activas y pasivas vigentes en el sistema financiero publicadas por la SBS.
TEA = TAMN + TIPMN Para calcular factor diario: FD= (1+TEA)1/360 - 1 2 Para calcular el factor acumulado (FA) desde la fecha de recepción de las instalaciones hasta la fecha de pago: FA = (FD de fecha de recepción de obra+………….+FD día de actualización)
Esta metodología es utilizada por HIDRANDINA y ha sido también aplicada en el Laudo Arbitral suscrito entre el MEF – Electro Sur S.A. y Electro Sur Este S.A.A. en el cual se resolvió montos a devolver al MEF por obras financiadas con fondos del FONAVI.
Cálculo del principal actualizado (S): S = P x FA donde P es el monto principal ó VNR reconocido.
OSINERGMIN interpreta la aplicación del interés compensatorio bajo la misma metodología de cálculo en el caso de la TEA y FD, pero para el cálculo del FA aplica hasta el 04.01.2009 (fecha en que se emitió la ley 29178) factor diarios acumulados capitalizables. A partir del 04.01.2009 en virtud a la citada ley dispone que el cálculo se efectúe en forma simple sin capitalizar.
CASO 1
Expediente: 2004-7233 – HIDRANDINA S.A.Beneficiario: Asociación de Progreso Propietarios Unidos - Trujillo Resolución 4779-2004-OS/JARUMonto Principal (VNR): S/. 17 503,92 calculado por HIDRANDINA S.A. aprobado por OSINERGMIN.Intereses Compensatorios calculados por OSINERGMIN desde el 13.04.1994 al 07.02.2012: Ascienden a S/. 232 354,61 aplicando la metodología con factores diarios capitalizables hasta el 04.01.2009 y en adelante interés simple sobre el monto acumulado.Intereses Compensatorios calculados por HIDRANDINA desde el 13.04.1994 al 07.02.2012 : Ascienden a S/. 44 800,35 aplicando la metodología con sumatoria de factores diarios simple.HIDRANDINA ha interpuesto acción contenciosa por la vía judicial para definir cálculo de intereses.
CASO 2
Empresa: ELECTROCENTRO S.A.Beneficiario: Municipalidad Provincial de Yaulia – La OroyaResolución 0774-2005-OS/JARUMonto Principal (VNR): S/. 287 072,25 correspondiente a ocho (08) obras de electrificación, calculado por ELECTROCENTROS.A. aprobado por OSINERGMIN.Intereses Compensatorios calculados por OSINERGMIN desde el 15.11.1995 al 31.07.2012: Ascienden a S/. 2 220 504,48 aplicando la metodología con factores diarios capitalizables hasta el 28.02.2012 y en adelante interés simple sobre el monto acumulado.Intereses Compensatorios calculados por ELECTROCENTRO desde el 15.11.1995 al 31.07.2012: Ascienden a S/. 662 470,05 aplicando la metodología con sumatoria de factores diarios simple.ELECTROCENTRO interpondrá acción contenciosa por la vía judicial para definir cálculo de intereses.
En temas de GFE:
•Debe establecerse plazo de “cierre” de todos los procesos de supervisión a las empresas concesionarias. Se solicita información luego de haber transcurrido varios años de la fiscalización o supervisión.
•Debe orientarse, como es el caso de los reportes de interrupciones, una sola Base de Información por parte de las concesionarias. Actualmente cada Procedimiento tiene su estructura especifica, siendo ello un manejo interno propio del OSINERGMIN.
o Por NTCSE Urbana y Rural: Anexo RDI, RIN.oPor Procedimiento 074: Anexo 1 y 2.
o Por procedimiento de supervisión de Performance de Sistemas de Transmisión
•La metodología utilizada para la medición de los tiempos de atención en cola (para pagos) solo consideran los valores que excedieron la tolerancia y los promedian entre sí, lo cual es un criterio arbitrario e injusto, no toma toda la muestra de supervisión.
•Equipos registradores “testigo” en el levantamiento de la mala calidad. Plazo de verificación.
En el proceso de la atención de nuevos suministros algunos usuarios optan por adquirir ó ya cuentan en su instalación con algunos elementos de la conexión como puede ser la caja portamedidor, el medidor etc. (caso de los servicios trifásicos); dichos materiales y equipos son evaluados por la empresa al momento de la inspección del servicio y si estos cumplen con los requerimientos técnicos se procede a su aceptación con la finalidad de no generar sobrecostos en la provisión de materiales y equipos al solicitante, por ende en la conexión eléctrica.
Consecuentemente en estos casos se factura los costos de los materiales que le faltan al usuario y la instalación.
Observación : No suministrar todos los materiales de la conexión básica.
Propuesta :
Modificar la normativa vigente que contemple que en los casos que el usuario haciendo uso de su derecho en un libre mercado ;si considera conveniente pueda proporcionar algunos materiales .(Res. N° 423-2007-OS/CD que dice “la conexión debe ser suministrada e instalada necesariamente por la empresa”) Para fines de Fiscalización debe establecer figura de la “Excepcionalidad”
RESOLUCION N° 047-2009-OS/CD: PROCEDIMIENTO SUPERVISION, FACTURACION, COBRANZA Y ATENCION AL USUARIO
PROCEDIMIENTO N° 722-2007-OS/CD Y R.M. N° 571-2006-MEM/DM (REINTEGROS Y RECUPEROS )
Observaciones Planteamientos
a.1. Para los casos de vulneración de las condiciones del suministro, también se exige que se realice el aviso previo.
b.1. No se debe exigir la notificación previa, pues la mayoría de hurtadores retiran sus cables, no permitiendo cumplir con los requisitos para la aplicación del recupero de energía.
a.2. Para los casos de retrocesos del contómetro del medidor se pide acreditar la irregularidad con certificación policial de la comisaría del sector o notarial.
b.2. El apoyo de la PNP es limitado y en otros no se da (estos actos no representan delitos o faltas), a la vez que el costo por vía notarial es elevado, debería de tomarse como medio probatorio, también, a las tomas de lecturas que se realizan mensualmente por la concesionaria,
a.4. El Procedimiento de supervisión de Reintegros y recuperos de energía, exige que el plazo máximo para notificar al cliente, es de tres hábiles, para las causales IV y V.
b.4. Se requiere que el plazo para notificar al cliente, debería de ampliarse como máximo a 5 días hábiles, por la lejanía al domicilio de los clientes y al tener que realizarse un análisis sustentado y confiable de los consumos del infractor.
a.5. Que para los casos de Reintegros y Recuperos provenientes del “Procedimiento para la fiscalización de contrastación y verificación de medidores de electricidad N° 680”, serán supervisados acorde a los lineamientos establecidos en dicho procedimiento.
b.5. El PROCED- N° 680 solo obliga que se entregue la notificación de pre-aviso sin mayores formalidades (notificación masiva). Al formar dicha notificación parte del expediente del PROCED de R y R, el OSINERGNMIN considera no valido este documento por no cumplir con los requisitos formales de notificación, imposibilitándose el recupero.Se debe estandarizar una misma exigencia para ambos procedimientos.
a.6. Que el pago de los Reintegros de energía, se realice a los cinco días hábiles, de elegida la modalidad de pago.
b.6. En los casos donde el cliente haya elegido el pago en Efectivo, y no se acerca a la empresa Concesionaria a cobrar dicho importe, se generan indebidos intereses, ya que la norma no contempla casos de este tipo, siendo necesario que esta situación se considere en la modificación del Procedimiento, para que en todo caso se establezca el mejor modo de actuar (ejemplo: de oficio proceder a la devolución en energía, etc.)
Observación Planteamiento
a.1 Existe la obligación en el citado procedimiento para la publicación semestral en la página Web de la empresa del cronograma de facturación, similar requerimiento se contempla en el Título II Requerimiento de Información de la Res. 047-2009-OS/CD “PROCEDIMIENTO PARA LA SUPERVISIÓN DE LA FACTURACIÓN, COBRANZA Y ATENCIÓN AL USUARIO”, aspecto ultimo éste, que se viene cumpliendo según la frecuencia y medios de entrega establecido.
b.1 Osinergmin debe realizar la modificatoria y anular esta exigencia en el Procedimiento N° 161-2005-OS/CD con la finalidad de evitar controversias en los procesos durante las supervisiones programadas.
Existe por tanto exigencia de DUPLICIDAD DE REPORTE
RESOLUCION N° 161-2005-OS/CD: PROCEDIMIENTO DE CORTE Y RECONEXIONES
RESOLUCIÓN N° 159-2011-OS/CD: IMPORTES MAXIMOS DE CORTE Y RECONEXION (Art. 3°- numeral 3.6 CONTROL)
Observación Planteamiento
a.1 Esta resolución precisa en el numeral 3.6 del Art 3° Control lo siguiente: “La empresa de distribución eléctrica deberá colocar, en cada oportunidad que realiza el corte ó la reconexión, una etiqueta de identificación, pegada en la cara interior de la tapa del portamedidor, que contenga la siguiente información según corresponda: número de suministro, fecha, hora, lectura del medidor al momento del corte, tipo de corte ó tipo de reconexión aplicado.”.
b1. No se observa beneficio alguno ni para la empresa ni para los usuarios con esta disposición, solo se complica la labor operativa por tener que desoldar y soldar las tapas de los medidores, generando mayores sobrecostos .
Para fines de fiscalización se puede hacer uso de otros medios alternativos (planilla de cortes y reconexiones, fotografías fechadas, etc., etc.)
Esta exigencia debe ser revisada y posteriormente anulada.
Ref.: Código de Protección y Defensa del Consumidor, artículo 62° literal “c”,
Artículo 90°.- Los concesionarios podrán efectuar el corte inmediato del servicio, sin necesidad de aviso previo al usuario ni intervención de las autoridades competentes en los siguientes casos:
a) Cuando estén pendientes de pago facturaciones y/o cuotas, debidamente notificadas de dos o más meses derivados de la prestación del Servicio Público de Electricidad; con los respectivos intereses y moras …
Situación: Las concesionarias otorgamos facilidades de pago a Clientes Morosos y como condición de pago establecemos que a la NO cancelación de una cuota del convenio se procederá al corte del servicio, ya que en ese momento se revierte la facilidad y se activa toda la deuda.
OSINERGMIN considera que el corte debe darse al incumplimiento de 2 cuotas, desconociendo el carácter extraordinario y las concesiones recíprocas hechas entre las partes.
Propuesta :
Modificar el artículo 90° de la LCE o aclararlo vía su Reglamento, teniendo en cuenta que ante facilidades de pago, donde ambas partes se hacen concesiones recíprocas, el corte de suministro procederá cuando se incumpla con el pago puntual de la cuota pactada y el mes de consumo.
MODIFICACION o ACLARACION DEL ART. 90° de la LCE – DL 25844
Resolución N° 107-2010-OS/CD Procedimiento para la Atención y Disposición de Medidas ante Situaciones de Riesgo Eléctrico Grave
Propuestas:
Se debe revisar y modificar los puntos antes señalados, que se orientan a lograr mayor efectividad y rapidez ante casos de inminente peligro contra la vida y salud de las personas.
Incorporar disposiciones relativas al reconocimiento de los sobrecostos incurridos por las empresas concesionarias y las acciones a adoptar con las Municipalidades e Instituciones relacionadas con dicha problemática
En el caso del numeral 6.1 referido a la facultad del OSINERGNMIN de disponer medidas, el plazo de acción debe ser de 03 días hábiles en lugar de los 05 días actualmente vigentes. El sustento esta justamente en el caso de la inmediatez por una situación de amparo y cautela de la vida
Verificación del cumplimiento de la Disposición de Medida (Numeral 7): Actualmente es de 30 días calendario, debe ser cuando mucho 07 días hábiles, en razón que los infractores NO acatan la disposición del OSINERGMIN
En el caso del numeral 10.3 se establece la figura del Silencio Administrativo Negativo en la interposición de recursos impugnatorios. Debe establecer plazo de respuesta para conocer las causales reales del hecho.
RESOLUCION N° 107-2010-OS/CD: Procedimiento Atención y Disposición de Medidas ante Situaciones de Riesgo Eléctrico Grave
Sobrecostos por aplicación del Art 19° RESESATAEEjemplo de lo que pasa actualmente:
La Distribuidora detecta construcción antes que produzca incumplimiento DMS y solicita al OSINERGMIN paralización
OSINERGMIN emite cartas, paraliza construcción, e indistintamente de quien sea la responsabilidad, dispone que se reduzca riesgo con el aislamiento de conductores. Resultado: Construcción nunca paraliza y genera incumplimiento DMS.
ANTES DESPUES 1
DH<2.50m
DV>4.00m
DH<2.50m
Mal
La Distribuidora se ve obligada a aislar o alejar conductores MT para evitar accidente y proceso sancionador.
DESPUES 2DH >2.50m
S/.Ejemplo de lo que pasa actualmente:
La adopción de medidas de prevención ante incumplimientos DMS por terceros, las empresas asumen sobrecostos no generados por su responsabilidad (compra de mangas aislantes) que tampoco están reconocidos en la tarifa
RESOLUCION Nº 228-2009-OS/CD : PROCEDIMIENTO DE SUPERVISION EN INSTALACIONES DE MEDIA Y BAJA TENSION POR SEGURIDAD PUBLICA
Propuestas:•El OSINERGMIN debe determinar tolerancias para nuevas deficiencias para la confiabilidad de datos, se debe incrementar considerando el “boom” de la construcción, se propone el 15%.
•Se debe ampliar los plazos para el levantamiento de información de conexiones domiciliarias.
•FONAFE debe concordar con OSINERGMIN en un Convenio Marco para que la fiscalización del cumplimiento de este Procedimiento se haga sobre inversiones anuales comprometidas.
La norma exige que la concesionaria elabore y mantenga actualizada una base de datos confiable, sin embargo no contempla la generación de deficiencias nuevas por incremento de nuevas construcciones y el avance en la electrificación.
En cuanto al cumplimiento de Metas de Subsanación de Deficiencias, se requiere mayores inversiones, siendo importante el concurso y compromiso del FONAFE, ya que las empresas han estimado un total de inversiones de Miles S/. 156,272
S/. 156 272 421
Propuesta:
El Plazo de descargo debe contabilizarse a partir de culminado el plazo de atención.
Para las evaluaciones semanales a nuestro RHD el Procedimiento establece los siguientes plazos:
REGISTRO (Numeral 5.1.2) Urbano: 01 día hábil y Rural: 02 días hábilesATENCIÓN (Numeral 5.3.1) En función a la denunciaDESCARGO (Numeral 5.2.2) Urbano: 02 días hábiles y Rural: 03 días hábiles.
Nota: Los plazos fueron modificados en la parte expositiva y de consultas de la resolución y no se actualiza en la resolución.
El incumplimiento en el plazo de descargo genera observaciones y multas a las empresas a pesar de haber subsanado la deficiencia.
Ingreso de Denuncia
Registro de Denuncia
Fin de Atención
Urbano: 01 día hábilRural: 02 días hábiles
Atención de Denuncia
En función a la denuncia DTI / DT4
Registro de Atención
Urbano: 02 día hábilRural: 03 días hábiles
Atención de denuncia
Plazo para registro de denuncia RHD
Fin de Atención
RESOLUCION N° 078-2007-OS/CD: PROCEDIMIENTO DE SUPERVISION DEL ALUMBRADO PUBLICO
SUPERVISION DE SISTEMAS ELECTRICOS EN LA REGION LORETO
Exigencia del cumplimiento de los Procedimientos de Supervisión en Loreto durante los meses en que varias zonas se encuentran inundadas, sobre todo cuando éste fenómeno climatológico, no es extraordinario sino es cíclico y se da durante los meses de febrero a mayo, éste año se prolongó hasta el mes de junio. Las inundaciones no permiten dar cumplimiento a los procedimientos de supervisión, tales como Subsanación de DMS (Resolución N° 228-2009-OS/CD), Operatividad de A.P. (Resolución N° 078-2007-OS/CD), etc. El estado de las inundaciones es reconocida por el Estado.
PLANTEAMIENTO
La exigencia del cumplimiento de la Resolución N° 228-2009-OS/CD y Resolución N° 078-2007-OS/CD, entre otra, para las zonas inundables debe fiscalizarse luego de dos o tres meses después de haber superado los meses de inundación.
Modificación de criterio para Calificar las Solicitudes de Fuerza Mayor
10/04/23 48
Al sustento de la calificación de fuerza mayor se adjunto el reporte del SENAMHI, el mismo que corroboró el hecho del 31.08.2011, sin embargo no fue tomado en cuenta.
CONCLUSIONES• Se debe revisar y acoger las propuestas de mejora formuladas para la NTCSE.
• Se debe postergar la aplicación de la NTCSER hasta el I semestre 2014 y en ese lapso desarrollar una evaluación del estado situacional de las infraestructura eléctrica, su programa de mejoras y las inversiones que serán llevar a cabo, con el apoyo del FONAFE.
• Es importante que en los fallos de la JARU se eviten disposiciones subjetivas y se promueva el cambio de las normas que correspondan (analogía).
• En el tema de fiscalización eléctrica se debe establecer fechas de cierre de los diversos procedimientos de supervisión para evitar solicitud de información con varios años de antigüedad.
• Debe revisarse y actualizarse Convenios entre FONAFE, OSINERGMIN y las empresas concesionarias para que la fiscalización eléctrica se lleve a cabo en base a inversiones comprometidas.
• Se debe revisar los planteamientos formulados para la implementación de las mejoras normativas en los diversos procedimientos de supervisión.
• En el caso de tratamiento de solicitudes de Fuerza Mayor se debe dar estricta aplicación a las exigencias contenidas en el procedimiento respectivo.
• La fiscalización debe tomar en cuenta las consideraciones climatológicas o específicas que se presentan en determinada zona o región.
GraciasSimeón Peña PajueloEmpresa: DISTRILUZ
