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SEPARATA ESPECIAL

Viernes 18 de enero de 2019AÑO DE LA LUCHA CONTRA LA CORRUPCIÓN Y LA IMPUNIDAD

Resolución de Consejo Directivo Osinergmin N° 003-2019-OS/CDAprueba la solicitud de modifi cación a los contratos de suministro

suscritos por las empresas del Grupo Distriluz con Electroperú S.A., resultantes de la licitación convocada por Proinversión (2011)

Resolución de Consejo Directivo Osinergmin N° 004-2019-OS/CDResuelve Recurso de Reconsideración presentado por la empresa de Generación Eléctrica de Arequipa S.A. (Egasa) contra la Resolución

N° 180-2018-OS/CD que aprobó el pronunciamiento sobre la solicitud de modifi cación del Plan de Inversiones 2017-2021.

(Área de Demanda 9)

Resolución de Consejo Directivo Osinergmin N° 005-2019-OS/CDAprueba el “Procedimiento de Liquidación para el Cálculo del Factor de

Ajuste por Aplicación del Mecanismo de Promoción para Conexiones Residenciales”.

Viernes 18 de enero de 2019 / El Peruano2 NORMAS LEGALES

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

OSINERGMIN N° 003-2019-OS/CD

Lima, 15 de enero de 2019

VISTA:

La solicitud de aprobación de adendas a los Contratos de Suministro de Electricidad suscritos entre las empresas integrantes del Grupo Distriluz y la empresa Electroperú S.A., presentada con Carta GCC-212-2018 de fecha 16 de noviembre de 2018.

CONSIDERANDO:

Que, al amparo de lo previsto en la Ley N° 28832, Ley para Asegurar el Desarrollo Efi ciente de la Generación Eléctrica (en adelante la “Ley”), con fecha 28 de junio de 2012, la Empresa Regional de Servicio Público de Electricidad Electro Noroeste S.A. (Electronoroeste), la Empresa Regional de Servicio Público de Electricidad Electro Norte Medio S.A. (Hidrandina), la Empresa Regional de Servicio Público de Electricidad del Norte S.A. (Electronorte) y la Empresa Regional de Servicio Público de Electricidad del Centro S.A. (Electrocentro) que conforman el Grupo Distriluz (en adelante “Grupo Distriluz”), han suscrito Contratos de Suministro de Electricidad con la empresa Electroperú S.A., como resultado del proceso de licitación “Energía de Centrales Hidroeléctricas” realizadas por Proinversión en 2011, suministro para el periodo de enero 2016 – diciembre 2032;

Que, mediante Resolución N° 211-2016-OS/CD, Osinergmin aprobó las Adendas a los contratos suscritos entre Electroperú S.A. y las empresas del Grupo Distriluz, en los aspectos relativos a la competencia del Regulador;

Que, con Carta GCC-212-2018 de fecha 16 de noviembre de 2018, el Grupo Distriluz solicitó la aprobación de Adendas a los contratos de suministro suscritos entre Electroperú y las empresas que conforman dicho grupo, con el objeto de trasladar las potencias contratadas entre las empresas del Grupo Distriluz, sin variar de potencia contratada total del mismo Grupo. Para estos efectos, el Grupo Distriluz adjuntó la conformidad de Electroperú S.A. contenida en la Carta N° 00665-2018-G;

Que, mediante Ofi cio N° 951-2018-GRT, Osinergmin remitió sus observaciones a la solicitud del Grupo Distriluz, las mismas que fueron respondidas con Carta GG-534-2018 de fecha 7 de diciembre de 2018;

Que, para evaluar la solicitud del Grupo Distriluz, se debe tener en cuenta que el Decreto de Urgencia N° 032-2010 establece que en caso los Distribuidores se incorporen en la licitación, observarán las demás obligaciones y derechos establecidos en la Ley Nº 28832. Asimismo, se debe observar que de acuerdo a lo establecido en el Reglamento del Mecanismo de Compensación entre Usuarios Regulados del SEIN, modifi cado con Decreto Supremo N° 010-2012-EM, para el cálculo de los Precios a Nivel Generación, Osinergmin deberá evaluar la inclusión de los precios de los contratos que resulten de Licitaciones llevadas a cabo por ProInversión, los cuales, a la fecha se encuentran suscritos y forman parte de los compromisos del Estado;

Que, en ese sentido, al igual que para el resto de Contratos de Suministro que son considerados en la regulación, resulta indispensable para este caso que Osinergmin, aplique de forma concordada la normativa sectorial relativa a los contratos derivados de licitaciones, y evalúe la solicitud de aprobación de propuestas de adenda, en el marco de la Ley N° 28832, el Reglamento de Licitaciones aprobado con Decreto Supremo N° 052-2007-EM y sus modifi catorias, y la Norma “Procedimientos para Licitaciones de Largo Plazo de Suministros en el Marco de la Ley Nº 28832”, aprobada por Resolución N° 688-2008-OS/CD, y modifi catorias;

Que, este marco normativo considera obligatorio el requisito de aprobación previa debido a la necesidad de cautelar el interés de los Usuarios Regulados frente a pactos privados entre dos Agentes (Generador – Distribuidor), los cuales podrían convenir obligaciones para dichos usuarios no intervinientes –quienes pagan por el servicio-, y de prevenir posibles afectaciones al suministro de energía eléctrica, sujetándose a los aspectos relativos a la potencia, plazos, precios, en donde se incluye las fórmulas;

Que, de conformidad con el numeral 18.2 del Reglamento de Licitaciones, las modifi caciones de los Contratos de Suministro referidas a Plazos Contractuales; Potencias Contratadas y su energía asociada; Precios Firmes, sus fórmulas de actualización; y, cualquier otro aspecto que determine el valor de los precios unitarios de venta de potencia y energía; requieren la aprobación previa del Osinergmin;

Que, a su vez, el numeral 18.3 del mismo cuerpo normativo, dispone que tales solicitudes de modifi cación deben ser presentadas al Regulador, adjuntando el proyecto de adenda o cláusula adicional, el consentimiento de las partes respecto al tenor de éstas, el sustento de la modifi cación solicitada, y sus impactos;

Que, por su parte, en atención a la observación planteada mediante Ofi cio N° 951-2018-GRT, al amparo de lo previsto en el artículo 18.4 del Reglamento de Licitaciones, en donde, se precisó que las Adendas no surten efectos antes de su aprobación por Osinergmin y la suscripción de las Adendas; Distriluz en su respuesta mediante carta GG-534-2018, manifi esta “las adendas propuestas no tienen el objeto de modifi car términos de relación contractual aplicables a un periodo previo a su suscripción”;

Que, de la verifi cación de los requisitos necesarios para aprobar la suscripción de las adendas propuestas, se advierte que el solicitante cumple con haber adjuntado los proyectos de adenda, el consentimiento de las partes de conformidad con la cláusula 21.2 de los Contratos de Suministro, el sustento de la modifi cación solicitada, y sus impactos, así como atendió en el extremo señalado la observación formulada por Osinergmin, por lo que, se advierte que la modifi cación propuesta no vulnera el marco legal aplicable;

El Peruano / Viernes 18 de enero de 2019 3NORMAS LEGALES

Que, la solicitud de modifi cación del plazo de contrato de suministro de electricidad, considera realizar transferencias de potencia entre las empresas que conforman el Grupo Distriluz, manteniendo para ello los plazos de suministro, precios fi rmes y cualquier otro aspecto que determine el valor de los precios unitarios de venta de energía y potencia;

Que, luego de evaluar los efectos de la modifi cación del plazo de contrato con las estimaciones y variables disponibles, se concluye que la modifi cación de la potencia contratada solicitada por las partes, no afecta la cobertura normal y continua de la demanda durante el periodo solicitado, además, se verifi ca que no se modifi can los precios, fórmulas de actualización u otros aspectos susceptibles de aprobación previa también;

Que, por lo expuesto, resulta procedente aprobar la solicitud de adenda presentada por el Grupo Distriluz;

Que, se ha emitido el Informe Técnico N° 012-2019-GRT y el Informe Legal N° 017-2019-GRT de la Gerencia de Regulación de Tarifas de Osinergmin, los cuales complementan el sustento de la decisión del Regulador, cumpliendo de esta manera con el requisito de validez de los actos administrativos a que se refi ere el numeral 4 del artículo 3 del Texto Único Ordenado de la Ley del Procedimiento Administrativo General;

De conformidad con lo establecido en la Ley N° 28832, Ley para Asegurar el Desarrollo Efi ciente de la Generación; en la Ley N° 27332, Ley Marco de los Organismos Reguladores de la Inversión Privada en los Servicios Públicos; en el Reglamento General de Osinergmin, aprobado por Decreto Supremo N° 054-2001-PCM; y, en el Texto Único Ordenado de la Ley N° 27444, Ley del Procedimiento Administrativo General, aprobado por Decreto Supremo N° 006-2017-JUS; así como en las normas modifi catorias y complementarias;

Estando a lo acordado por el Consejo Directivo de Osinergmin en su Sesión N° 02-2019;

SE RESUELVE

Artículo 1°.- Aprobar la modifi cación de los Contratos de Suministro suscritos por las cuatro empresas distribuidoras del Grupo Distriluz referidas en la parte considerativa, con la empresa Electroperú S.A., como consecuencia del Proceso de Licitación “Energía de Centrales Hidroeléctricas” realizado por Proinversión en el año 2011, respecto a la potencia contratada, a partir del 01 de enero de 2023 hasta la fecha de fi nalización del contrato.

Artículo 2°.- Disponer que las Adendas que se suscriban en virtud de las modifi caciones aprobadas en el Artículo 1°, se ciñan exclusivamente a lo consignado en los Anexos de la presente resolución, sin exceder sus alcances; y sean remitidas por el Grupo Distriluz, dentro de los diez días hábiles posteriores a su suscripción.

Artículo 3°.- La presente resolución deberá ser publicada en el diario ofi cial El Peruano y consignada, junto a los Anexos (04), el Informe N° 012-2019-GRT y el Informe N° 017-2019-GRT de la Gerencia de Regulación de Tarifas, que forman parte integrante de la presente resolución, en la Web de Osinergmin: www.osinergmin.gob.pe/Resoluciones/Resoluciones-GRT-2019.aspx.

DANIEL SCHMERLER VAINSTEINPresidente del Consejo Directivo

OSINERGMIN




CONSIDERANDO:

Que, con fecha 17 de noviembre de 2018, el Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (en adelante “Osinergmin”), publicó la Resolución N° 180-2018-OS/CD (en adelante “Resolución 180”), mediante la cual, se modifi có el Plan de Inversiones en Transmisión del período comprendido entre el 01 de mayo de 2017 al 30 de abril de 2021, aprobado mediante Resolución N° 104-2016-OS/CD y reemplazado con Resolución N° 193-2016-OS/CD, en lo correspondiente al Área de Demanda 9;

Que, contra la Resolución 180, con fecha 04 de diciembre de 2018, la Empresa de Generación Eléctrica de Arequipa S.A. (en adelante “EGASA”), dentro del término de ley, presentó recurso de reconsideración, siendo materia del presente acto administrativo el análisis y decisión de dicho recurso.

1.- ANTECEDENTES

Que, conforme se prevé en el literal c) del artículo 43 del Decreto Ley N° 25844, Ley de Concesiones Eléctricas (LCE), se encuentran sujetos a regulación de precios, las tarifas y compensaciones de los Sistemas de Transmisión y Distribución eléctrica;

Que, el proceso regulatorio de tarifas de transmisión de los Sistemas Secundarios de Transmisión (SST) y Sistemas Complementarios de Transmisión (SCT), prevé una etapa de aprobación de un Plan de Inversiones, conforme se establece en el numeral VI) del literal d) del artículo 139 del Reglamento de la LCE (RLCE), aprobado con Decreto Supremo N° 009-93-EM;


Que, en la Norma Tarifas y Compensaciones para SST y SCT, aprobada mediante la Resolución N° 217-2013-OS/CD (en adelante “Norma Tarifas”), se establecen los criterios, metodología y formatos para la presentación de los estudios que sustenten las propuestas de regulación de los SST y SCT, así como lo referente al proceso de aprobación del Plan de Inversiones y de sus eventuales modifi caciones;

Que, con Resolución N° 104-2016-OS/CD se aprobó el Plan de Inversiones para el período mayo 2017 – abril 2021; el mismo que, como consecuencia de resolver los recursos de reconsideración, fue posteriormente sustituido mediante Resolución N° 193-2016-OS/CD;

Que, con fecha 28 de junio de 2018, la empresa EGASA mediante Carta GG.-0235/2018-EGASA, solicitó a Osinergmin la modifi cación del Plan de Inversiones 2017 - 2021 correspondiente al Área de Demanda 9;

Que, conforme se ha señalado, con fecha 17 de noviembre de 2018, se publicó la Resolución 180; contra la cual, EGASA presentó recurso de reconsideración.

2.- RECURSO DE RECONSIDERACIÓN

Que, EGASA solicita que se declare fundado su recurso y, en consecuencia, se modifi que la Resolución 180, de acuerdo a lo siguiente:

1. Se retire de la asignación de responsabilidad de EGASA para la inversión del Elemento Celda de línea de 33 kV a Alto Cayma.

2. Se corrija el error material en la asignación de responsabilidad para la inversión del Elemento Celda de línea de 138 kV a Cono Norte 2.

2.1 RETIRO DE LA ASIGNACIÓN DE RESPONSABILIDAD DE EGASA PARA LA INVERSIÓN DEL ELEMENTO CELDA DE LÍNEA DE 33 KV A ALTO CAYMA

2.1.1 ARGUMENTOS DE LA RECURRENTE

Que, según sostiene la recurrente, en procesos regulatorios de Plan de Inversiones anteriores, Osinergmin ha defi nido criterios para la asignación de titularidad, el cual ha sido consecuente con que el generador deba asumir inversiones que permitan entregar su producción al SEIN, dejando a la distribuidora la responsabilidad de las inversiones que permitan atender las necesidades de demanda;

Que, al existir un antecedente en la asignación de titularidad de Elementos de transmisión en subestaciones de generación a la distribuidora y, en concordancia con el principio de imparcialidad establecido en el artículo 9 del Reglamento General de Osinergmin, Osinergmin debe tratar de manera similar los casos semejantes, por lo cual, debe asignar a la empresa Sociedad Eléctrica del Sur Oeste S.A. (en adelante “SEAL”) la titularidad de la Celda de línea de 33 kV a Alto Cayma, que corresponde a una necesidad de la demanda.

2.1.2 ANÁLISIS DE OSINERGMIN

Que, de conformidad con la Tercera Disposición Transitoria de la Resolución N° 217-2013-OS/CD, emitida al amparo del numeral VII) del literal d) del artículo 139 del RLCE, el plazo con el que contaba EGASA para solicitar la modifi cación del Plan de Inversiones 2017-2021, en lo referido al Área de Demanda 9, vencía en el mes de junio de 2018. Si bien, EGASA planteó su solicitud de modifi cación en el plazo, en ninguno de sus extremos planteó un cambio referido a la citada Celda de 33 kV;

Que, en su recurso de reconsideración EGASA ha planteado un nuevo pedido de modifi cación del Plan de Inversiones 2017-2021, relacionado al retiro de la asignación de responsabilidad por la Celda de 33 kV, encontrándose este planteamiento fuera del plazo previsto para formularlo, es decir lo ha presentado de forma extemporánea. Es en la etapa de solicitud de modifi cación del Plan de Inversiones 2017-2021 (junio de 2018), donde correspondía su formulación, a efectos de la verifi cación de cumplimiento de las causales contenidas en el numeral VII) del literal d) en su artículo 139 del RLCE y si ello justifi caba un cambio al Plan de Inversiones 2017-2021, y no en la etapa de impugnación al acto administrativo. De este modo, no corresponde que los administrados, planteen vía indirecta (en un recurso de reconsideración), un pedido que no formularon en la vía directa (en la solicitud de modifi cación del Plan de Inversiones);

Que, en consecuencia, este extremo del petitorio de EGASA debe ser declarado improcedente;

Que, sin perjuicio de lo señalado, corresponde indicar que la asignación de titularidad se basa en el análisis de un caso concreto, por lo que un caso puntual no genera precedente administrativo, por tanto, si bien puede de forma general ser la distribuidora, la responsable de la ejecución de Elementos aprobados en el Plan de Inversiones; existen múltiples casos en donde ha resultado como responsable la Generadora que cuenta con instalaciones de transmisión remuneradas por la demanda, toda vez que, es este el requisito que exige el RLCE, para su asignación, aspectos que se tratan en el respectivo proceso.

2.2 CORRECCIÓN DEL ERROR MATERIAL EN LA ASIGNACIÓN DE RESPONSABILIDAD PARA LA INVERSIÓN DEL ELEMENTO CELDA DE LÍNEA DE 138 KV A CONO NORTE 2

2.2.1 ARGUMENTOS DE LA RECURRENTE

Que, EGASA señala que, en la etapa de aprobación del Plan de Inversiones 2017-2021, Osinergmin aprobó la asignación de la Celda de línea de 138 kV en la subestación Charcani VII a SEAL y, luego, en la etapa del recurso de reconsideración y sin motivación alguna, cambió la asignación de la titularidad de dicha Celda de línea a EGASA;

Que, como evidencia, en el archivo Excel “F300&400INV_AD09(2017-2021).xls” que sustenta la Resolución N° 104-2016-OS/CD, Osinergmin asignó a SEAL la titularidad de la Celda de línea de 138 kV a Cono Norte 2, evidenciándose un error material que debe corregirse;


Que, en el recurso de reconsideración de SEAL contra la Resolución N° 104-2016-OS/CD, en el extremo referido a que EGASA asuma las inversiones para el suministro a Alto Cayma, SEAL en ningún caso se refi rió a la Celda de línea de 138 kV a Cono Norte 2, razón por la cual, Osinergmin no tuvo ninguna motivación para cambiar la titularidad de la Celda de línea de 138 kV a Cono Norte 2 de SEAL a EGASA;

Que, sin embargo, Osinergmin procedió a cambiar la titularidad de la Celda de línea de 138 kV de SEAL a EGASA, tal como se puede observar en el archivo Excel “F300&400INV_AD09(2017-2021).xls” que sustenta la resolución que resuelve el recurso de reconsideración de SEAL;

Que, complementariamente, observa inconsistencias en los cuadros 1.9 de las Resoluciones N° 104-2016-OS/CD y N° 193-2016-OS/CD, asociadas a la aprobación del PI 2017-2021, toda vez que, las inversiones para EGASA en ambos casos mantienen exactamente la misma inversión, a pesar que Osinergmin, sin motivación alguna asignó a EGASA una Celda adicional de línea en la etapa de resolución de recursos de reconsideración;

Que, entre sus argumentos que cuestionan la decisión del Regulador, EGASA señala que, se encontraba imposibilitada de impugnar la decisión en el proceso de aprobación del Plan (año 2016), siendo el proceso de modifi cación del Plan (año 2018) la oportunidad de plantear modifi caciones.

2.2.2 ANÁLISIS DE OSINERGMIN

Que, el análisis de Osinergmin se centra en la comprobación de la existencia de un error material; de ese modo, de la revisión de los cuadros de resumen del PI 2017-2021, consignados en el Anexo 1 de las Resoluciones N° 104-2016-OS/CD y N° 193-2016-OS/CD, se observa que los montos de inversión y la cantidad de Elementos correspondientes a EGASA son idénticos, razón por la cual, no corresponde variación alguna respecto a los Elementos asignados a EGASA, que estaban contenidos en la Resolución N° 104-2016-OS/CD;

Que, la Resolución N° 193-2016-OS/CD, que incorporó los cambios producto de los recursos de reconsideración contra la Resolución N° 104-2018-OS/CD, no incluyó ninguna modifi cación para las instalaciones de EGASA, debido a que ninguno de los recursos se encontraba referido a la Celda de Línea de 138 kV a Cono Norte 2;

Que, conforme lo dispone el artículo 210.1 del Texto Único Ordenado de la Ley del Procedimiento Administrativo General, los errores materiales en los actos administrativos pueden ser rectifi cados en cualquier momento y de forma exclusiva por la Administración, siempre que no se altere lo sustancial de su contenido ni el sentido de la decisión. Tales errores materiales pueden ser también, la consignación incorrecta del nombre de alguna empresa en los resúmenes de los cuadros u hojas de cálculo, cuando además de ser evidente del propio archivo, se desprende de todo el expediente administrativo, que no existió mérito para cambio alguno;

Que, en consecuencia, habiendo validado por parte de Osinergmin, la información proporcionada por EGASA, corresponde disponer la corrección del error material contenido en el archivo de cálculo “F-300&400_INV_AD09(2017-2021).xlsx” que sustenta el Plan de Inversiones 2017-2021 de la Resolución N° 193-2016-OS/CD, sobre el responsable de la ejecución Celda de línea de 138 kV, debiendo consignarse este cambio en la resolución complementaria que consolide todos los cambios al Plan de Inversiones 2017-2021;

Que, sin perjuicio de lo señalado, sobre los argumentos que cuestionan la decisión de Osinergmin, corresponde indicar que el derecho de contradicción se ejerce cuando se considera que un acto administrativo afecta un interés del administrado dentro del plazo legal de 15 días hábiles; si EGASA se encontraba conforme con la Resolución N° 104-2016-OS/CD, pero no, con la Resolución N° 193-2016-OS/CD, EGASA se encontraba habilitado de impugnar esta última decisión; de ese modo, el proceso de modifi cación del Plan no es una extensión del plazo o nueva habilitación para impugnar lo que no se cuestionó en su oportunidad, sino la modifi cación del Plan procede únicamente cuando se cumple alguna de las causales, las mismas que se sustentan en cambios relevantes y justifi cados ocurridos posteriormente al proceso de aprobación;

Que, se ha expedido el Informe Técnico N° 013-2019-GRT y el Informe Legal N° 014-2019-GRT de la División de Generación y Transmisión Eléctrica y de la Asesoría Legal de la Gerencia de Regulación de Tarifas, respectivamente, los mismos que complementan la motivación que sustenta la decisión de Osinergmin, cumpliendo de esta manera con el requisito de validez de los actos administrativos a que se refi ere el numeral 4 del artículo 3 del Texto Único Ordenado de la Ley del Procedimiento Administrativo General;

De conformidad con lo establecido en el Decreto Ley N° 25844, Ley de Concesiones Eléctricas y su Reglamento aprobado por Decreto Supremo N° 009-93-EM, en la Ley N° 28832, Ley Para Asegurar el Desarrollo Efi ciente de la Generación Eléctrica, en el Reglamento General del Osinergmin, aprobado por Decreto Supremo N° 054-2001-PCM; y en el Texto Único Ordenado de la Ley N° 27444, Ley del Procedimiento Administrativo General, aprobado por Decreto Supremo N° 006-2017-JUS; y

Estando a lo acordado por el Consejo Directivo de Osinergmin en su Sesión N° 02-2019.

SE RESUELVE:

Artículo 1°.- Declarar improcedente el recurso de reconsideración interpuesto por la Empresa de Generación Eléctrica de Arequipa S.A. contra la Resolución N° 180-2018-OS/CD, en lo referido al extremo 2.1 por las razones expuestas el numeral 2.1.2; de la parte considerativa de la presente resolución.

Artículo 2°.- Por las razones expuestas en el numeral 2.2.2 de la parte considerativa de la presente resolución, habiendo validado la información suministrada por la Empresa de Generación Eléctrica de Arequipa S.A., se dispone corregir el error material contenido en el archivo de cálculo “F-300&400_INV_AD09(2017-2021).xlsx” que sustenta el Plan de Inversiones 2017-2021 de la Resolución N° 193-2016-OS/CD, respecto a la asignación de la titularidad Celda de línea de 138 kV a Cono Norte 2 que deberá ser consignado para la empresa Sociedad Eléctrica del Sur Oeste S.A..


Artículo 3°.- Incorpórese los Informes N° 013-2019-GRT y N° 014-2019-GRT, como parte integrante de la presente Resolución.

Artículo 4°.- Las modifi caciones en la Resolución N° 193-2016-OS/CD que aprobó el Plan de Inversiones 2017 – 2021, como consecuencia de lo dispuesto en la presente resolución, serán consolidadas en su oportunidad, en resolución complementaria.

Artículo 5°.- La presente resolución deberá ser publicada en el diario ofi cial El Peruano y consignada, conjuntamente con el Informe Técnico N° 013-2019-GRT e Informe Legal N° 014-2019-GRT en la web institucional: http://www.osinergmin.gob.pe/Resoluciones/Resoluciones-GRT-2019.aspx.


OSINERGMIN




VISTOS:

Los Informes N° 016-2019-GRT y N° 015-2019-GRT, elaborados por la División de Gas Natural y la Asesoría Legal de la Gerencia de Regulación de Tarifas del Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (Osinergmin).

CONSIDERANDO:

Que, conforme al literal c) del Artículo 3° de la Ley Marco de los Organismos Reguladores de la Inversión Privada en los Servicios Públicos, corresponde a los Organismos Reguladores dictar en el ámbito y en materia de sus respectivas competencias, los reglamentos, normas que regulen los procedimientos a su cargo, otras de carácter general y mandatos u otras normas de carácter particular referidas a intereses, obligaciones o derechos de las entidades o actividades supervisadas o de sus usuarios;

Que, en el Artículo 112a del Texto Único Ordenado del Reglamento de Distribución de Gas Natural, aprobado mediante Decreto Supremo N° 040-2008-EM (en adelante “Reglamento de Distribución”), se establece un Mecanismo de Promoción para la conexión de consumidores residenciales en determinadas zonas geográfi cas ubicadas en la concesión, o para determinados niveles socio económicos, disponiéndose que el mismo incluya un procedimiento de monitoreo del balance de la promoción que considere los ajustes tarifarios y el periodo en que se deberán realizar los mismos;

Que, en cumplimiento de lo señalado, mediante Resolución N° 006-2015-OS/CD se aprobó el “Procedimiento de Liquidación para el Cálculo del Factor de Ajuste por Aplicación del Mecanismo de Promoción para Conexiones Residenciales” (en adelante “Procedimiento de Liquidación”) el cual establece la metodología para efectuar las liquidaciones del Mecanismo de Promoción, monitorear el balance de la promoción, determinar los gastos, ingresos y saldos del balance, tanto los ejecutados como proyectados, y aplicar, cuando corresponda, el Factor de Ajuste Tarifario señalado en el procedimiento aprobado por Resolución N° 184-2012-OS/CD, a fi n de garantizar que se cuente siempre con los fondos necesarios para el funcionamiento del Mecanismo de Promoción;

Que, adicionalmente, la evaluación del balance y liquidación efectuadas conforme al citado Procedimiento de Liquidación considera los resultados de las Licitaciones Públicas que se deberían llevar a cabo en razón de develar los costos de las instalaciones internas, tal como lo había establecido el Artículo 112a Reglamento de Distribución el Procedimiento de Licitaciones aprobado mediante Resolución N° 087-2014-OS/CD;

Que, con fecha 17 de junio de 2015 se publicó el Decreto Supremo N° 017-2015-EM el cual incorporó, entre otros puntos, nuevos lineamientos relacionados con la ejecución y el otorgamiento del Mecanismo de Promoción, tales como, que las instalaciones internas que sean ejecutadas por instaladores independientes debidamente registrados ante Osinergmin y contratados directamente por los consumidores interesados, también pueden ser cubiertas por el Mecanismo de Promoción;

Que, con fecha 10 de junio de 2016 se publicó el Decreto Supremo N° 010-2016-EM (en adelante “Decreto 010”) a través del cual se modificó nuevamente el Artículo 112a del Reglamento de Distribución, excluyendo de la cobertura del Mecanismo de Promoción los costos correspondientes a las instalaciones internas y como consecuencia de ello dejando sin efecto los artículos del procedimiento relacionados con: 1) las Licitaciones Públicas para develar el costo de la instalación interna domiciliaria; 2) el reconocimiento del costo de la ejecución de las instalaciones internas residenciales como parte del Mecanismo de Promoción, quedando únicamente bajo su cobertura los costos correspondientes al Derecho de Conexión y la Acometida; y 3) la cobertura por parte del Mecanismo de Promoción de los costos provenientes de las instalaciones internas ejecutadas por instaladores independientes;

Que, el mencionado Decreto 010 implicó la derogación tácita de diversos artículos del Procedimiento de Liquidación, los cuales, pese a que aún se encuentran previstos en el texto de la norma resultan inaplicables en virtud del Principio de Legalidad, al estar referidos a la cobertura de los costos de las instalaciones internas con fondos del Mecanismo de Promoción, lo cual ya no puede realizarse conforme a la modifi cación incorporada por el Decreto 010;


Que, asimismo, con fecha 11 de abril de 2018 se publicó la Resolución N° 055-2018-OS/CD que aprobó las tarifas de distribución de la concesión de Lima y Callao para el periodo 2018 – 2022. En relación al Mecanismo de Promoción, el Artículo 7 de la referida resolución estableció que el Descuento de promoción solo debía cubrir el Derecho de Conexión y la Acometida de la conexión de un cliente residencial, recogiendo, de este modo, las modifi caciones efectuadas por el Decreto 010 al Reglamento de Distribución;

Que, habiéndose verifi cado que el marco regulatorio correspondiente a la cobertura y aplicación del Mecanismo de Promoción ha sido objeto de modifi caciones como resultado de los cambios introducidos por el Decreto 010, resulta necesario actualizar el Procedimiento de Liquidación aplicable, retirando los artículos que a la fecha han quedado tácitamente derogados por el Decreto 010 e introduciendo las demás adecuaciones que resulten necesarias en el texto del mismo, de modo que se eviten confusiones en cuanto al contenido, la lectura e interpretación de la norma por parte de los interesados, y se cuente con un procedimiento claro y simplifi cado;

Que, en tal sentido, al amparo de lo dispuesto en el Artículo 14° del Reglamento aprobado mediante Decreto Supremo N° 001-2009-JUS y en el Artículo 25° del Reglamento General de Osinergmin aprobado con Decreto Supremo N° 054-2001-PCM; mediante Resolución Osinergmin N° 181-2018-OS/CD, se dispuso la publicación del proyecto de “Procedimiento de Liquidación para el Cálculo del Factor de Ajuste por Aplicación del Mecanismo de Promoción para Conexiones Residenciales” a ser aprobado en reemplazo del procedimiento vigente aprobado mediante Resolución N° 006-2015-OS/CD, otorgando un plazo de 15 días calendario contados desde el día siguiente de su publicación, para la recepción de las observaciones y/o comentarios de los interesados, contribuyendo de ese modo con el cumplimiento de los principios de transparencia y predictibilidad de las acciones del organismo regulador;

Que, al respecto, las opiniones y sugerencias recibidas al proyecto normativo publicado, han sido analizadas en el Informe Técnico N° 016-2019-GRT y en el Informe Legal N° 015-2019-GRT, habiéndose acogido aquellas que contribuyen con el objetivo del proyecto de resolución publicado;

Que, los informes mencionados en el considerando anterior, complementan la motivación de la decisión de Osinergmin, cumpliendo de esta manera con el requisito de validez de los actos administrativos a que se refi ere el numeral 4 del Artículo 3° del TUO de la Ley N° 27444, Ley del Procedimiento Administrativo General, aprobado mediante Decreto Supremo N° 006-2017-JUS;

De conformidad con lo establecido en la Ley N° 27332, Ley Marco de los Organismos Reguladores de la Inversión Privada en los Servicios Públicos; en el TUO del Reglamento de Distribución de Gas Natural por Red de Ductos, aprobado mediante Decreto Supremo N° 040-2008-EM y sus modifi catorias; y en lo dispuesto en el TUO de la Ley N° 27444, Ley del Procedimiento Administrativo General, aprobado mediante Decreto Supremo N° 006-2017-JUS y sus normas modifi catorias y complementarias; así como en sus respectivas normas modifi catorias, complementarias y conexas, y;

Estando a lo acordado por el Consejo Directivo de Osinergmin en su Sesión N° 02-2019.

SE RESUELVE:

Artículo 1.- Aprobar la Norma “Procedimiento de Liquidación para el Cálculo del Factor de Ajuste por Aplicación del Mecanismo de Promoción para Conexiones Residenciales”, la misma que forma parte integrante de la presente resolución.

Artículo 2.- Dejar sin efecto la Resolución N° 006-2015-OS/CD que aprobó el “Procedimiento de Liquidación para el Cálculo del Factor de Ajuste por Aplicación del Mecanismo de Promoción para Conexiones Residenciales”.

Artículo 3.- Incorporar el Informe Técnico N° 016-2019-GRT y el Informe Legal N° 015-2019- GRT, como parte integrante de la presente resolución.

Artículo 4.- La presente Resolución y el Procedimiento aprobado en el Artículo 1° precedente, entrarán en vigencia a partir del día siguiente de su publicación y deberán ser publicadas en el diario ofi cial El Peruano. Del mismo modo deberán ser consignados, junto con sus respectivos Informes en la página Web de Osinergmin: http://www.osinergmin.gob.pe/Resoluciones/Resoluciones-GRT-2019.aspx.


OSINERGMIN

ANEXO

PROCEDIMIENTO DE LIQUIDACIÓN PARA EL CÁLCULO DEL FACTOR DE AJUSTE POR APLICACIÓN DEL MECANISMO DE PROMOCIÓN PARA CONEXIONES RESIDENCIALES

Artículo 1 - OBJETOEstablecer el Procedimiento para el balance y liquidación de la promoción, que permita determinar los ingresos,

costos y saldos del Mecanismo de Promoción a que se refi ere el Artículo 112a del Texto Único Ordenado del Reglamento de Distribución de Gas Natural por red de Ductos, con la fi nalidad de calcular el Factor de Ajuste asociado a la Promoción.

Artículo 2 - ALCANCE

2.1 Los principios y criterios contenidos en la presente norma son de aplicación obligatoria para la evaluación del balance (ingresos y egresos) del Mecanismo de Promoción y para efectuar la liquidación que corresponda a fi n de incorporar el saldo en la siguiente regulación tarifaria.

2.2 La evaluación del balance y liquidación de los saldos se efectúa trimestralmente sobre la base de la información mensual que será presentada por el Concesionario.


2.3 El resultado de la evaluación podrá dar lugar a ajustes tarifarios que permitan mantener el Saldo de la Cuenta de Promoción con un valor mínimo equivalente al Fondo de Reserva y evitar mayores recaudaciones a las necesarias para cumplir con el Plan de Promoción.

Artículo 3 - BASE LEGALPara efectos del presente procedimiento, se considerará como base legal las normas que se indican a continuación

y aquellas que las complementen, modifi quen o sustituyan:

3.1 Ley N° 27332 - Ley Marco de los Organismos Reguladores de la Inversión Privada en los Servicios Públicos.3.2 Decreto Supremo 054-2001-PCM – Reglamento General del Organismo Supervisor de la Inversión en Energía

y Minería – Osinergmin.3.3 Texto Único Ordenado del Reglamento de Distribución de Gas Natural por Red de Ductos, aprobado por

Decreto Supremo N° 040-2008-EM (en adelante “Reglamento de Distribución).3.4 Procedimiento de Reajuste de la Tarifa Única de Distribución de Gas Natural por Red de Ductos de la Concesión

aplicable.

Artículo 4 - GLOSARIO DE TÉRMINOSLos términos expresados en mayúsculas tendrán los signifi cados previstos en el Reglamento de Distribución y en

las normas de la Base Legal, salvo que se encuentren defi nidos en el presente Procedimiento. Para estos fi nes, se considerará las siguientes defi niciones:

4.1 Alícuota: Porcentaje de la TUD del servicio de distribución de gas natural destinado a los ingresos del Mecanismo de Promoción, la cual será actualizada en cada Periodo de Evaluación.

4.2 Benefi ciarios del Mecanismo de Promoción: Clientes residenciales de viviendas unifamiliares y multifamiliares que cumplan con los criterios previstos en el numeral 8.2 del presente Procedimiento.

4.3 Concesionario: Es la empresa concesionaria que brinda el Servicio de Distribución de Gas Natural por Red de Ductos.

4.4 Descuento de Promoción: Monto en dólares americanos (USD), o su equivalencia en Soles (S/), que cubrirá los costos de conexión de un cliente residencial benefi ciario del Mecanismo de Promoción, conforme a lo dispuesto por el Artículo 112a del Reglamento de Distribución.

4.5 Fondo de Reserva: Fondo mínimo con que debe contar el Saldo de la Cuenta de Promoción, cuyo valor corresponde a la cuarta parte del valor promedio anual requerido en el Plan de Promoción.

4.6 Gasto de Promoción: Monto total, en dólares americanos, que Osinergmin aprueba durante el proceso de fi jación de la TUD para fi nanciar el Mecanismo de Promoción durante el periodo tarifario. Dicho monto será administrado a través de una cuenta de promociones por el Concesionario.

4.7 Mecanismo de Promoción: Mecanismo que consiste en otorgar un Descuento de Promoción para la conexión al gas natural de los clientes residenciales de acuerdo con lo previsto en el Plan de Promoción aprobado por Osinergmin.

4.8 Osinergmin: Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería.4.9 Periodo de Evaluación: Corresponde al trimestre que se evalúa con el fi n de efectuar el balance del Mecanismo

de Promoción.4.10 Periodo Regulatorio: Periodo de vigencia de la TUD.4.11 Plan de Promoción: Plan de Conexiones de Clientes Residenciales Benefi ciados con los Gastos de Promoción,

aprobado en el proceso de fi jación de la TUD.4.12 Procedimiento de Reajuste: Procedimiento aprobado para cada Concesionario y que determina los factores

de ajuste de la TUD, ya sea por variaciones signifi cativas o por ajuste referido al gasto que incurre el Mecanismo de Promoción.

4.13 Proyecto Multifamiliar: Corresponde a las instalaciones comunes de gas natural a desarrollarse para el suministro de viviendas ubicadas en edifi cios multifamiliares. Esta defi nición no incluye las instalaciones internas de las viviendas, las Acometidas y los Derechos de Conexión.

4.14 Saldo de la Cuenta de Promoción: Suma acumulada de los Saldos de Balance Ejecutados hasta el Periodo de Evaluación.

4.15 Saldo de la Cuenta de Promoción Anterior: Suma acumulada de los Saldos de Balance Ejecutados hasta un periodo anterior al Periodo de Evaluación.

4.16 Sistema de Información: Sistema que permite la recepción de la información que deberá proporcionar el Concesionario.

4.17 TUD: Tarifa Única de Distribución.

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

Artículo 5 - GENERALIDADES

5.1 El Descuento de Promoción benefi ciará a un número determinado de clientes conforme al Plan de Promoción, y será cubierto con el Gasto de Promoción que recauda el Concesionario a través de la TUD. Este será aplicable a las zonas geográfi cas de la concesión que determine el Minem conforme a lo establecido en el Artículo 112a del Reglamento de Distribución y sus modifi catorias.

5.2 Los ingresos del Mecanismo de Promoción se obtienen de la aplicación de una Alícuota a la TUD vigente de cada categoría tarifaria.

5.3 En concordancia con el Procedimiento de Reajuste, los valores de ingresos y gastos que se emplearán en el presente Procedimiento serán a valores corrientes.

5.4 Osinergmin podrá solicitar al Concesionario información y documentación adicional, a fi n de constatar el número de clientes residenciales, el valor y número de los Proyectos Multifamiliares benefi ciados con el Mecanismo de Promoción, así como información relacionada con los ingresos percibidos por dicho mecanismo.

5.5 Osinergmin podrá utilizar información del Sistema VNRGN a que se refi ere el “Procedimiento para la Elaboración y Presentación de la Información Sustentatoria para la Fijación del Valor Nuevo de Reemplazo de Empresas Concesionarias de Distribución de Gas Natural” (en adelante “Procedimiento VNRGN”) aprobado mediante Resolución Osinergmin N° 188-2012-OS/CD o el que lo reemplace, y efectuar las acciones de supervisión que


considere necesarias para verifi car los Proyectos Multifamiliares y los clientes residenciales benefi ciarios del Mecanismo de Promoción.

5.6 El valor del Fondo de Reserva cuando se efectúe la Liquidación del Mecanismo de Promoción del Periodo Regulatorio vigente será igual a cero.

5.7 En la evaluación del balance de los Gastos de Promoción se tomará en cuenta el resultado de la liquidación del Mecanismo de Promoción del periodo tarifario anterior.

5.8 El Concesionario publicará en su portal web un mapa georeferenciado y a disposición de cualquier interesado, que contenga información actualizada de las redes existentes, redes proyectadas y las manzanas benefi ciarias del Mecanismo de Promoción de acuerdo con el Plano Estratifi cado de Nivel de Manzana según Ingreso Per Cápita del Hogar – INEI. En relación a las redes existentes, estas deberán estar actualizadas en concordancia con lo reportado en el Procedimiento VNRGN; por otro lado, para el caso de las redes proyectadas, estas deberán actualizarse conforme al Plan Quinquenal de Inversiones, Planes Anuales y sus respectivas actualizaciones.

5.9 En el caso que la información requerida al Concesionario para la aplicación del presente Procedimiento, detallada en el Artículo 6, sea errada, imprecisa, inconsistente o incompleta; ello será notifi cado al Concesionario a efectos de que, por única vez, subsane las observaciones dentro del plazo otorgado por Osinergmin, el cual no podrá ser mayor a diez (10) días calendarios contados a partir del día siguiente de la notifi cación. Superado dicho plazo, sin que el Concesionario haya cumplido con levantar las observaciones, se procederá a dar inicio al procedimiento sancionador a que hubiere lugar.

Artículo 6 - INFORMACIÓN REQUERIDA AL CONCESIONARIO

6.1 El Concesionario reportará mensualmente a Osinergmin, en un plazo máximo de 15 días calendario posteriores al mes que se reporta, lo siguiente:

a) La información requerida a través del sistema de información comercial mediante los medios que disponga Osinergmin.

b) Copias de los recibos de los Consumidores de las categorías tarifarias E y GE.c) Información de los clientes residenciales benefi ciarios del Mecanismo de Promoción, según el formato del

Anexo N° 1 del presente Procedimiento o en el sistema de información que para tal fi n desarrolle Osinergmin.d) Información de los Proyectos Multifamiliares benefi ciarios del Mecanismo de Promoción, según el formato del

Anexo N° 2 del presente Procedimiento o en el sistema de información que para tal fi n desarrolle Osinergmin.

6.2 La información requerida en el presente artículo, deberá ser concordante con la reportada en el Sistema VNRGN a que se refi ere el Procedimiento VNRGN o el que lo reemplace.

Artículo 7 - DETERMINACIÓN DE ALÍCUOTA

7.1 La Alícuota aplicable al primer y segundo Periodo de Evaluación, corresponderá al porcentaje aprobado en el proceso de fi jación de la TUD, aplicable a la tarifa media de cada categoría tarifaria y cuya recaudación se destina a la cuenta de promoción del Concesionario (%PGP).

7.2 Las Alícuotas aplicables a partir del tercer Periodo de Evaluación se calculan de acuerdo a los resultados obtenidos por la aplicación del Procedimiento de Reajuste, y resultan de multiplicar el %PGP y la relación de los factores de ajuste tarifario FA1 y FAT, según la siguiente fórmula:

1

1%

tn

t

n n

FAA PGP

FAT (Fórmula Nº 1)

Donde:

At : Alícuota aplicable actualizada al Periodo Evaluación t

%PGP

: Proporción de la tarifa media base que cubre el gasto total de promoción (primera Alícuota aprobada en el proceso de fi jación de la TUD).

FA1n

:

Factor de Ajuste Asociado a la Promoción en el Periodo de Evaluación n.FAT

n : Factor de Ajuste Total en el Periodo de Evaluación n.

t : Periodo de Evaluación de referencia.n : Periodo de Evaluación transcurrido hasta el Periodo de Evaluación t.

7.3 La vigencia de la Alícuota aplicable al último trimestre calendario del Periodo Regulatorio, será hasta un día antes del inicio del siguiente Periodo Regulatorio.

Artículo 8 - DETERMINACIÓN DEL GASTO EJECUTADO

8.1 El gasto ejecutado del Mecanismo de Promoción considera la información del número de clientes benefi ciados, reportada por el Concesionario.

8.2 Para considerar a un cliente como Benefi ciario del Mecanismo de Promoción, debe cumplir los siguientes criterios:

a) La instalación interna del cliente debe encontrarse habilitada para el consumo del gas natural;b) En el caso de clientes benefi ciarios ubicados en viviendas multifamiliares, debe contarse también con la

habilitación del Proyecto Multifamiliar asociado; y,c) Deberá ser un cliente residencial perteneciente a una de las zonas contempladas en el Plan de Promoción,

según las especifi caciones establecidas por el Minem.

8.3 El Gasto Ejecutado resulta de la suma de:

i) Los Descuentos de Promoción aplicados al número total de clientes residenciales Benefi ciarios del Mecanismo de Promoción, incluyendo a los clientes ubicados en viviendas multifamiliares. Los Descuentos de Promoción son aplicados de acuerdo a la fecha de fi rma de contrato de suministro de gas natural de cada cliente.


ii) El número de clientes residenciales ubicados en viviendas multifamiliares multiplicado por: a) un factor PM que puede variar entre 0 y 0,5; y b) el Descuento de Promoción.

El valor del factor PM podrá ser ajustado por Osinergmin dentro del rango antes especifi cado, de modo tal que se reconozca el costo realmente ejecutado del Proyecto Multifamiliar, considerando el número de clientes benefi ciarios asociados a dicho proyecto.

Para la determinación del Gasto Ejecutado, se utilizan las siguientes fórmulas:

t t tGPE GPEB GPEP C

(Fórmula N° 2)

3

1 1

GPiBen

t j

i ji

GPEB DP

(Fórmula N° 3)

3

1it GP

i

GPEP CProMu (Fórmula N° 4)

1

i

i pr

NP

GP pr pr PM

pr

CProMu PM DPP Ben

(Fórmula N° 5)

min ;0,5

pr

pr

pr

pr PM

CostoPMPM

DPP Ben (Fórmula N° 6)

1

PM pr

pr

Ben

j

j

pr

PM

DP

DPPBen

(Fórmula N° 7)

Donde:

GPEt : Gasto de Promoción Ejecutado en el Periodo de Evaluación.

GPEBt : Gasto de Promoción Ejecutado por Benefi ciarios del Mecanismo de Promoción en el Periodo de

Evaluación.GPEP

t : Gasto de Promoción Ejecutado por Proyectos Multifamiliares benefi ciados del Mecanismo de Promoción

en el Periodo de Evaluación.DP

j : Descuento de Promoción aplicable a cada cliente j en USD/cliente.

DPPpr : Descuento de Promoción Promedio del Proyecto Multifamiliar pr, en USD/cliente.

BenGPi

: Número de Benefi ciarios del Mecanismo de Promoción, en el mes i.Ben

PMpr : Número de Benefi ciarios del Mecanismo de Promoción ubicados en el Proyecto Multifamiliar pr.

CProMuGPi

: Gasto de los Proyectos Multifamiliares benefi ciados con el Mecanismo de Promoción en el mes de análisis i.

PMpr : Factor que varía entre 0 y 0,5 de modo tal que se reconozca el costo realmente ejecutado del Proyecto

Multifamiliar pr asociado.CostoPM

pr : Costo del Proyecto Multifamiliar pr.

∆C : Monto de Corrección del Gasto de Promoción de Periodos de Evaluación Anteriores.NP

i : Número de Proyectos Multifamiliares habilitados en el mes i.

t : Periodo de Evaluación.pr : Proyecto Multifamiliari : Mes a evaluar.j : Benefi ciario de la Promoción

8.4 De existir algún monto en el Gasto Ejecutado no considerado en Periodos de Evaluación anteriores (défi cit o superávit), dicho monto será considerado como parte del Monto de Corrección del Gasto de Promoción de Periodos de Evaluación Anteriores (∆C). Por otro lado, en dicho monto de corrección se adicionará el gasto incurrido por los Benefi ciarios del Mecanismo de Promoción reconocidos del Periodo Regulatorio anterior.

8.5 Si como resultado de la supervisión efectuada por el área de fi scalización de Osinergmin se encontrara alguna corrección correspondiente a algún Periodo de Evaluación Anterior, se efectuarán las correcciones del caso y los montos resultantes serán incorporados en el Monto de Corrección del Gasto de Promoción de Periodos de Evaluación Anteriores (ΔC).

Artículo 9 - DETERMINACIÓN DEL INGRESO PERCIBIDO

9.1 Los ingresos percibidos por el Mecanismo de la Promoción se determinan a partir de la Alícuota aplicable y de los ingresos del Concesionario por el servicio de distribución de gas natural durante el Periodo de Evaluación. Los ingresos se determinan en base a la facturación mensual que el Concesionario remite como parte de la información comercial.


9.2 El ingreso del Mecanismo de Promoción se obtiene de la multiplicación de la(s) Alícuota(s) vigente(s) en el Periodo de Evaluación con la facturación total mensual por el servicio de distribución de gas natural.

Para ello se utiliza la siguiente fórmula:

4

1 1

m

t t c

i c i

IPE fm A Fact I

(Fórmula N° 8)

Donde:

IPEt

: Ingresos Percibidos del Mecanismo de la Promoción en el Periodo de Evaluación.Fact

c : Facturación total por el servicio de distribución por las categorías tarifarias en el mes i (Categorías

asignadas en la regulación tarifaria vigente).A

t : Alícuota vigente en el mes i del Periodo de Evaluación.

fm : Fracción del mes i que aplica en el Periodo de Evaluación (número de días del mes i comprendido en el Periodo de Evaluación entre el número total de días del mes i).

∆I

:

Monto de Corrección por Ingresos del Mecanismo de Promoción de Periodos de Evaluación Anteriores.i : Mes de evaluación del Periodo de Evaluación.c : Categorías tarifarias vigentes.t : Periodo de Evaluación.m : Número de categorías vigentes en el Periodo Tarifario.

9.3 De existir algún ingreso del Mecanismo de Promoción pendiente no considerado en Periodos de Evaluación anteriores (défi cit o superávit), dicho monto será adicionado al Monto de Corrección por Ingresos del Mecanismo Promoción de Periodos de Evaluación Anteriores (∆I).

Artículo 10 - DETERMINACIÓN DEL GASTO PROYECTADO

10.1 El Periodo proyectado a tomar en cuenta es de seis meses posteriores al Periodo de Evaluación. En el caso que la vigencia del Periodo Regulatorio sea menor a seis meses, se considerarán para el periodo proyectado los meses y/o días que resten para la culminación de dicho Periodo Regulatorio.

10.2 La proyección mensual del número de Benefi ciarios de la Promoción será igual al promedio móvil del número de benefi ciados reconocidos de los últimos doce meses correspondientes al Periodo Regulatorio vigente.

10.3 La proyección mensual del número de Benefi ciarios del Mecanismo de Promoción de los Proyectos Multifamiliares, será igual al promedio móvil del número de benefi ciarios de los proyectos multifamiliares del Mecanismo de Promoción de los últimos doce meses dentro del Periodo Regulatorio vigente.

10.4 En los casos en los que no se complete los doce meses por encontrarse al inicio del Periodo Regulatorio vigente, se considerará para fi nes de determinar el promedio del número de clientes benefi ciados, los meses que hayan transcurrido desde el inicio del Periodo Regulatorio.

La determinación de los gastos proyectados del Mecanismo de Promoción se realiza de la siguiente manera:

p p pGPP GPPB GPPM (Fórmula N° 9)

1i

MP

p prom GP

i

GPPB k BenPro (Fórmula N° 10)

1 1

1

GPs

s

BenMH

j

s js

prom MH

GP

s

DP

k

Ben (Fórmula N° 11)

1

0,5i

MP

p PromPM GP

i

GPPM k BenProPM

(Fórmula N° 12)

1

1 1

1

GPpr

prs

pr

BenRPM

jNPMHj

s pr GP

spromPM MH

s

s

DP

BenRPM

k

NP

(Fórmula N° 13)


Donde:

GPPp

: Gasto de Promoción proyectado para el Periodo indicado en el numeral 10.1.

GPPBp

: Gasto de Promoción proyectado para los Benefi ciarios del Mecanismo de Promoción en el Periodo indicado en el numeral 10.1.

GPPMp

: Gasto de Promoción proyectado para los Proyectos Multifamiliares benefi ciados con el Mecanismo de Promoción en el Periodo indicado en el numeral 10.1.

kprom

: Es el valor promedio del Descuento de Promoción del Periodo indicado en el numeral 10.3, en USD/cliente.

kpromPM

: Es el valor promedio del Descuento de Promoción por los Benefi ciarios del Mecanismo de Promoción que pertenecen a Proyectos Multifamiliares del Periodo indicado en el numeral 10.3, en USD/cliente.

DPj : Descuento de Promoción aplicable a cada cliente j en USD/cliente.

DPjpr

: Descuento de Promoción del Benefi ciario de la Promoción j del Proyecto Multifamiliar pr, en USD/cliente.

BenProGPi

: Número de Benefi ciarios del Mecanismo de Promoción proyectado por mes proyectado i.Ben

GPs : Número de Benefi ciarios del Mecanismo de Promoción reconocido en el mes anterior s.

BenProPMGPi

: Número de Benefi ciarios del Mecanismo de Promoción proyectados ubicados en viviendas multifamiliares por mes proyectado i.

BenRPMGPpr

: Número de Benefi ciarios del Mecanismo de Promoción reconocidos ubicados en un Proyecto Multifamiliar pr.

MH : Número de meses anteriores utilizados para la proyección según lo indicado en el numeral 10.3.NP

s : Número de Proyectos Multifamiliares habilitados en el mes anterior s.

MP : Número de meses proyectados.pr : Proyecto Multifamiliar pr.i : Mes proyectado.s : Mes anterior al Periodo proyectado.j : Benefi ciario del Mecanismo de Promoción.

Artículo 11 - DETERMINACIÓN DEL INGRESO PROYECTADO

11.1 Proyección de la demanda por categoría tarifaria

a) El periodo proyectado a tomar en cuenta para la demanda mensual proyectada, es de seis meses posteriores al Periodo de Evaluación.

b) Para la proyección de la demanda requerida en la determinación de los ingresos proyectados, se emplea la demanda proyectada mensual por categoría tarifaria considerada en el modelo tarifario utilizado en la regulación vigente, la misma que podrá ser ajustada de ocurrir una variación signifi cativa.

11.2 Cálculo de la TUD media por categoría tarifaria

Para determinar la TUD media actualizada (USD/Mil Sm3) en cada categoría tarifaria, se utilizará aquellas que fueron determinadas en el modelo tarifario de la regulación vigente y serán actualizadas al mes en que fi naliza el Periodo de Evaluación, mediante las fórmulas de actualización correspondientes, defi nidas en la resolución de fi jación de la TUD vigente al momento de la liquidación.

11.3 Cálculo del ingreso proyectado

Los ingresos proyectados se determinan a partir de la multiplicación de la demanda proyectada mensual (calculada en base a la demanda proyectada de la fi jación tarifaria), la TUD actualizada por categoría tarifaria (según lo defi nido en el numeral 11.2) y la Alícuota vigente en el Periodo de Evaluación. En el caso que tenga lugar el proceso reajuste, se considerará la demanda empleada en dicho proceso.

Para ello, se utiliza la siguiente fórmula:

1 1c

n m

p t i c

i c n

IPR A DPR TUD

(Fórmula N° 14)

Donde:

IPRp : Ingresos proyectados del Mecanismo de promoción en el periodo indicado en el numeral 11.1.

DPRic : Demanda Proyectada mensual de gas natural por categoría tarifaria indicado en el numeral 11.1.

TUDc : Tarifa Única de Distribución de gas natural media actualizada por categoría tarifaria.

At : Alícuota vigente en el Periodo de Evaluación.

c : Categoría tarifaria vigente.m : Número de categorías vigentes en el periodo tarifario.n : Meses proyectados defi nidos en el numeral 10.1.i : Mes del Periodo de Evaluación.

Artículo 12 - DETERMINACIÓN DEL SALDO DEL BALANCE EJECUTADODe conformidad con lo señalado en el Artículo 112a del Reglamento de Distribución, se determina el saldo del balance

de la promoción ejecutado en el Periodo de Evaluación, como la diferencia entre el Ingreso Percibido y el Gasto Ejecutado del Mecanismo de Promoción.

t t tSBE IPE GPE (Fórmula N° 15)


Donde:

SBEt : Saldo del Balance de la Promoción Ejecutado en el Periodo de Evaluación.

IPEt

: Ingresos Percibidos del Mecanismo de Promoción en el Periodo de Evaluación.GPE

t : Gasto de Promoción Ejecutado en el Periodo de Evaluación.

t : Periodo de Evaluación.

Artículo 13 - DETERMINACIÓN DEL SALDO DE LA CUENTA DE PROMOCIÓNDe conformidad con lo señalado en el Artículo 112a del Reglamento de Distribución, se determina el Saldo de la

Cuenta de Promoción al inicio del Periodo de Evaluación, como la suma acumulada de los Saldos de Balance Ejecutados hasta un periodo anterior al Periodo de Evaluación.

1

1

t

t r

r

SCP SBE

(Fórmula N° 16)

Donde:

SCPt : Saldo de la Cuenta de Promoción al inicio del Periodo de Evaluación.

SBEr : Saldo del balance de la promoción ejecutado en el Periodo de Evaluación r.

t : Periodo de Evaluación.r : Periodo de Evaluación transcurrido dentro del Periodo Regulatorio.

Artículo 14 - DETERMINACIÓN DEL SALDO DEL BALANCE PROYECTADODe conformidad con lo señalado en el Procedimiento de Reajuste se determina el saldo del balance proyectado de

la promoción, como la diferencia entre el Ingreso Proyectado y el Gasto Proyectado para el Mecanismo de Promoción.

t t tSBP IPR GPP (Fórmula N° 17)

Donde:

SBPt

: Saldo del balance de la promoción proyectado para el periodo indicado en los numerales 10.1 y 11.1.IPR

t : Ingresos proyectados del Mecanismo de promoción en el periodo indicado en el numeral 11.1.

GPPt

: Gastos de Promoción proyectados para el periodo indicado en el numeral 10.1.t : Periodo de Evaluación.

Artículo 15 - SALDO DE BALANCE DE LA PROMOCIÓNPara determinar el saldo del balance de la promoción se emplea la siguiente formula:

_ _ t t tSaldo de Balance SBE SBP Fondo (Fórmula N° 18)

t tFondo SCP FR (Fórmula N° 19)

Donde:

SBEt : Saldo del Balance de la Promoción Ejecutado en el Periodo de Evaluación.

SBPt

: Saldo del Balance de la Promoción Proyectado para el periodo indicado en el numeral 10.1.Fondo

t : Saldo de la Cuenta de Promoción descontado del Fondo de Reserva al inicio del Periodo de Evaluación.

SCPt : Saldo de la Cuenta de Promoción al inicio del Periodo de Evaluación.

FR : Fondo de Reserva.t : Periodo de Evaluación.

Artículo 16 - Factor de Ajuste asociado a la Promoción

16.1 En el caso que proceda la actualización de la TUD por efecto del Mecanismo de la Promoción según las condiciones establecidas en el Procedimiento de Reajuste, se actualizará la TUD por categoría tarifaria aplicando el Factor FA1, cuya fórmula y condiciones para su evaluación se establecen en el referido procedimiento. Asimismo, el FA1 tomará en cuenta un Periodo de Evaluación y un periodo de cálculo tal como se muestra en la Figura N° 1.

Figura N° 1

Línea de tiempo para la aplicación del FA1


16.2 La TUD ajustada con el mencionado factor será aplicable a partir de la publicación del pliego correspondiente, desde el primer día del trimestre siguiente a aquel en el que se efectúe la revisión del monitoreo del Mecanismo de Promoción.

Artículo 17 - Procedimiento administrativo para evaluar el balance de la promociónLos plazos para la remisión de información y las actividades para el cálculo del Balance del Mecanismo de Promoción

se presentan en la siguiente tabla:

Tabla N° 1

Los plazos y actividades para el cálculo del Balance del Mecanismo de Promoción

Ítem Descripción Responsable Plazos Máximos

1Entrega de información según formatos del Anexo N° 1 y Anexo N° 2 e información comercial.

Concesionario15 días calendario posteriores a la fi nalización de cada mes

2Entrega de Copia de todos los recibos de los clientes con categorías tarifarias E y GE

Concesionario15 días calendario posteriores a la fi nalización de cada mes

3Elaboración de la muestra de potenciales clientes a ser reconocidos como benefi ciarios de la promoción.

Osinergmin5 días calendario posteriores a la recepción de la información defi nido en el punto 1

4Copia de Actas de Habilitación y recibos de consumo de la muestra de clientes.

Concesionario10 días calendario posteriores de recibido la notifi cación con la muestra señalada.

5Evaluación del saldo del balance de la promoción.

OsinergminHasta la culminación del periodo de cálculo.

Artículo 18 - Liquidación del Mecanismo de Promoción del Periodo Regulatorio Vigente

18.1 Al finalizar el periodo tarifario vigente, se efectuará la liquidación final del Mecanismo de Promoción, a fin de incorporar los saldos resultantes en la primera liquidación trimestral del periodo tarifario siguiente.

18.2 Durante el proceso de regulación del siguiente Periodo Regulatorio, se estimará el Saldo de la Cuenta de la Promoción que resulte al cierre del Periodo Regulatorio vigente. Para ello, se considerará los resultados obtenidos en el último Periodo de Evaluación disponible y los gastos e ingresos que se proyecten hasta el fi nal del Periodo Regulatorio vigente. A dicha estimación se le defi nirá como “Saldo Pendiente del Gasto de Promoción”. Dicho monto se incorporará al Gasto de Promoción destinado para cubrir el Plan de Promoción determinado para el Periodo Regulatorio siguiente.

18.3 Determinación de la Liquidación del Mecanismo de la Promoción

a) Al término del último Periodo de Evaluación del Periodo Regulatorio vigente y considerando los plazos establecidos en el Artículo 16 , se efectuará la liquidación del Mecanismo de Promoción, a fi n de incorporar los saldos resultantes en la primera revisión del Saldo de Balance de Promoción del periodo tarifario siguiente.

b) Para efectos de la liquidación se considerará el resultante del Saldo de la Cuenta de Promoción y los clientes que se encuentren pendientes a ser reconocidos como benefi ciarios de la Promoción según lo establecido en el numeral 8.2 del Artículo 8.

c) Se comparará los siguientes montos: i) el Saldo Pendiente del Gasto de Promoción estimado durante el proceso de la regulación del Periodo Regulatorio siguiente; y ii) los resultados del Saldo de la Cuenta de la Promoción más la estimación de gasto que incurrirían los consumidores que se encuentren pendientes a ser reconocidos como Beneficiarios del Mecanismo de Promoción del Periodo Regulatorio vigente. La diferencia que resulte entre ambos montos (déficit o superávit), se incorporará en la primera revisión del Saldo de Balance de Promoción del periodo tarifario siguiente, siempre que dicha diferencia, en valor absoluto, presente una variación mayor respecto al Saldo pendiente del Gasto de Promoción de 5%.

Artículo 19 - Tipo de cambioValor de referencia para el Dólar de los Estados Unidos de Norteamérica, determinado por la Superintendencia

de Banca y Seguros del Perú, correspondiente a la “Cotización de Oferta y Demanda - Tipo de Cambio Promedio Ponderado” o el que lo reemplace. El valor a considerar, es el valor venta promedio de las cinco últimas cotizaciones diarias disponibles y publicadas al día 25 del mes correspondiente a la fecha de la actualización.

DISPOSICIÓN TRANSITORIA ÚNICA

Para efectos de la publicación de la información prevista en el numeral 5.8 del presente Procedimiento, se otorgará, por única vez, un periodo de adecuación del Sistema VNRGN, a que se refi ere el Procedimiento VNRGN, de 90 días calendario contados desde la publicación de la presente norma.


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Viernes 18 de enero de 2019 / El Peruano16 NORMAS LEGALESA

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