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Derecho regulatorio
El sector Energía
Dr. Javier Socrates Pineda Ancco
Objetivo del
Estado
Introducción
Fronteras de Eficiencia
Accionista Privado
Accionista Estado
• Maximizar
utilidad económica
• Maximizar utilidad económica y bienestar social
Maximizar utilidades
Bienestar social
Eficiencia tarifaria
El
Dilema…
El
Resultado…
Para la empresa
• Tarifas Limitadas • Deterioro de la calidad de
servicio. • Baja Rentabilidad. • Castigo de la valorización de
las empresas.
REFORMAS REGULATORIAS
1992 LCE ; 1993 RLCE
1997 LEY ANTIMONOPOLIO
Y ANTIOLIGOPOLIO
1996 PRIVATIZACIÓN
EMPRESAS PÚBLICAS
2006 LEY 28832;
LICITACIONES, PNG, COES
2009-2012
PROINVERSIÓN LICITACIONES
1992 LCE ; 1993 RLCE
1996 PRIVATIZACIÓN
CONTRATOS BOOT, RAG
2000 CONCESIÓN MANTARO SOCABAYA;
2006 LEY 28832; PLAN DE
TRANSMISIÓN, SST
1992 LCE ; 1993 RLCE
1992 LCE ; 1993 RLCE: LIBRE 2000: REGLAMENTO
DE COMERC. CLIENTES LIBRES
2009: CLIENTES LIBRES 2.5 MW
GENERACIÓN
TRANSMISIÓN
DISTRIBUCIÓN
COMERCIALIZACIÓN
Pendiente Aplicación del Libro Blanco
Cartera de Empresas Distribuidoras Eléctricas
Empresas y Ámbitos de operación
ADINELSA
El ámbito de operación de
las 11 empresas de
distribución eléctrica de la
Corporación abarca 22 de
los 23 departamentos del
Perú.
Cartera de Empresas Distribuidoras Eléctricas Venta de energía a cliente final en período 2006-2011 (expresado en GWh)
ENOSA 991 GWh (16%)
ELECTRONORTE 666 GWh (11%)
ELECTRO ORIENTE 519 GWh (8%)
SEAL 855 GWh (14%)
HIDRANDINA 1,467 GWh (23%)
ELECTROCENTRO 590 GWh (9%)
ELECTROSUR 323 GWh (5%)
ELECTRO UCAYALI 205 GWh (3%)
ELSE 495 GWh (8%)
ELECTRO PUNO 208 GWh (3%)
Venta total
18,044 20,334 21,840 21,706
23,781 25,461
4,246 4,388 5,126 5,379 5,709 6,330
22,290
24,722 26,966 27,085
29,490
31,791
2006 2007 2008 2009 2010 2011
PRIVADAS PUBLICAS
80%
20%
Cartera de Empresas Distribuidoras Eléctricas
Número de clientes durante período 2006-2011 (expresado en miles)
ELECTROCENTRO 573 mil (17%)
ELSE 354 mil (11%)
SEAL 322 mil (10%)
ENOSA 366 mil (11%)
HIDRANDINA 618 mil (19%)
Total de cliente
ELECTRONORTE 351 mil (11%)
ELECTRO ORIENTE 215 mil (6%)
ELECTRO UCAYALI 63 mil (2%)
ELECTRO PUNO 287 mil (9%)
ELECTROSUR 129 mil (4%)
1,810 1,843 1,935 2,013 2,074 2,170 2,362 2,523 2,693 2,875 3,091 3,321
4,172 4,367
4,628
4,888
5,166
5,491
2006 2007 2008 2009 2010 2011
PRIVADAS PUBLICAS
40%
60%
Cartera de Empresas Distribuidoras Eléctricas
Rentabilidad de las empresas públicas vs privadas – Año 2011 (ROA y ROE expresados en porcentaje)
ADIN ELCE ELOR ELPU ELSE ELSU ELUC ENOSA ENSA HDNA SEAL LSR EDLR
ROA (%) -1.59 6.62 1.12 3.02 4.23 6.82 0.19 6.32 8.50 4.51 11.01 17.42 14.01
ROE (%) -0.95 5.40 0.88 2.54 3.31 5.56 0.76 6.19 6.50 3.90 10.18 22.30 20.64
-5
0
5
10
15
20
25
PUBLICAS PRIVADAS
96% del Territorio peruano Desarrollo urbano horizontal (dispersión) Zonas Urbanas y Rurales No hay cultura de pago puntual. Morosidad del 8%
4% del Territorio peruano Desarrollo urbano vertical (concentración) Zonas Urbanas Existe cultura de pago puntual
Rentabilidad de las empresas públicas versus las privadas - Año 2011
(ROA y ROE expresados en porcentaje)
Cartera de Empresas Distribuidoras Eléctricas
Dispersión del SAIDI y SAIFI
Edelnor
Electro Oriente
Electro Puno
Electro Sur Este
Electro Ucayali
Electro Centro
Electro NoroesteElectro Norte
Electro Sur
Hidrandina
Luz del Sur
Seal
0.0
20.0
40.0
60.0
80.0
100.0
120.0
0.0 10.0 20.0 30.0 40.0 50.0 60.0 70.0 80.0
SAIDI
SAIFI
SAIFI vs SAIDI A NIVEL EMPRESA - AÑO 2011
EMPRESA SAIFI SAIDI
ELECTRO ORIENTE 74.0 97.5
ELECTRO SUR ESTE 37.8 88.4
ELECTROCENTRO 33.7 65.6
ELECTRONOROESTE 32.4 57.8
HIDRANDINA 24.9 52.8
ELECTRONORTE 20.5 48.1
ELECTRO UCAYALI 14.3 44.7
SEAL 21.2 42.2
ELECTROSUR 19.6 35.2
EDELNOR 7.1 21.4
LUZ DEL SUR 4.0 10.0
ELECTRO PUNO 8.9 8.7
FUENTE: OSINERGMIN
Cartera de Empresas Distribuidoras Eléctricas
Indicadores relacionados con población laboral – Año 2011
Personal ADIN ELCE ELOR ELPU ELSE ELSU ELUC ENOSA ENSA HDNA SEAL TOTAL
Planilla 24 328 332 156 264 156 100 235 258 371 212 2,436
Servicios de
Terceros 6 63 234 34 221 135 4 44 49 475 61 1,326
Locadores 0 20 138 10 0 1 1 44 0 5 25 244
CAP 26 308 300 134 256 181 115 238 258 338 242 2,396
ADIN ELCE ELOR ELPU ELSE ELSU ELUC ENOSA ENSA HDNA SEAL
Planilla Servicios de Terceros Locadores
FUENTE: EMPRESAS DE DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA
NORMATIVIDAD DEL SECTOR ELECTRICIDAD Y FISCALIZACION ELECTRICA
OEFA
Nov 1992 Ley N° 25844
Feb1993 D.S. N° 099-93-EM
Oct 1997 D.S. N° 020-97-EM
Línea de Tiempo
Niv
el
Jerá
rqu
ico
Jun 2006 Ley N° 28749
May2008 R.D 016-2008-EM/DGE
May 2007 D.S. N° 025-2007
13
AT/MAT
MT
BT
N
3
6
8
10
6
13
D
NTCSE - Alcances Generales
Calidad de
Producto
Calidad de
Suministro
Calidad del Servicio
Comercial
Calidad de Alumbrado
Público
Tolerancias de Interrupciones Tensión V : ± 5%
Frecuencia : Variable (Hz) Flicker : Pst 1 Armónicos : THD<8%
Plazos de Atención Medios de Atención 4Facturas 4Registro de reclamos 4Centro atención telefónica Precisión de medida de la Energía
Niveles de iluminación adecuados Tolerancia:
“Longitud
porcentual de Vías de A.lumbrado Publico Deficiente
inferior al 10%”
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
pensació
n u
nita
ria
por
pote
ncia
$
Comportamiento EXP del pago de CNTCSE
Sobre Calidad del Suministro : Topes en pago de Compensaciones
Problemática
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 05
PSE 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 04
PSE 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.
Problemas de traslado a localidades rurales Servicio
Eléctrico
Nombre del
Sector
Distancia
kmDistancia 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
Shitas110 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
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/JARU
Monto 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 Oroya
Resolución 0774-2005-OS/JARU
Monto 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 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° RESESATAE
Ejemplo 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 2
DH >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 hábiles
ATENCIÓN (Numeral 5.3.1) En función a la denuncia
DESCARGO (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 hábil
Rural: 02 días hábiles
Atención de Denuncia
En función a la denuncia DTI / DT4
Registro de Atención
Urbano: 02 día hábil
Rural: 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.
Normatividad y Fiscalización Eléctrica
Impacto de los Procedimientos de Fiscalización - Osinergmin
1. Dimensión de las Empresas Distribuidoras
AÑOS INSTALACIONES ELOR ELUC ELSE SEAL ELSU ELPU ENOSA ENSA HDNA ELCTO TOTAL
Redes km MT 815 166 4,490 2,296 1,235 4,101 3,220 2,225 6,697 6,649 31,894
Redes km BT 2,922 594 4,298 3,224 1,360 6,814 4,235 2,067 6,281 7,102 38,897
SED 685 331 3,231 3,694 1,259 2,307 3,990 1,557 6,161 8,420 31,635
AP 22,284 14,503 57,081 93,705 37,304 45,101 75,738 56,010 130,395 120,285 652,406
Clientes 98,954 43,375 197,304 242,942 96,455 175,447 238,006 235123 411,439 381,513 1,885,435
Redes km MT 1,543 562 9,139 2,744 1,353 7,131 4,504 4,025 9,829 12,167 52,997
Redes km BT 3,272 833 9,449 3,817 2,113 11,267 4,874 5,208 10,971 11,197 63,000
SED 1,056 480 6,293 4,294 1,560 4,483 5,752 3,060 9,107 12,255 48,340
AP 46,596 18,290 81,086 108,276 42,374 61,348 104,996 71,481 174,308 151,392 860,147
Clientes 186,678 57,667 298,511 307,707 127,889 275,099 335,031 319,890 577,553 532,456 3,018,481
Redes km MT 1,610 610 10,443 2,951 1,394 7,909 5,945 5,594 12,363 14,657 63,476
Redes km BT 3,447 950 11,607 5,534 1,647 13,127 7,783 6,595 14,707 13,704 79,100
SED 1,181 545 7,220 4,737 1,637 5,368 7,465 5,546 11,290 13,965 58,954
AP 50,578 19,461 88,225 117,576 45,852 65,795 116,256 76,010 190,470 163,101 933,324
Clientes 224,594 65,961 363,788 333,160 134,014 303,609 374,825 330,496 648,798 590,799 3,370,044
2005
2010
2012
Las Empresas Distribuidoras desde el año 2005 a agosto del 2012, en Redes y SED en promedio han crecido en un 100% y en clientes en un 78,74 %.
1. Dimensión de las Empresas Distribuidoras
2. Estado de las multas
En las multas pagadas se han incluido las multas que se encuentran en convenio de pago con OSINERGMIN (Miles S/. 12,184 correspondiente a ELOR y DISTRILUZ).
N° IMPORTE S/. N° IMPORTE S/. N° IMPORTE S/. N° IMPORTE S/.
ELOR 132 2,884,297 18 1,956,667 23 1,059,367 2 7,200 175 5,907,531
ELUC 46 456,315 0 0 - 0 - 0 46 456,315
ELSE 57 459,490 19 1,290,659 19 2,171,705 9 244,630 104 4,166,483
SEAL 71 1,370,725 11 485,068 11 1,423,306 17 0 110 3,279,099
ELSU 71 894,431 8 689,346 7 396,299 1 3,650 87 1,983,726
ELPU 58 1,690,942 0 0 27 1,023,007 - 0 85 2,713,949
ENOSA 135 2,807,665 18 647,715 27 1,854,223 - 0 180 5,309,603
ENSA 115 1,634,297 17 1,487,741 12 519,147 1 0 145 3,641,184
HDNA 170 3,092,365 47 3,460,123 19 1,530,926 4 183,700 240 8,267,113
ELCTO 183 6,570,692 7 479,010 71 2,993,420 10 221,044 271 10,264,166
TOTAL 1,038 21,861,218 145 10,496,327 216 12,971,399 44 660,224 1,443 45,989,169
TOTAL
N° IMPORTE S/.EMPRESA
PAGADAS NO PAGADAS
En Proceso Judicial En Impugnación Adm Archivadas
3. Distribución de las Multas por Actividad
N° IMPORTE S/. N° IMPORTE S/. N° IMPORTE S/. N° IMPORTE S/. N° IMPORTE S/. N° IMPORTE S/. N° IMPORTE S/. N° IMPORTE S/. N° IMPORTE S/.
ELOR 10 1,645,528 6 173,228 32 1,258,602 97 1,534,278 5 516,090 22 649,171 2 75,884 1 54,750 175 5,907,531
ELUC 1 9,125 15 132,383 23 174,270 6 129,235 1 11,302 46 456,316
ELSE 0 0 2 61,100 37 469,865 44 1,033,977 2 1,073,865 19 1,527,676 0 0 0 0 104 4,166,483
SEAL 10 282,255 5 22,373 33 888,019 42 1,314,103 1 3,395 16 518,755 3 250,200 0 0 110 3,279,099
ELSU 0 0 5 58,840 20 864,276 51 663,385 1 36,000 10 361,224 0 0 0 0 87 1,983,725
ELPU 0 0 4 109,084 22 776,450 36 1,018,274 0 0 19 539,490 4 270,650 0 0 85 2,713,948
ENOSA 0 0 5 235,998 38 1,020,089 126 3,477,481 2 99,787 9 476,249 0 0 0 0 180 5,309,604
ENSA 4 64,264 1 72,818 23 770,271 95 1,837,928 2 58,400 20 837,502 0 0 0 0 145 3,641,183
HDNA 4 238,843 5 246,921 37 1,671,035 163 3,122,911 4 325,380 20 2,227,944 4 358,053 3 76,028 240 8,267,114
ELCTO 8 518,483 5 300,349 35 1,626,224 168 3,072,816 0 0 44 4,279,093 11 467,200 0 0 271 10,264,165
TOTAL 37 2,758,498 38 1,280,711 292 9,477,215 845 17,249,424 17 2,112,917 185 11,546,339 24 1,421,986 5 142,080 1,443 45,989,168
6.0% 2.8% 20.6% 37.5% 4.6% 25.1% 3.1% 0.3% 100.0%
MULTAS POR ACTIVIDAD
EMPRESAGENERACIÓN TRANSMISIÓN DISTRIBUCIÓN COMERCIALIZACIÓN MEDIO AMBIENTE SEGURIDAD OBRAS OTROS (ADMIN, etc.) TOTAL
Las Multas más representativas en aplicación del ‘‘Procedimiento de Facturación, Cobranza y Atención a los Usuarios’’ se distribuye como se muestra: El 29 % es debido al indicador AGC (Corte por incumplimiento de la
facilidad de pago mediante transacción extrajudicial). El 23% es debido al indicador DPAT (Superar los plazos de atención de la
conexión).
El 9% es debido al indicador DMP (Presupuestar conceptos indebidos).
El 5% es debido al indicador DMF (Desviación del Monto Facturado).
3.1. Multas por Actividades Comerciales (37.5%)
Multas por el Indicador AGC (Aspectos Generales de Cobranza) El OSINERGMIN observó los convenios o transacciones extrajudiciales suscritos con los usuarios por el otorgamiento de las facilidades del pago que incluían clausula de corte del servicio por el no pago de una cuota del convenio, ya que precisaban que el corte debía ser por el no pago de 2 cuotas y en los convenios "no debían incluirse términos y procedimientos contrarios a la normatividad". En ese contexto, las sanciones aplicadas bajo dicho precepto legal, adolecían del principio de tipicidad establecido en el artículo 230°, numeral 4, de la Ley N° 27444; puesto que no se especificaba concretamente la conducta sancionable, (supuesta normatividad vulnerada.) Este aspecto generó controversia, puesto que por un lado los convenios de pago o transacciones suscritos entre usuarios y la concesionaria se efectuaron dentro del marco del Código Civil (artículo 1302) siendo por lo tanto dentro de dicha normativa sustantiva, actos válidos, efectuados por voluntad de las partes y por ende arreglados a Ley; aspecto que a criterio del Osinergmin no era correcto, ya que las referidas clausulas, incluidas en los convenios, presuntamente infringían lo estipula en el artículo 90° de la Ley de Concesiones Eléctricas (causales de corte). Si bien es cierto que recién con la entrada en vigencia del P-047-2009-OS/CD se precisó, como conducta sancionable (incumplimiento) el hecho de incluir en los convenios o transacciones extrajudiciales clausulas o términos referidos al corte del servicio y/o retiro de la conexión por adeudar un sólo mes; es conveniente que se modifique el artículo 90 de la LCE para diferenciar el tratamiento de un cliente regular respecto del cliente moroso que se le otorga facilidades de pago.
3.1. Multas por Actividades Comerciales (37.5%)
3.2. Multas Por Actividades de Distribución (20,6 %)
N° IMPORTE S/. N° IMPORTE S/. N° IMPORTE S/. N° IMPORTE S/. N° IMPORTE S/. N° IMPORTE S/.
ELOR 10 735,848 16 328,063 6 194,691 0 0 32 1,258,602 3 302,584
ELUC 8 56,193 2 15,830 5 60,360 15 132,383 0 0
ELSE 9 68,908 6 85,357 12 186,450 10 129,150 37 469,865 3 205,225
SEAL 10 343,774 11 308,499 5 70,250 7 165,496 33 888,019 0 0
ELSU 8 625,166 10 190,160 2 48,950 0 0 20 864,276 5 545,552
ELPU 8 638,400 7 38,965 7 99,086 0 0 22 776,450 0 0
ENOSA 10 532,133 22 189,321 3 43,571 3 255,064 38 1,020,089 0 0
ENSA 9 608,257 12 146,444 0 0 2 15,571 23 770,272 4 306,689
HDNA 10 825,477 13 495,159 7 202,300 7 148,100 37 1,671,035 11 989,855
ELCTO 8 1,231,323 10 128,038 7 151,175 10 115,688 35 1,626,224 1 18,250
TOTAL 90 5,665,479 109 1,925,836 49 996,473 44 889,428 292 9,477,216 27 2,368,155
60% 20% 11% 9% 25%
MULTAS POR ACTIVIDADES DISTRIBUCION
EMPRESASeguridad Pública Alumbrado Público
Supervisión de la
Operación de los S.E.Otros TOTAL MULTAS EN DCA
3.2.1. Multas asociadas al Procedimiento de Deficiencias en MT por Seguridad Pública (60% de las multas de Distribución).
ELOR 735,848
ELUC 56,193
ELSE 68,908
SEAL 343,774
ELSU 625,166
ELPU 638,400
ENOSA 532,133
ENSA 608,257
HDNA 825,477
ELCTO 1,231,323
TOTAL 5,665,478
EMPRESA TOTAL S/.
3.2.1.1. Problemática por Distancias Mínimas de Seguridad
3.2.1.1. Problemática por Distancias Mínimas de Seguridad
3.2.1.2 Inversión necesaria para Subsanar las Deficiencias de Seguridad Pública
EMPRESA INVERSIÓN S/.
ELOR 28,946,820
ELUC 5,500,000
ELSE 2,403,560
SEAL 4,500,000
ELSU 15,000,000
ELPU 6,500,000
ENOSA 5,636,720
ENSA 2,961,780
HDNA 21,023,541
ELCTO 63,800,000
TOTAL 156,272,421
3.2.1.3 Acuerdo con FONAFE - DISTRIBUIDORA y OSINERGMIN para Subsanar las Deficiencias de Seguridad Pública MT
3.2.2. Multas por el Procedimiento de Supervisión de A.P. (20% de las multas de Distribución)
EMP OtrosA.P. Proced 192-
2003- OS/CD
A.P. Proced 078-
2007- OS/CD
Total Multa
Aplicada AP
ELOR 0 151,426 176,638 328,063
ELUC 0 15,177 653 15,830
ELSE 0 4,975 80,382 85,357
SEAL 0 271,811 43,812 315,623
ELSU 0 146,195 43,965 190,160
ELPU 0 0 38,965 38,965
ENOSA 2,679 50,997 135,645 189,321
ENSA 0 58,252 88,192 146,444
HDNA 0 432,381 62,777 495,159
ELCTO 0 14,576 0 14,576
TOTAL 2,679 1,145,789 671,029 1,819,497
El mayor impacto de multas corresponde al año 2004 en que se inicio la aplicación del Procedimiento de Supervisión AP. Hubo compromiso de la Presidencia del OSINERGMIN de gestionar recursos ante el FONAFE, no se cumplió y se MULTO a las empresas.
3.2.2.1. Compromiso entre OSINERGMIN Y FONAFE
No se concretó en apoyo ofrecido por el OSINERGMIN y a pesar de ello, se MULTO a las distribuidoras. Así las empresas hubiesen recibido aporte económico en la fecha de celebración del Convenio, hubiese sido
materialmente imposible que las obras se ejecuten en 14 días (término del semestre de control)
3.3. Multas por Seguridad (25,1 %)
Los accidentes de terceros en su mayoría se dan por que dichos terceros transgreden las distancias mínimas de seguridad.
Laboral Tercero
ELOR 160,471 488,700 649,171
ELUC 129,235 0 129,235
ELSE 439,274 1,088,402 1,527,676
SEAL 480,860 464,450 945,310
ELSU 108,287 226,463 334,749
ELPU 8,100 177,937 186,037
ENOSA 269,129 207,120 476,249
ENSA 473,302 364,200 837,502
HDNA 1,401,146 826,799 2,227,945
ELCTO 108,600 4,148,593 4,257,193
TOTAL 3,578,404 7,992,663 11,571,066
EMPRESATipo Accidente
TOTAL
3.3.1 Accidentes Laborales y de Terceros
LAB. TER. LAB. TER. LAB. TER. LAB. TER. LAB. TER. LAB. TER. LAB. TER. LAB. TER. LAB. TER. TOTAL
ELOR 3 2 0 3 0 2 2 3 3 1 3 0 0 2 0 2 11 15 26
ELUC 0 0 0 0 0 0 0 0 2 0 1 0 3 0 1 0 7 0 7
ELSE 5 5 1 6 2 4 2 13 2 9 7 7 4 11 5 11 28 66 94
SEAL 0 0 2 1 0 1 1 0 1 0 2 1 0 0 1 3 7 6 13
ELSU 1 0 0 0 0 2 0 4 0 0 0 1 0 0 0 0 1 7 8
ELPU 0 0 0 0 0 0 0 2 1 10 2 7 6 7 2 5 11 31 42
ENOSA 7 6 3 9 4 8 1 8 3 9 7 9 8 7 1 5 34 61 95
ENSA 0 3 2 8 9 1 4 9 5 7 4 5 1 7 2 12 27 52 79
HDNA 10 5 7 9 2 3 7 5 6 5 8 13 5 9 2 3 47 52 99
ELCTO 9 11 3 10 7 11 4 18 9 21 7 19 6 18 3 12 48 120 168
TOTAL 35 32 18 46 24 32 21 62 32 62 41 62 33 61 17 53 221 410 631
AÑO - ACCIDENTES GRAVES Y FATALES
2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012EMPRESATOTAL
Los accidentes de terceros reportados por las empresas concesionarias, luego de actividades de investigaciones han demostrado que las causas atribuidas son por: Contacto directo e indirecto con conductor expuesto que incumple distancia de seguridad en
gran mayoría en actividades de construcción civil. Contacto con conductor caído por acciones de hurto.
3.3.1. Accidentes Laborales y de Terceros
Contacto con conductor expuesto que cumple distancia de seguridad, acercamiento con
objetos. Contacto con conductor caído por falta de mantenimiento. Estos accidentes se presentan básicamente por el desconocimiento del riesgo eléctrico a que se encuentran expuestos personas terceras o ajenas al desarrollo de actividades de construcción, operación y mantenimiento de instalaciones eléctricas, en su mayor parte se dan en instalaciones del sub sistema de distribución tanto primaria como secundaria. A esta problemática las distintas empresas vienen cumpliendo con las exigencias normativas establecidas, con ejecución de proyectos de inversión, actividades de mantenimiento correctivo y preventivo, en temas de difusión masiva acerca del riesgo eléctrico tanto en medios de comunicación (radial, televisiva y escrito), así como charlas y otros eventos relacionados a estos temas con alcance a la población y sector educativo, creando una conciencia de seguridad.
Accidente mortal de tercero
3.3.1. Accidentes Laborales y de Terceros
PROBLEMÁTICA GENERAL DE LA ELECTRIFICACIÓN RURAL EN EL PERÚ
I. Plan Nacional de Electrificación Rural (PNER) 2012 - 2021
● Elaborado por el Ministerio de Energía y Minas a través de la Dirección General de
Electricidad (DGER/MEM), con un horizonte de 10 años – Ley Nº 28749 – Ley de
Electrificación Rural.
● Consolida los Planes de Desarrollo Regional y Local concertados, programas de
expansión de las empresas concesionarias de distribución eléctrica y de electrificación
rural, iniciativas privadas y programas o proyectos a desarrollarse por el Gobierno
Nacional.
● La electrificación rural tiene como propósito, concertar la igualdad de los derechos de
los ciudadanos, en particular, el del servicio básico de electricidad a las viviendas, en las
zonas rurales y de frontera del país, con la finalidad de reducir la pobreza.
ELECTRIFICACIÓN RURAL CON ENERGÍAS RENOVABLES
DIRECCIÓN GENERAL DE ELECTRIFICACIÓN RURAL MINISTERIO DE ENERGÍA Y MINAS
Por DS N° 026-2007-EM se creó la Dirección General de Electrificación Rural - DGER como organismo nacional competente en materia de electrificación rural. Su organización se hizo en base a la DEP y la Dirección de Fondos Concursables (ex FONER), que la integran como Direcciones de Línea.
PLAN NACIONAL DE ELECTRIFICACIÓN RURAL
(PNER 2012 -2021)
PNER
Revisión del financiamiento
interno y/o externo
Coordinación con los gobiernos regionales y
locales, entidades públicas y privadas
Registro de estados de Proyectos, en
formulación, viables, otros
http://dger.minem.gob.pe/Proyectos_pner2012.aspx
Las prioridades regionales y locales, así como la obtención de nuevas fuentes de financiamiento interno y/o externo, motivan que la programación del PNER tenga un carácter referencial.
La Dirección General de Electrificación Rural (DGER-MEM) tiene como responsabilidad la formulación y actualización anual del Plan Nacional de Electrificación Rural (PNER), en coordinación con los Gobiernos Regionales y Locales, y demás entidades públicas y privadas, como parte de la política energética del Estado.
ALTERNATIVAS TECNOLÓGICAS DE ELECTRIFICACIÓN RURAL
Extensión de redes eléctricas
(SER)
Sistemas térmicos aislados
(SER-T)
Sistemas hidroeléctricos aislados
(SER-H)
Sistemas aislados con energías renovables: fotovoltaicos, eólicos,
híbridos
(SER-ER)
Tecnologías para Electrificación Rural
SISTEMAS CONVENCIONALES
SISTEMAS NO CONVENCIONALES
Sistemas Convencionales: Extensión de los Sistemas Interconectados por medio de líneas de transmisión y redes de distribución.
ESTRATEGIAS PARA LA ELECTRIFICACIÓN RURAL
Sistemas No Convencionales: Utilizando Energías Renovables (agua, sol y viento) en zonas rurales aisladas donde la red eléctrica tal vez nunca llegue.
ESTRATEGIAS PARA LA ELECTRIFICACIÓN RURAL
COMPARACIÓN INICIAL DE ALTERNATIVAS
Localidades concentradas,
cercanas a puntos de alimentación
Localidades dispersas, cercanas
a los puntos de alimentación
Localidades concentradas,
alejadas de puntos de alimentación
Localidades dispersas, alejadas de los puntos de
alimentación
Recurso energético con mayor disponibilidad en casi todo el territorio nacional.
Promedio Anual
(kwh/m2)
Costa Sur : 6,0 – 6,5
Costa Centro : 5,5 – 6,0
Sierra : 5,5 – 6,0
Selva Sur : 5,0 – 5,5
Selva Norte : 4,5 – 5,0
ATLAS DE ENERGÍA SOLAR DGER-MEM
ENERGÍA SOLAR
ENERGÍA EÓLICA
ATLAS DE ENERGÍA EOLICA DGER-MEM
REGULACIÓN TARIFARIA
N1
• Resolución OSINERGMIN N° 206-2010-OS/CD: Fija la Tarifa Eléctrica Rural para Sistemas Fotovoltaicos, expresada en Cargos Fijos Equivalentes por Energía Promedio, 12/08/10.
N2 • Resolución OSINERGMIN N° 243-2010-OS/CD: Respecto del
recurso de reconsideración del PEME”, 19/10/10.
N3
• Resolución Ministerial Nº 523-2010-MEM/DM “Fijan el factor de adecuación del FOSE de los Sistemas aislados, Sectores Urbano – Rural y Rural aplicables a los usuarios de SER atendidos con SFV del 02/12/10
Reglamento Técnico: “Especificaciones Técnicas y Procedimientos de Evaluación del Sistema Fotovoltaico y sus componentes para electrificación rural” publicado en enero de 2007, resolución directoral Nº 003-2007-EM/DGE.
El reglamento establece las
especificaciones técnicas y los
procedimientos de evaluación que
debe cumplir el Sistema Fotovoltaico
(SFV) y sus componentes.
Es de uso obligatorio para los
proyectos de electrificación rural que
se desarrollen en el marco de la Ley
28749 (LGER)
NORMAS TÉCNICAS PARA APROBACIÓN
Especificaciones Técnicas de los accesorios principales de los Sistemas Fotovoltaicos Domiciliarios, bajo 2 esquemas principales:
* TRADICIONAL (Tipo 1)
* INTEGRADO (Tipo 2)
Especificaciones Técnicas del Sistema de Distribución Eléctrica de los Sistemas Fotovoltaicos, referidas a las instalaciones eléctricas interiores.
Evolución del Coeficiente de Electrificación Nacional Vs. Coeficiente de
Electrificación Rural - Período 1993 - 2011
56.8% 58.0% 60.5% 61.6%
63.1% 64.8%
67.2% 68.5%
69.8% 70.2% 70.8% 71.1% 72.8% 73.4% 74.1%
76.0% 78.5%
82.0% 84.8%
7.7% 10.2%
14.8% 16.5%
20.1% 21.6% 22.3% 23.2% 24.4% 24.7% 25.6% 25.9%
28.2% 28.9% 29.5%
38.0%
45.0%
55.0%
63.0%
0.0%
10.0%
20.0%
30.0%
40.0%
50.0%
60.0%
70.0%
80.0%
90.0%
1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011
Coeficiente de Electrificación Nacional
Coeficiente de Electrificación Rural
Años
(%)
Fuente: PNER 2012-2021
Ejecución de Obras de Electrificación Rural (2006 - 2012)
Fuente: PNER 2012-2021
Proyección del Coeficiente de Electrificación Rural Vs. Coeficiente de Electrificación Nacional
(2011 – 2021)
(%)
Años
Fuente: PNER 2012-2021 Inversión prevista 6,000 Millones de Nuevos Soles aproximadamente
Proyección del Coeficiente de Electrificación Departamental Año 2012 Vs. Año 2021
Fuente: PNER 2012-2021
Ley Nº 28749 : Ley General de Electrificación Rural (LGER).
D.S. Nº 025-2007-EM: Reglamento de la LGER.
Ley Nº 27510: Crea el Fondo de Compensación Social Eléctrico (FOSE).
D.L. Nº 1001: Regula la inversión Sistemas Eléctricos Rurales (SER) ubicados en zonas de concesión de empresas de distribución estatales.
D.L. Nº 1002: Promueve la inversión para la generación de electricidad con el uso de energías renovables.
D.L. Nº 1041: Modifica diversas normas del sector eléctrico para promover la generación con RER y amplia el C.E.
Marco Normativo:
Marco Normativo:
D.S. Nº 028-2008-EM: Sectores de Distribución típicos para el período Nov. 2009 – Oct. 213.
D.U. 116-2009: Se promueve el suministro de energía en zonas urbano marginales, con la suspensión del Art. 85º LCE y otras medidas.
R.D. Nº 016-2008 -EM/DGE:
Normas Técnicas de Calidad de los Sistemas Eléctricos Rurales – NTCSER.
Art.11º de la Ley Nº 27444:
Normas DGE para Proyectos de Electrificación Rural.
Ley N° 29852 Ley que crea FISE –Fondo de Inclusión Social Energético.
● Ejecutadas por los Gobiernos Regionales, Locales y
el MINEM.
● Redes de distribución extensas, en localidades y
viviendas dispersas, ubicados en áreas con niveles
de pobreza y pobreza extrema y bajos consumos de
energía.
● Diseñadas y construidas con criterios técnicos para
atender solo cargas doméstica.
● Son de baja rentabilidad económica pero con
rentabilidad social, requieren subsidio del Estado.
Aspectos Generales de las Instalaciones de Electrificación Rurales
II. Situación Actual de la Electrificación Rural en el Perú
Zonas dispersas electrificadas con redes
Aspectos Técnicos de las Instalaciones de Electrificación Rurales:
● Las redes eléctricas son de configuración radial, que alimentan subestaciones de distribución en
22,9kV, 13,2kV y excepcionalmente en 7.6 kV.
● La mayoría de la infraestructura eléctrica rural es sub utilizada y requiere de pequeñas
ampliaciones y refuerzos, para atender nuevos suministros productivos.
● Se utilizan sistemas monofásicos con retorno por tierra (MRT), por su aspecto económico, rapidez
en la construcción y bajo costo de mantenimiento.
● Algunas obras requieren de inversión a fin de cumplir con la normatividad vigente.
Sectores Típicos Rurales:
Sector Típico Descripción
4 Urbano Rural
5 Rural
SER Sistemas Eléctricos Rurales
Entidades Involucradas en la Electrificación Rural
MINEM
EMPRESAS
CONCESIONARIAS
OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO
DGER
PLANIFICA, ELABORA ESTUDIOS, EJECUTA Y TRANSFIERE
ADINELSA
OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO
OSINERGMIN
SUPERVISA Y FISCALIZA
MUNICIPALIDADES
PLANIFICA, FINANCIA, CONSTRUYE, CONCEDE
GOB. REGIONALES
PLANIFICA, FINANCIA, CONSTRUYE Y CONCEDE
Evolución del Número de Usuarios Atendidos para los Sectores Típicos 4 , 5 Y SER
Evolución de Número de Usuarios y Consumos Eléctricos
en Zonas Rurales
N° de Clientes 2009 2010 2011 2012
SEAL 40,950 43,953 47,248 50,107
ELSE 185,647 196,593 207,537 218,483
ENSA 70,899 99,971 100,052 106,281
HDNA 112,705 120,970 166,857 165,626
ELCENTRO 246,033 290,371 321,062 328,750
ELPUNO 101,684 109,660 116,563 125,075
ELUCAYALI 2,460 2,528
Fuente: Empresas Distribuidoras
III. Problemática de la Operación y Mantenimiento de las Instalaciones IER
Dificultades Generales:
● En las obras con configuración accidentada, se presentan dificultades en el desplazamiento y comunicación.
● Para mejorar el servicio, se requiere de mayor equipamiento de maniobra y protección.
● Algunas redes de gran longitud, desde el punto de alimentación (> 200 Km., en 22,9 kV), requieren ser
equipados con reguladores de tensión en tramos intermedios.
● Uso de aisladores de porcelana en zonas de alta polución ó vandalismo.
● La implementación de algunas obras materiales y equipos inadecuados, ocasionan dificultades en la
operación y en algunos casos han causado accidentes.
● En sistemas con neutro corrido, la retenida es conectada al neutro del sistema y no tiene aislador de tracción,
altamente peligros en casos de falla, más aún en zonas lluviosas.
● Las servidumbres no saneadas, dificulta las labores operativas y de mantenimiento.
Dificultades en la Operación y Mantenimiento de las IER:
En la Costa:
● Alta frecuencia de interrupciones por bajo nivel de aislamiento,
● En las localidades ubicadas cerca al litoral, se presenta una alta polución por contaminación salina, que ocasiona
continuas interrupciones de servicio y requieren incrementar la frecuencia de limpieza de sus componentes.
● Frecuentes salidas de servicio por contacto de aves (impacto en redes de MT).
● Quema de pastizales por parte de los agricultores, origina que se afecte los conductores y estructuras de madera.
En la Sierra y Oriente:
● Alta frecuencia de interrupciones por descargas atmosféricas.
● Tiempo de reposición excesivo por dificultades en el acceso y la longitud de las redes.
● En el Oriente, se requiere mayor frecuencia de limpieza de servidumbre, debido a lque a vegetación crece muy rápido.
● La quema de pastizales por parte de los agricultores, afecta a los conductores y estructuras de madera.
Dificultades en la Tercerización de la Operación y Mantenimiento de las IER:
Costos Unitarios poco atractivos para las contratistas solventes técnica y económicamente.
Crecimiento acelerado de las instalaciones por obras de electrificación en zonas rurales, que son de gran extensión y acceso dificultosos para la operación y mantenimiento.
Instalaciones antiguas que cumplieron su vida útil, específicamente en el caso de postes de madera, que generan altos costos de mantenimiento correctivo.
Por su lado ADINELSA, siguiendo la política de inclusión de gestión del gobierno, viene co-gestionando las actividades de operación y mantenimiento con los Gobiernos Locales.
FINANCIAMIENTO EMPRESARIAL
¿CUÁNTO FINANCIAMIENTO SE
REQUIERE PARA LOS PRÓXIMOS 4 AÑOS?
Plan de
Transmisión
2013-2016
Plan DGER
Frontera
Eléctrica
10% por año
Transmisión
Distribución
US$ 227 millones
610 elementos
1200 Km en lineas
2000 MVA potencia
transformac
US$ 1000
millones
?
¿CUÁNTO SE HA INVERTIDO EN LA ÚLTIMA
DÉCADA?
¿QUÉ SE PUEDE HACER?
1. Modificar el régimen de endeudamiento
2. Modificar el régimen de contribuciones
reembolsables
3. Extinción de deudas FONAVI
4. Servicios en lugar de Activos
5. SNIP no aplica al Plan de Inversiones
6. ¿Accionariado privado? /¿Privatización?
MODIFICACIÓN DEL RÉGIMEN
DE ENDEUDAMIENTO
• Eliminar Regla de Dividendo Obligatorio
• El Estado No es Responsable por las
Deudas de las Empresas
MODIFICACIÓN DEL RÉGIMEN
DE CONTRIBUCIONES
REEMBOLSABLES
Area de
Concesión
LCE LGER
EXTINCIÓN DE DEUDAS FONAVI
Distribuidor
SERVICIOS EN LUGAR DE ACTIVOS
Clientes
AREA DE
DEMANDA
Transmis
or
Normas del
SNIP
SNIP NO SE APLICA AL PLAN DE
INVERSIONES
Modificación
del RLCE
139
Norma
posterior
prima sobre
norma
anterior
Norma
especial
prima sobre
norma
general
¿ACCIONARIADO PRIVADO?
¿PRIVATIZACIÓN?
¿CONTRATO DE GERENCIA?
