Decreto Ley N° 25844, Ley de Concesiones Eléctricas

Las disposiciones de la presente Ley norman lo referente a las actividades relacionadas con la generación, transmisión, distribución y comercialización de la energía eléctrica.

El Ministerio de Energía y Minas y el OSINERG en representación del Estado son los encargados de velar por el cumplimiento de la presente ley, quienes podrán delegar en parte las funciones conferidas.

Las actividades de generación, transmisión y distribución podrán ser desarrolladas por personas naturales o jurídicas, nacionales o extranjeras. Las personas jurídicas deberán estar constituidas con arreglo a las leyes peruanas.

Constituyen Servicios Públicos de Electricidad:

1. El suministro regular de energía eléctrica para uso colectivo o destinado al uso colectivo, hasta los límites de potencia fijados por el Reglamento; y,

2. La transmisión y distribución de electricidad.

El Servicio Público de Electricidad es de utilidad pública.

Se requiere concesión definitiva para el desarrollo de cada una de las siguientes actividades:

1. La generación de energía eléctrica que utilice recursos hidráulicos, con potencia instalada mayor de 500 KW;

2. La transmisión de energía eléctrica, cuando las instalaciones afecten bienes del Estado y/o requieran la imposición de servidumbre por parte de éste;

3. La distribución de energía eléctrica con carácter de Servicio Público de Electricidad, cuando la demanda supere los 500 KW; y,

4. La generación de energía eléctrica con recursos Energéticos Renovables conforme a la Ley de la materia, con potencia instalada mayor de 500 KW.

Se requiere autorización para desarrollar las actividades de generación termoeléctrica, cuando la potencia instalada sea superior a 500 KW..

La generación de energía eléctrica de origen nuclear se normará por Ley expresa.

Las concesiones y autorizaciones serán otorgadas por el Ministerio de Energía y Minas, que establece para tal efecto un Registro Único de Concesiones Eléctricas a nivel nacional, en el cual se inscriben las concesiones otorgadas y las solicitudes en trámite presentadas ante el Ministerio y los Gobiernos Regionales.

Las actividades de generación, transmisión y distribución, que no requieren de concesión ni autorización, pueden ser efectuadas libremente cumpliendo las normas técnicas y disposiciones de conservación del medio ambiente y del Patrimonio Cultural de la Nación.

El titular debe comunicar obligatoriamente al Ministerio de Energía y Minas la información referente a la actividad eléctrica que desempeña, según lo establecido en el Reglamento.

La Ley establece un régimen de libertad de precios para los suministros que puedan efectuarse en condiciones de competencia y un sistema de precios regulados en aquellos suministros que por su naturaleza lo requieran, reconociendo costos de eficiencia según los criterios contenidos en el Título V de la presente Ley.

Los contratos de venta de energía y de potencia de los suministros que se efectúan en el régimen de Libertad de Precios deberán considerar obligatoriamente la separación de los precios de generación acordados a nivel de la barra de referencia de generación y las tarifas de transmisión y distribución, de forma tal de permitir la comparación a que se refiere el Artículo 53 de la ley.

Dichos contratos serán de dominio público y puestos a disposición de la Comisión de Tarifas de Energía y del OSINERG en un plazo máximo de 15 (quince) días de suscritos. El incumplimiento de lo dispuesto será sancionado con multa.

El Ministerio de Energía y Minas mediante Decreto Supremo definirá los criterios mínimos a considerar en los contratos sujetos al régimen de libertad de precios, así como los requisitos y condiciones para que dichos contratos sean considerados dentro del procedimiento de comparación establecido en el Artículo 53 de la ley.

El Estado previene la conservación del medio ambiente y del Patrimonio Cultural de la Nación, así como el uso racional de los recursos naturales en el desarrollo de las actividades relacionadas con la generación, transmisión y distribución de energía eléctrica

La Comisión de Tarifas de Energía es un organismo técnico y descentralizado del Sector Energía y Minas con autonomía funcional, económica, técnica y administrativa, responsable de fijar las tarifas de energía eléctrica y las tarifas de transporte de hidrocarburos líquidos por ductos, de transporte de gas natural por ductos y de distribución de gas natural por ductos, de acuerdo a los criterios establecidos en la presente Ley y las normas aplicables del subsector Hidrocarburos.

La Comisión de Tarifas Eléctricas contará con un Consejo Directivo integrado por cinco miembros y estará conformado por:

1. Un representante de la Presidencia del Consejo de Ministros, quién lo presidirá;

2. Un representante del Ministerio de Energía y Minas;

3. Un representante del Ministerio de Economía y Finanzas;

4. Un representante del Ministerio de Industria, Turismo, Integración y Negociaciones Comerciales Internacionales; y,

5. Un representante del Instituto Nacional de Defensa de la Competencia y de la Protección de la Propiedad Intelectual - INDECOPI.

Los miembros del Consejo Directivo serán nombrados por resolución refrendada por el Presidente del Consejo de Ministros y además por el titular del Sector en el caso de los representantes de los Ministerios; y, serán designados por un período de cinco años.

Para ser Director de la Comisión de Tarifas Eléctricas se requiere:

1. Ser profesional titulado con no menos de 15 años de ejercicio;

2. Reconocida solvencia e idoneidad profesional; y,

3. Otros que señale el Reglamento de la presente Ley.

El cargo de Director de la Comisión de Tarifas Eléctricas vacará por:

1. Fallecimiento;

2. Incapacidad permanente;

3. Renuncia aceptada;

4. Incompatibilidad legal sobreviniente; y,

5. Inasistencia injustificada a dos sesiones continuas del Consejo Directivo, salvo licencia autorizada.

No podrán ser Directores:

1. Funcionarios y empleados públicos;

2. Accionistas, directores, funcionarios y empleados de las empresa que suministren energía a precio regulado o de sociedades de consultoría que proporcionen servicios a la Comisión de Tarifas Eléctricas.

3. Directores y funcionarios de empresas que hayan sido sancionadas por actos de especulación o monopolio y quienes hubiesen sido sancionados por las mismas infracciones;

4. Dos o más personas que sean parientes hasta el cuarto grado de consanguinidad o hasta el segundo grado por afinidad; y,

5. Los que tengan juicios pendientes con el Estado.

Son funciones del Consejo Directivo de la Comisión de Tarifas Eléctricas:

1. Fijar, revisar y modificar las tarifas de venta de energía eléctrica con estricta sujeción a los procedimientos establecidos en la presente Ley;

2. Resolver como última instancia administrativa todos los asuntos que en materia de fijación tarifaria presenten las partes interesadas;

3. Elaborar su Reglamento Interno;

4. Elegir al Vice - Presidente;

5. Nombrar al Secretario Ejecutivo, determinando sus obligaciones y remuneración;

6. Aprobar el presupuesto anual de la Comisión de Tarifas Eléctricas y someterlo a consideración al Ministerio de Energía y Minas;

7. Imponer las sanciones por incumplimiento de sus resoluciones que señale el Reglamento;

8. Aprobar y determinar la precalificación de empresas consultoras propuesta por la Secretaría Ejecutiva;

9. Evaluar los estudios e informes encargados a la Secretaría Ejecutiva; y,

10. Otras que le señale el Reglamento.

El Consejo Directivo de la Comisión de Tarifas Eléctricas podrá encargar, a uno o más de sus miembros, la realización de actividades específicas que coadyuven al cumplimiento de las responsabilidades que le asigna la presente Ley. En estos casos, los Directores nominados están obligados a cumplir con el correspondiente encargo.

La Comisión de Tarifas Eléctricas contará con una Secretaría Ejecutiva. El personal de dicha Secretaría estará integrado por profesionales altamente calificados y personal de apoyo eficiente. El régimen laboral de dicho personal se sujetará a la Ley Nº 4916.

La Secretaría Ejecutiva, en apoyo a las determinaciones que deberá tomar el Consejo Directivo de la Comisión de Tarifas Eléctricas, realizará las siguientes funciones:

1. Efectuar la precalificación de las empresas consultoras para la elaboración de los estudios tarifarios y especiales que se requieran;

2. Elaborar el presupuesto anual de la Comisión de Tarifas Eléctricas;

3. Revisar y evaluar los estudios que presenten los concesionarios;

4. Elaborar los Términos de Referencia y supervisar la ejecución de estudios que por mandato de la ley deberá encargarse a firmas consultoras especializadas;

5. Elaborar los estudios para la determinación de Bloques Horarios a ser utilizados en el cálculo de las Tarifas en Barra;

6. Ejecutar los estudios para determinar los factores de pérdidas de potencia y de energía utilizados en el cálculo de las Tarifas en Barra;

7. Elaborar los estudios para definir el Sistema Principal y Sistemas Secundarios de transmisión de cada Sistema Interconectado;

8. Elaborar los estudios para definir los Sectores de Distribución Típicos;

9. Elaborar los estudios de comparación a que se refiere el artículo 53 de la presente Ley;

10. Elaborar los estudios para fijar y actualizar los Valores Nuevos de Reemplazo de las instalaciones de transmisión y distribución; y,

11. Otras que le señale el Reglamento.

El Reglamento de la presente Ley establecerá los criterios para fijar la retribución que deberán percibir los Directores y trabajadores de la Comisión de Tarifas Eléctricas.

Asimismo, determinará el número de trabajadores de la Secretaría Ejecutiva.

El presupuesto de la Comisión de Tarifas de Energía será cubierto por los aportes anuales que efectuarán los concesionarios y empresas de electricidad y por los aportes anuales que efectuarán los concesionarios de transporte de hidrocarburos Iíquidos por ductos, de transporte de gas natural por ductos y de distribución de gas natural por ductos.

El Reglamento Interno de la Comisión de Tarifas Eléctricas será aprobado por Resolución Suprema refrendada por el Ministro de Energía y Minas.

La concesión definitiva y la autorización se otorgan por plazo indefinido para el desarrollo de las actividades eléctricas. El plazo de las concesiones definitivas que se otorgan coma resultado de una licitación pública realizada por el Ministerio de Energía y Minas o la entidad a que este encargue es el plazo fijado en la propia licitación, siendo como máximo treinta años.

Se puede otorgar concesión temporal para la ejecución de estudios de factibilidad. Su otorgamiento permite utilizar bienes de uso público y el derecho de obtener la imposición de servidumbre temporal. El titular asume la obligación de realizar estudios de factibilidad relacionados con las actividades de generación y transmisión; específicamente, la de realizar estudios de centrales de generación, subestaciones o líneas de transmisión, cumpliendo un cronograma de estudios.

El plazo de vigencia de la concesión temporal es de dos (2) años, pudiendo extenderse una (1) sola vez, a solicitud del titular, hasta por un (1) año adicional, sólo cuando el cronograma de estudios no haya sido cumplido por razones de fuerza mayor o caso fortuito.

La concesión temporal se otorga por Resolución Ministerial de Energía y Minas y su plazo de vigencia se cuenta desde la fecha de publicación de la resolución de otorgamiento.

Al vencimiento del plazo se extingue de pleno derecho.

La solicitud de concesión temporal, así como la de extensión del plazo, se sujetan a los requisitos, condiciones y garantías establecidos en el Reglamento correspondiente.

La concesión definitiva permite utilizar bienes de uso público y el derecho de obtener la imposición de servidumbres para la construcción y operación de centrales de generación y obras conexas, subestaciones y líneas de transmisión así como también de redes y subestaciones de distribución para Servicio Público de Electricidad.

La solicitud para la obtención de concesión definitiva, será presentada al Ministerio de Energía y Minas, con los siguientes datos y requisitos:

1. Identificación y domicilio legal del solicitante. Si es persona jurídica debe presentar la Escritura Pública de Constitución Social y certificado de vigencia del poder de su representante legal, debidamente inscritos en los Registros Públicos;

2. Autorización del uso de recursos naturales de propiedad del Estado, cuando corresponda;

3. Memoria descriptiva y pianos completas del proyecto, con los estudios del proyecto a un nivel de factibilidad, por lo menos;

4. Calendario de ejecución de obras, con la indicación del inicio y la puesta en operación comercial;

5. Presupuesto del proyecto;

6. Especificación de las servidumbres requeridas;

7. Delimitación de la zona de concesión en coordenadas UTM (WGS84) y contrato formal de suministro de energía, en el caso de concesiones de distribución;

8. Resolución aprobatoria del Instrumento Ambiental;

9. Garantía de FieI Cumplimiento de ejecución de obras que señale el Reglamento;

10. Sustento verificable del compromiso de inversionistas para el aporte de capital con fines de la ejecución de las obras, tratándose de concesión de generación;

11. Informe favorable emitido por una entidad Clasificadora de Riesgo calificada, respecto de la solvencia financiera del solicitante, tratándose de concesión de generación;

I) Certificado de conformidad del Estudio de Pre-Operatividad emitido por el COES, cuando corresponda.

En el proceso de las Licitaciones Públicas a que se refiere el artículo 22, se consideran, los requisitos pertinentes establecidos en el presente artículo.

Luego de la evaluación correspondiente, conforme se disponga en el Reglamento, y que hayan sido cumplidos los requisitos de admisibilidad, la solicitud será admitida a trámite ordenándose la publicación del aviso, la que se efectuará por dos (2) días consecutivos, por cuenta del peticionario, en el Diario Oficial “El Peruano” y en uno de los diarios de mayor circulación donde se ubica la concesión.

En los cases establecidos en el artículo 22, el contrato de concesión definitiva se regirá por el Calendario de ejecución de obras contenido en el contrato derivado de la Licitación Pública.

Adicionalmente al requisito exigido en el literal b) del presente artículo, en caso de utilización de recursos hídricos, el Ministerio de Energía y Minas debe emitir un informe favorable sobre la gestión eficiente de la cuenca para fines de producción hidroeléctrica, en la que se desarrolle el proyecto, que considere la máxima capacidad de generación eléctrica que es posible aprovechar del referido recurso y que privilegie el aprovechamiento hidroenergético óptimo de la cuenca hidrográfica, considerando criterios técnicos, económicos y ambientales, previo a la emisión de la resolución correspondiente. El reglamento puede considerar otros aspectos con el fin de asegurar la óptima utilización de los recursos energéticos renovables.

En la evaluación de las solicitudes de otorgamiento de concesión que se presenten ante los Gobiernos Regionales se debe verificar que no exista superposición o concurrencia de solicitudes en trámite o concesiones otorgadas a favor del solicitante o de terceros, para cuyo efecto el Ministerio de Energía y Minas emite su opinión y determina la continuación del trámite ante la instancia correspondiente.

La aprobación de solicitudes de modificación de concesiones o autorizaciones, cuando corresponda, están sujetas a la actualización de los requisitos y verificación de las condiciones previstas en el presente artículo y las normas de inversión privada correspondientes.

Si dentro del término de quince (15) días hábiles, posteriores a la última publicación del aviso de una solicitud de concesión definitiva, se presentaran otras solicitudes para la misma concesión, se seleccionará la solicitud que debe continuar con el procedimiento de solicitud de concesión definitiva, de acuerdo con el procedimiento de concurrencia establecido en el Reglamento.

En caso de existir dos (2) o más solicitantes que se encuentren en la misma condición, únicamente estos podrán participar en el procedimiento de concurrencia conforme al Reglamento.

Los procedimientos y condiciones aplicables a la tramitación de oposiciones serán establecidos por el Reglamento.

La solicitud de concesión que cumpla con los requisitos establecidos en el artículo 25, debe resolverse en un plazo máximo de sesenta días hábiles a partir de la fecha de su presentación. En caso de concesiones definitivas para generación que utilicen recursos hídricos, la solicitud debe resolverse en un plazo máximo de ciento veinte días hábiles a partir de la fecha de su presentación. La presentación de los incidentes que se promuevan suspenderá el plazo señalado en el presente artículo hasta que queden resueltos.

La concesión definitiva será otorgada por Resolución Ministerial de Energía y Minas o por el Gobierno Regional cuando corresponda.

La concesión adquiere carácter contractual cuando el peticionario suscribe el contrato correspondiente, el que debe elevarse a escritura pública en un plazo máximo de sesenta días hábiles, contado a partir del día siguiente de la fecha de publicación de la Resolución Ministerial. El titular está obligado a entregar al Ministerio un testimonio de la escritura pública con la Constancia de inscripción en el Registro de Concesiones para la Explotación de Servicios Públicos, dentro del plazo de veinte (20) días hábiles desde la fecha de inscripción.

EI contrato deberá contener, cuando menos, el hombre y domicilio del concesionario, derechos y obligaciones, condiciones, calendario de ejecución de obras con la indicación del inicio y la puesta en operación comercial, servidumbres, zonas de concesión cuando corresponda, causales de caducidad y demás disposiciones de la presente Ley y del Reglamento que le sean aplicables.

El contrato deberá contener, cuando menos, el nombre y domicilio del concesionario, derechos y obligaciones, condiciones, calendario de ejecución de obras con la indicación del inicio y la puesta en operación comercial, zona de concesión cuando corresponda, causales de caducidad y demás disposiciones de la presente Ley y del Reglamento que le sean aplicables.

El contrato de concesión definitiva recogerá las cláusulas pertinentes del contrato de concesión que se suscribe como resultado de una licitación pública realizada por el Ministerio de Energía y Minas o la entidad a que éste encargue. Las modificaciones que se realicen en el contrato derivado de la licitación pública deben ser incluidas en el contrato de concesión definitiva, en lo pertinente.

La actividad de distribución de Servicio Público de Electricidad en una zona determinada, solo puede ser desarrollada por un solo titular con carácter exclusivo. La concesión de distribución no puede ser reducida sin autorización del Ministerio de Energía y Minas.

El concesionario de distribución puede efectuar ampliaciones de su zona de concesión. Para tal efecto, está obligado a presentar al Ministerio de Energía y Minas, previamente, un informe que señale la delimitación de la zona donde efectuará la ampliación, acompañado del Calendario de Ejecución de Obras y de la correspondiente garantía de fiel cumplimiento que señale el Reglamento, así como del plano de la nueva área delimitada con coordenadas UTM (WGS84).

Desde la fecha de publicación del aviso de ampliación que se efectúe conforme al Reglamento, el concesionario adquiere la exclusividad para el desarrollo de la actividad de distribución en la zona delimitada de ampliación y asume las obligaciones de los concesionarios de distribución.

EI procedimiento administrativo de regularización de una ampliación de la zona de concesión, con el objeto de incorporar la nueva zona al contrato de concesión, terminará cuando se haya concluido la ejecución de las obras de la ampliación, conforme al Calendario de Ejecución de Obras.

Los casos de electrificación de zonas comprendidas dentro de los alcances del inciso a) del artículo 34 y de los centros poblados ubicados fuera de una zona de concesión, que no sean objeto de procedimiento de ampliación de zona de concesión por parte de los concesionarios de distribución existentes, se rigen por lo dispuesto en la Ley Nº 28749, Ley de Electrificación Rural.

Adicionalmente a la concesión, mediante resolución ministerial, el Ministerio de Energía y Minas determina para cada concesionario de distribución, una Zona de Responsabilidad Técnica (ZRT), según las condiciones previstas en el Reglamento;

La ZRT comprende áreas definidas geográficamente para lograr el acceso al servicio eléctrico de todos los habitantes del país, las cuales preferentemente consideran el límite del ámbito de las Regiones donde opera el concesionario respectivo.

Los proyectos de electrificación que se ejecuten dentro de las ZRT deben ser previamente aprobados, por el concesionario de distribución respectivo, conforme al procedimiento y criterios previstos en el Reglamento. En el caso de proyectos de inversión pública, el incumplimiento de lo antes dispuesto, por parte del solicitante, conlleva responsabilidad funcional.

El concesionario de distribución tiene la prioridad para ejecutar los proyectos de electrificación que se realicen dentro de la ZRT bajo su responsabilidad. En todos los casos, el concesionario de distribución debe participar en la promoción, planificación y supervisión de los proyectos de electrificación, conforme lo establezca el Reglamento.

En caso las obras le sean transferidas al concesionario de distribución, éste asume las obligaciones para el desarrollo y administración de la actividad de distribución, debiendo ampliar su zona de concesión conforme al marco legal aplicable. La transferencia de las obras se hará a Valor Nuevo de Reemplazo del Sistema Económicamente Adaptado.

Las redes rurales existentes a la entrada en vigencia de esta Ley que no cumplan con el Código Nacional de Electricidad, normas técnica, ambientales, municipales u otra pertinente deberán ser saneadas por el Estado antes de ser transferidas al concesionario de distribución.

La ampliación de cobertura eléctrica dentro de la ZRT se desarrolla bajo el marco de la Ley Nº 28749, Ley de Electrificación Rural, y otros regímenes aplicables. La transferencia de los bienes de las obras ejecutadas por el Estado al correspondiente concesionario de distribución será en un plazo máximo de doce (12) años, antes de lo cual el concesionario de distribución asumirá su administración, debiendo reconocérsele los costos de operación y mantenimiento reales auditados, conforme lo establecido en el Decreto Legislativo Nº 1207. Durante el período indicado, ADINELSA asumirá la titularidad a título gratuito y las obras ejecutadas serán incorporadas en la correspondiente regulación tarifaria a un Valor Nuevo de Reemplazo inicial igual a cero. En las posteriores regulaciones se incorporan las inversiones ejecutadas por el concesionario de distribución para su ampliación y reposición de equipos conforme los defina el Reglamento.

Con la finalidad de dar cumplimiento a lo establecido en el artículo 30 de la presente Ley y artículo 14 de la Ley Nº 28749, Ley de Electrificación Rural, las empresas distribuidoras deben implementar contabilidad separada, diferenciando los Sistemas Eléctricos Rurales que administra del resto de sistemas eléctricos de distribución a su cargo.

Tanto los titulares de concesión como los titulares de autorización, están obligados a:

1. Efectuar los estudios y/o la ejecución de las obras cumpliendo los plazos señalados en el cronograma correspondiente;

2. Conservar y mantener sus obras e instalaciones en condiciones adecuadas para su operación eficiente, de acuerdo a lo previsto en el contrato de concesión, o de acuerdo a las normas que emita el Ministerio de Energía y Minas, según corresponda;

3. Aplicar los precios regulados que se fijen de conformidad con las disposiciones de la presente Ley;

4. Presentar la información técnica y económica a los organismos normativos y reguladores en la forma y plazos fijados en el Reglamento;

5. Cumplir con las disposiciones del Código Nacional de Electricidad y demás normas técnicas aplicables;

6. Facilitar las inspecciones técnicas a sus instalaciones que dispongan los organismos normativos y reguladores;

7. Contribuir al sostenimiento de los organismos normativos y reguladores mediante aportes fijados por la autoridad competente que, en conjunto, no podrán ser superiores al uno por ciento (1 %) de sus ventas anuales;

8. Cumplir con las normas de conservación del medio ambiente y del Patrimonio Cultural de la Nación, y;

9. Operar sus instalaciones de acuerdo a las normas de coordinación del Comité de Operación Económica del Sistema (COES).

Los integrantes del COES están obligados a cumplir las disposiciones que emita dicho Comité.

Los concesionarios de transmisión están obligados a permitir la utilización de sus sistemas por parte de terceros, quienes deberán asumir los costos de ampliación a realizarse en caso necesario, y las compensaciones por el uso, de acuerdo a lo dispuesto en el Reglamento de la Ley.

Los Distribuidores están obligados a:

1. Suministrar electricidad a quien lo solicite dentro de su zona de concesión o a aquellos que lleguen a dicha zona con sus propias líneas, en un plazo no mayor de un (1) año y que tengan carácter de Servicio Público de Electricidad;

2. Garantizar la demanda para sus usuarios regulados por los siguientes veinticuatro (24) meses como mínimo;

3. Garantizar la calidad del servicio que fije su contrato de Concesión y las normas aplicables;

4. Permitir la utilización de todos sus sistemas y redes por parte de terceros para el transporte de electricidad, excepto cuando tenga por objeto el suministro de electricidad a Usuarios Regulados dentro o fuera de su zona de concesión, en las condiciones establecidas en la presente Ley y en el Reglamento;

5. Cumplir con las obligaciones establecidas para las ZRT.

La concesión se extingue por declaración de caducidad o aceptación de renuncia. En ambos casos la transferencia de los derechos y bienes de la concesión será efectuada de acuerdo a lo previsto en la presente Ley y su Reglamento.

La concesión definitiva caduca cuando:

1. El concesionario no acredite dentro del plazo señalado, la inscripción del contrato de concesión en el Registro de Concesiones para la Explotación de Servicios Públicos;

2. El concesionario no cumpla con ejecutar las obras conforme al Calendario de Ejecución de Obras, salvo que demuestre que la ejecución ha sido impedida por la ocurrencia de caso fortuito o fuerza mayor calificada como tal por el Ministerio de Energía y Minas o, se apruebe un calendario garantizado de ejecución de obras por única vez, el cual debe acompañarse de una garantía adicional, según las condiciones previstas en el Reglamento;

3. El concesionario deje de operar sus instalaciones sin causa justificada, por 876 horas acumuladas durante un año calendario;

4. El concesionario de generación o de transmisión luego de habérsele aplicado las sanciones correspondientes, no opere sus instalaciones de acuerdo a las normas de coordinación del Comité de Operación Económica del Sistema, salvo autorización expresa del Ministerio de Energía y Minas por causa debidamente justificada;

5. El Distribuidor, luego de habérsele aplicado las multas correspondientes, no cumpla con la obligación señalada en el inciso b) del artículo 34 o con dar servicio de acuerdo a los estándares de calidad establecidos en su contrato de concesión;

6. El concesionario de distribución, no acredite la garantía de suministro por el plazo previsto en el inciso b) del artículo 34 de la presente Ley, salvo que haya convocado a licitaciones públicas de acuerdo a la normativa vigente y no haya obtenido ofertas para cubrir el total de sus requerimientos por el plazo indicado;

7. El reiterado incumplimiento de pago a las empresas generadoras por el abastecimiento de energía y potencia destinadas al Servicio Público de Electricidad, siempre y cuando dicho pago no se encuentre en controversia.

La caducidad será sancionada por Resolución Ministerial refrendada por el Ministro de Energía y Minas. En este caso se dispondrá su intervención administrativa en forma provisional, a fin de asegurar la continuidad de sus operaciones. Los derechos y los bienes de la concesión serán subastados públicamente. Del valor obtenido en la subasta, se deducirán los gastos incurridos y el saldo será entregado al ex concesionario. Los acreedores de la concesión declarada en caducidad, no podrán oponerse por ningún motivo a la subasta antes señalada.

Las autorizaciones que cumplan los requisitos serán otorgadas mediante Resolución Ministerial del sector por un plazo indefinido, dentro de los treinta (30) días hábiles de presentada la solicitud La solicitud deberá estar acompañada de lo siguiente:

1. Identificación y domicilio legal del solicitante Si es persona jurídica debe presentar la Escritura Pública de Constitución Social y el poder de su representante legal, debidamente inscritos en los Registros Públicos;

2. Resolución aprobatoria del Instrumento Ambiental;

3. Memoria descriptiva y pianos completos del proyecto, con los estudios del proyecto a un nivel de factibilidad, por lo menos;

4. Calendario de Ejecución de Obras con la indicación del inicio y la puesta en operación comercial;

5. Presupuesto del Proyecto;

6. Información técnica con fines estadísticos que consistirá, cuando menos en lo siguiente: potencia instalada de la central, número de unidades de generación, tipo de cada unidad de generación, modelo de cada unidad de generación, caudal de diseño, consumo especifico de combustible, tipo de combustible; tratándose de centrales de generación en uso o repotenciadas se presentarán también los registros históricos de operación e información relevante que sustente un adecuado desempeño operativo;

7. La garantía de fiel cumplimiento de ejecución de obras que señale el Reglamento;

8. Sustento verificable del compromiso de inversionistas para el aporte de capital con fines de la ejecución de las obras;

9. Informe favorable emitido por una entidad Clasificadora de Riesgo Calificada, respecto de la solvencia financiera del inversionista;

10. Certificado de conformidad del Estudio de Pre-Operatividad emitido por el COES, cuando corresponda.

El Reglamento establece los mecanismos de control para verificar su cumplimiento.

Los precios regulados reflejarán los costos marginales de suministro y se estructurarán de modo que promuevan la eficiencia del sector.

Estarán sujetos a regulación de precios:

1. La transferencia de potencia y energía entre generadores, los que serán determinados por el COES, de acuerdo a lo establecido en el artículo 14 de la Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica. Esta regulación no regirá en el caso de contratos entre generadores por la parte que supere la potencia y energía firme del comprador.

2. Los retiros de potencia y energía en el COES que efectúen los Distribuidores y Usuarios Libres, los mismos que serán determinados de acuerdo a lo establecido en el artículo 14 de la Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica.

3. Las tarifas y compensaciones de Sistemas de Transmisión y Distribución.

4. Las ventas de energía de Generadores a concesionarios de distribución destinadas al Servicio Público de Electricidad; excepto, cuando se hayan efectuado Licitaciones destinadas a atender dicho Servicio, conforme a la Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica.

5. Las ventas a usuarios de Servicio Público de Electricidad.

Las tarifas de transmisión y distribución serán reguladas por la Comisión de Tarifas de Energía independientemente de si éstas corresponden a ventas de electricidad para el servicio público o para aquellos suministros que se efectúen en condiciones de competencia, según lo establezca el Reglamento de la Ley. Para éstos últimos, los precios de generación se obtendrán por acuerdo de partes.

En las ventas de energía y potencia que no estén destinados al servicio público de electricidad, las facturas deben considerar obligatoria y separadamente los precios acordados al nivel de la barra de referencia de generación y los cargos de transmisión, distribución y comercialización.

Las ventas de electricidad a un distribuidor, destinadas al Servicio Público de Electricidad, se efectúan en los puntos donde se inician las instalaciones del Distribuidor.

Las Tarifas en Barra y sus respectivas fórmulas de reajuste, serán fijadas anualmente por OSINERG y entrarán en vigencia en el mes de mayo de cada año.

Las tarifas sólo podrán aplicarse previa publicación de la resolución correspondiente en el Diario Oficial "El Peruano" y de una sumilla de la misma en un diario de mayor circulación. La información sustentatoria será incluida en la página web de OSINERG

Para determinar los Precios en Barra, el subcomité de Generadores y el subcomité de Transmisores, en la actividad que les corresponda, efectuarán los cálculos correspondientes en la siguiente forma:

1. Proyectará la demanda para los próximos veinticuatro (24) meses y determinará un programa de obras de generación y transmisión factibles de entrar en operación en dicho período.

   La proyección a que se refiere el párrafo precedente considerará como una constante la oferta y demanda extranjeras sobre la base de los datos históricos de las transacciones del último año. El Reglamento de Importación y Exportación de Electricidad (RIEE) establecerá el procedimiento correspondiente.

2. Determinará el programa de operación que minimice la suma del costo actualizado de operación y el costo de racionamiento para el período de estudio, tomando en cuenta: las series hidrológicas históricas, los embalses, los costos de combustible, así como la Tasa de Actualización a que se refiere el artículo 79 de la presente Ley.

   El período de estudio comprenderá la proyección de veinticuatro (24) meses a que se refiere el inciso a) precedente y los doce (12) meses anteriores al 31 de marzo de cada año. Respecto de estos últimos se considerará la demanda y el programa de obras históricos.

3. Calculará los Costos Marginales de Corto Plazo esperados de energía del sistema, para los Bloques Horarios que establezca la Comisión de Tarifas Eléctricas, correspondiente al programa de operación a que se refiere el acápite anterior;

4. Determinará el Precio Básico de la Energía por Bloques Horarios para el período de estudio, como un promedio ponderado de los costos marginales antes calculados y la demanda, debidamente actualizados al 31 de marzo del año correspondiente.

5. Determinará el tipo de unidad generadora más económica para suministrar potencia adicional durante las horas de demanda máxima anual del sistema eléctrico y calculará la anualidad de la inversión con la Tasa de Actualización correspondiente fija en el artículo 79 de la presente Ley;

6. Determinará el precio básico de la potencia de punta, según el procedimiento que se establezca en el Reglamento, considerando como límite superior la anualidad obtenida en el inciso anterior.

   En caso de que la reserva del sistema sea insuficiente se considerará para este fin un margen adicional, al precio establecido en el párrafo precedente.

7. Calculará para cada una de las barras del sistema los factores nodales de energía de acuerdo a lo señalado en el artículo 48. El factor nodal será igual a 1,00 de la barra en que se fije el Precio Básico de Energía;

8. Determinará el Precio de la Potencia de Punta en Barra, para cada una de las barras del sistema, agregando al Precio Básico de la Potencia de Punta los valores unitarios del Peaje de Transmisión y el Peaje por Conexión a que se refiere el artículo 60 de la presente Ley;

9. Determinará el Precio de Energía en Barra, para cada una de las barras del sistema, multiplicando el Precio Básico de la Energía nodal correspondiente a cada Bloque Horario por el respectivo factor nodal de energía.

Los factores nodales de energía se calcularán considerando las pérdidas marginales y la capacidad del sistema de transmisión.

En las barras del Sistema Secundario de Transmisión el precio incluirá el correspondiente peaje de dicho sistema.

Todos los costos que se utilicen en los cálculos indicados en el artículo 47 deberán ser expresados a precios vigentes del mes de marzo del año de la fijación.

Antes del 15 de noviembre de cada año el Subcomité de Generadores y el Subcomité de Transmisores, en la actividad que les corresponda, presentarán al OSINERG los correspondientes estudios técnico-económicos de las propuestas de Precios en Barra, que expliciten y justifiquen, entre otros aspectos, lo siguiente:

1. La demanda de potencia y energía del sistema eléctrico para el período de estudio;

2. El programa de obras de generación y transmisión;

3. Los costos de combustibles, Costos de Racionamiento y otros costos variables de operación pertinentes;

4. La Tasa de Actualización utilizada en los cálculos;

5. Los costos marginales;

6. Precios Básicos de la Potencia de Punta y de la Energía;

7. Los factores nodales de energía;

8. El Costo Total de Transmisión considerado;

9. Los valores resultantes para los Precios en Barra; y,

10. La fórmula de reajuste propuesta.

Asimismo el Subcomité de Generadores y el Subcomité de Transmisores, deberán entregar al COES toda la información relevante para los cálculos tarifarios, para ser puestos a disposición de los interesados que lo soliciten. Para la aplicación del presente artículo OSINERG definirá los procedimientos necesarios.

OSINERG efectuará sus observaciones, debidamente fundamentadas, a las propuestas de los Precios en Barra. Los responsables deberán absolver las observaciones y/o presentar un nuevo estudio, de ser necesario.

Absueltas las observaciones o vencido el término sin que ello se produjera, OSINERG procederá a fijar y publicar las tarifas y sus fórmulas de reajuste mensuales, antes del 30 de abril de cada año.

Las tarifas que fije la Comisión de Tarifas Eléctricas, no podrán diferir, en más de diez por ciento, de los precios libres vigentes. El Reglamento establecerá el procedimiento de comparación.

Una vez vencido el período de vigencia de las tarifas y mientras no sean fijadas las del período siguiente, por causas atribuibles a la Comisión de Tarifas Eléctricas, éstas podrán ser reajustadas mensualmente por los generadores de acuerdo a las fórmulas de reajuste vigentes, previa publicación en el Diario Oficial El Peruano.

El COES deberá entregar obligatoriamente a OSINERG y a los interesados la información técnica que se requiera del sistema; asimismo, los responsables de presentar la propuesta tarifaria, deberán entregar al OSINERG, para su verificación, los modelos matemáticos, programas fuentes y otros elementos requeridos para la fijación de precios.

En los Sistemas Aislados, la Comisión de Tarifas Eléctricas, fijará las Tarifas en Barra de acuerdo a los criterios señalados en la presente Ley y el Reglamento.

De producirse racionamiento de energía, por déficit de generación eléctrica, los generadores compensarán a sus usuarios, sujetos a regulación de precios, por la energía no suministrada en los casos, forma y condiciones que señale el Reglamento.

PRECIOS MAXIMOS DE TRANSMISION

En cada Sistema Interconectado, el Ministerio de Energía y Minas, a propuesta de la Comisión de Tarifas Eléctricas, definirá el Sistema Principal y los Sistemas Secundarios de Transmisión de acuerdo a las características establecidas en el Reglamento.

El Sistema Principal permite a los generadores comercializar potencia y energía en cualquier barra de dicho sistema.

Los Sistemas Secundarios permiten a los generadores conectarse al sistema principal o comercializar potencia y energía en cualquier barra de estos sistemas.

Los generadores conectados al Sistema Principal, abonarán mensualmente a su propietario, una compensación para cubrir el Costo Total de Transmisión.

El Costo Total de Transmisión comprende la anualidad de la inversión y los costos estándares de operación y mantenimiento del Sistema Económicamente Adaptado.

La anualidad de la inversión será calculada considerando el Valor Nuevo de Reemplazo, su vida útil y la Tasa de Actualización correspondiente fijada en el artículo 79 de la presente Ley.

La compensación a que se refiere el artículo anterior, se abonará separadamente a través de dos conceptos denominados Ingreso Tarifario y Peaje por Conexión.

El Ingreso Tarifario se determina como la suma de:

1. Ingreso Tari fario Nacional, calculado en función a la potencia y energía entregadas y retiradas en barras, valorizadas a sus respectivos Precios en Barra, sin incluir el respectivo peaje;

2. Ingreso Tarifario de los Enlaces Internacionales, calculado según el Reglamento de Importación y Exportación de Electricidad.

El Peaje por Conexión es la diferencia entre el Costo Total de Transmisión y el Ingreso Tarifario. El Peaje por Conexión Unitario será igual al cociente del Peaje por Conexión y la Máxima Demanda proyectada a ser entregada a los Usuarios.

El Reglamento definirá el procedimiento por el cual los Generadores harán efectiva la compensación a los propietarios del Sistema Principal de Transmisión.

OSINERG fijará anualmente el Peaje por Conexión, el Peaje de Transmisión, sus valores unitarios y sus respectivas fórmulas de reajuste mensual, los cuales serán publicados en el Diario Oficial El Peruano, entrando en vigencia el 1 de mayo de cada año.

Las compensaciones y peajes por las redes del Sistema Secundario de Transmisión, o del Sistema de Distribución serán reguladas por OSINERG.

Las discrepancias que dificulten o limiten el acceso del usuario a las redes tanto del Sistema Secundario de Transmisión como del Sistema de Distribución serán resueltas por OSINERG.

Las instalaciones del Sistema Secundario de Transmisión, son remuneradas de la siguiente manera:

1. Si se trata de instalaciones para entregar electricidad desde una central de generación hasta el Sistema Principal de Transmisión existente son remuneradas íntegramente por los correspondientes generadores;

2. Si se trata de instalaciones que transfieren electricidad desde una barra del Sistema Principal de Transmisión hacia un Distribuidor o consumidor final son remuneradas íntegramente por la demanda correspondiente;

3. Los casos excepcionales que se presenten en el Sistema Secundario de Transmisión que no se ajusten a las reglas anteriores serán resueltos por OSINERG conforme se señala en el Reglamento.

PRECIOS MAXIMOS DE DISTRIBUCION

Las tarifas máximas a los Usuarios Regulados, comprenden:

1. Los Precios a Nivel Generación;

2. Los peajes unitarios de los sistemas de transmisión correspondientes; y,

3. El Valor Agregado de Distribución.

El Valor Agregado de Distribución (VAD) se basa en una empresa modelo eficiente con un nivel de calidad preestablecido en las normas técnicas de calidad y considera los siguientes componentes:

1. Costos asociados al usuario, independientes de su demanda de potencia y energía;

2. Pérdidas estándares de distribución en potencia y energía, y;

3. Costos estándares de inversión mantenimiento y operación asociados a la distribución, por unidad de potencia suministrada.

Adicionalmente al VAD, se incorpora un cargo asociado a la innovación tecnológica en los sistemas de distribución equivalente a un porcentaje máximo de los ingresos anuales que tengan coma objetivo el desarrollo de proyectos de innovación tecnológica y/o eficiencia energética, los cuales son propuestos y sustentados por las empresas y aprobados por OSINERGMIN, debiéndose garantizar la rentabilidad de los mismos durante su vida útil considerando la tasa a la que se refiere el artículo 79 de la presente Ley. Tratándose de proyectos que reemplacen a instalaciones existentes deberá garantizarse el reconocimiento de los costos remanentes de estos últimos en caso no hayan cumplido su vidas útil.

El Reglamento define los límites para este rubro, así como los criterios técnicos y económicos, oportunidad, compensaciones tarifarias y el plazo de duración de la compensación tarifaria."

El costo de inversión será la anualidad del Valor Nuevo de Reemplazo del Sistema Económicamente Adaptado, considerando su vida útil y la Tasa de Actualización establecida en el artículo 79 de la presente Ley.

El VAD se calcula individuamente para cada concesionario de distribución que preste el servicio a más de cincuenta mil suministros, de acuerdo al procedimiento que fije el Reglamento.

Para los demás concesionarios de distribución, el VAD se calcula de forma agrupada, conforme le aprobado por el Ministerio de Energía y Minas a propuesta de OSINERGMIN, de acuerdo al procedimiento que fije el Reglamento”.

Los componentes señalados en el artículo 64, se calculan para cada empresa concesionaria de distribución con más de cincuenta mil usuarios y para el resto de concesionarios de distribución conforme se señala en el artículo precedente, mediante estudios de costos presentados por los concesionarios de distribución, de acuerdo con los Términos de Referencia estandarizados que son elaborados por OSINERGMIN. Dichos Términos de Referencia deben ser publicados para recibir comentarios u opiniones de los interesados por un plazo de hasta cuarenta y cinco días hábiles, debiendo ser aprobados a los noventa días hábiles desde su publicación, acompañándose la matriz de comentarios recibidos y la evaluación de cada uno de los mismos.

OSINERGMIN deberá realizar la evaluación de los estudios de costos considerando criterios de eficiencia de las inversiones y de la gestión de un concesionario operando en el país, considerando el cumplimiento del ordenamiento jurídico en general, especialmente las normas ambientales, de seguridad y salud en el trabajo, laborales, de transportes y municipales aplicables en su zona de concesión; entre otras.

OSINERGMIN puede modificar sólo aquellos aspectos de los estudios de costos presentados que habiendo sido oportunamente observadas no hubiesen sido absueltos por concesionarios de distribución. Para ello acompañará el sustento de la evaluación a cada una de las observaciones realizadas”.

La Comisión de Tarifas Eléctricas, recibidos los estudios comunicará a los concesionarios sus observaciones si las hubiere; debiendo éstos absolverlas en un plazo máximo de 10 días.

Absueltas las observaciones o vencido el término sin que ello se produjera, la Comisión de Tarifas Eléctricas establecerá los Valores Agregados de Distribución para cada concesión, utilizando Factores de Ponderación de acuerdo a las características de cada sistema.

Con los Valores Agregados de Distribución, obtenidos según los artículos precedentes, y los componentes a) y b) señalados en el artículo 63, OSINERG estructurará un conjunto de precios para cada concesión.

OSINERGMIN calcula la Tasa Interna de Retomo considerando un periodo de análisis de 25 años. Dicho cálculo tiene lugar para cada concesionario que cuente con un estudio individual del VAD conforme se señala en el Artículo 66 de la presenta Ley. En los demás casos dicho cálculo se realiza para el conjunto de concesionarios.

La Tasa interna de Retorno se determina evaluando:

1. Los ingresos que habrían percibido si se hubiesen aplicado los Precios Básicos a la totalidad de los suministros en el ejercicio inmediato anterior;

2. Los costos de operación y mantenimiento exclusivamente del sistema de distribución, para el ejercicio inmediato anterior, incluyendo las pérdidas, y;

3. El Valor Nuevo de Reemplazo de las instalaciones de cada empresa, con un valor residual igual a cero.

En la evaluación de la Tasa Interna de Retorno se incorporan los beneficios obtenidos por la empresa en los proyectos de innovación tecnológica”.

Si las tasas, antes calculadas, no difieren en más de cuatro puntos porcentuales de la Tasa de Actualización señalada en el Artículo 79 de la presente Ley, los Valores Agregados de Distribución, que les dan origen, serán definitivos. En caso contrario, estos valores deberán ser ajustados proporcionalmente, de modo de alcanzar el límite más próximo superior o inferior.

Considerando los Valores Agregados de Distribución definitivos de cada concesionario, OSINERGMIN fija y publica las tarifas definitivas de distribución correspondientes y sus fórmulas de reajuste mensual, las que entran en vigencia el 1 de noviembre.

El Valor Agregado de Distribución cuenta adicionalmente con un factor de reajuste que promueve el mejoramiento de la calidad de servicio. El cumplimiento de estos indicadores se revisa anualmente y no debe exceder el porcentaje del VAD que se define en el Reglamento. Los factores de reajuste se aplican coma incentivo o penalidad sobre el cumplimiento de las metas anuales, conforme lo define el Reglamento.

Este reajuste contará con un período de adecuación el cual partirá desde los valores reales de los indicadores de calidad de cada concesionario de distribución hasta el valor objetivo.

El incumplimiento de la calidad de suministro originará el pago de compensaciones a los clientes de acuerdo a lo que establezca el Reglamento, no generando adicionalmente la imposición de multas”.

Las tarifas y sus fórmulas de reajuste tendrán una vigencia de cuatro años, y sólo podrán recalcularse, si sus reajustes duplican el valor inicial de las tarifas durante el período de su vigencia.

DISPOSICIONES DIVERSAS SOBRE TARIFAS

Las partes interesadas podrán interponer recursos de reconsideración contra la resolución del OSINERG, dentro de los quince (15) días hábiles siguientes a la fecha de su publicación en el Diario Oficial El Peruano.

El recurso de reconsideración deberá ser resuelto dentro de un plazo de treinta (30) días hábiles a partir de su interposición, con lo que quedará agotada la vía administrativa.

Una vez vencido el período de vigencia de las tarifas y mientras no sean fijadas las del período siguiente, por causas atribuibles a la Comisión de Tarifas Eléctricas, éstas podrán ser reajustadas mensualmente por los concesionarios de acuerdo a las fórmulas de reajuste vigentes, previa publicación en el Diario Oficial El Peruano.

El Valor Nuevo de Reemplazo, para fines de la presente Ley, representa el costo de renovar las obras y bienes físicos destinados a prestar el mismo servicio con la tecnología y precios vigentes, considerando además:

1. Los gastos financieros durante el período de la construcción, calculados con una tasa de interés que no podrá ser superior a la Tasa de Actualización, fijada en el artículo 79 de la presente Ley;

2. Los gastos y compensaciones por el establecimiento de las servidumbres utilizadas; y,

3. Los gastos por concepto de estudios y supervisión.

Para la fijación del Valor Nuevo de Reemplazo, los concesionarios presentarán la información sustentatoria, pudiendo la Comisión de Tarifas Eléctricas rechazar fundadamente la incorporación de bienes innecesarios.

Cada cuatro años, la Comisión de Tarifas Eléctricas procederá a actualizar el Valor Nuevo de Reemplazo de las instalaciones de transmisión y distribución, con la información presentada por los concesionarios.

En el caso de obras nuevas o retiros, la Comisión de Tarifas Eléctricas incorporará o deducirá su respectivo Valor Nuevo de Reemplazo.

El Valor Nuevo de Reemplazo, ingresos y costos orientados exclusivamente para el cálculo de las tarifas no serán considerados por ningún motivo para efectos tributarios de las empresas.

La Tasa de Actualización a utilizar en la presente Ley será de 12% real anual.

Esta tasa sólo podrá ser modificada por el Ministerio de Energía y Minas, previo estudio que encargue la Comisión de Tarifas Eléctricas a consultores especializados, en el que se determine que la tasa fijada es diferente a la Tasa Libre de Riesgo más el premio por riesgo en el país.

En cualquier caso, la nueva Tasa de Actualización fijada por el Ministerio de Energía y Minas, no podrá diferir en más de dos puntos porcentuales de la tasa vigente.

En Sistemas Aislados, los concesionarios de distribución que dispongan de generación y transmisión propia para atender parcial o totalmente su demanda, están obligados a llevar por separado una contabilidad de costos para las actividades de generación, transmisión y distribución.

Será obligación de la Comisión de Tarifas Eléctricas preparar periódicamente información que permita conocer al Sector, los procedimientos utilizados en la determinación de tarifas, los valores históricos y esperados. En particular, serán de conocimiento público tanto los informes relativos al cálculo de las Tarifas en Barra y de los Valores Agregados de Distribución, así como indicadores referentes a los precios que existan en el mercado no regulado.

Todo solicitante, ubicado dentro de una zona de concesión de distribución tiene derecho a que el respectivo concesionario le suministre energía eléctrica, previo cumplimiento de los requisitos y pagos que al efecto fije la presente Ley y el Reglamento, conforme a las condiciones técnicas que rijan en el área.

Corresponde al propietario del predio asumir el pago de las deudas a que se refiere el inciso a) del artículo 90 más los intereses respectivos que se devenguen hasta su total cancelación.

Las deudas por consumo que se generen ante la omisión del concesionario de efectuar el corte a que se refiere el literal a) del artículo 90 deberán ser cobradas por el concesionario al usuario que efectivamente se benefició con dicho consumo, salvo que haya sido el mismo propietario.

El propietario del predio será responsable solidario en el pago de la deuda cuando ésta haya sido generada por su inquilino o cualquier poseedor que cuente con su autorización para hacer uso del predio o cuando transfiera el predio y no comunique de este hecho al concesionario.

El concesionario no podrá suspender por falta de pago el suministro de energía a los hospitales y cárceles, sin perjuicio de las acciones de cobro que inicie a las respectivas entidades estatales.

El concesionario no puede condicionar la atención del reclamo formulado por el usuario al pago previo de la deuda.

Para la dotación de nuevos suministros o ampliación de una potencia contratada, el concesionario podrá exigir una contribución, con carácter reembolsable, para el financiamiento de la extensión de las instalaciones hasta el punto de entrega y/o para la ampliación de la capacidad de distribución necesaria.

Estas contribuciones tendrán las siguientes modalidades, que deberán ser determinadas previo acuerdo entre el concesionario y el usuario.

1. Aportes por kW, previamente fijado por el concesionario para los diferentes casos;

2. Construcción de las obras de extensión por el solicitante, previa aprobación del proyecto por el concesionario, fijándose el valor nuevo de reemplazo de estas instalaciones en la oportunidad de aprobar el proyecto; y,

3. Financiamiento por el solicitante para ejecutar las obras requeridas, al valor determinado por el concesionario, obligándose éste a ejecutarlas en un plazo determinado.

El usuario tendrá derecho a que se le reconozca las contribuciones que realice mediante la entrega de las acciones de la Empresa, bonos u otras modalidades que garanticen su recuperación real. La actualización de las contribuciones, a efectos de garantizar su recuperación real, se efectuará teniendo en cuenta los factores de reajuste establecidos en el Reglamento.

La elección de la forma de devolución corresponderá al usuario. La Empresa concesionaria, por ningún motivo, podrá cobrar gastos y/o comisiones por concepto de esta devolución.

En los casos de solicitantes pertenecientes a zonas habitadas o agrupaciones de viviendas que cuenten con habilitación urbana, o en su defecto, cuenten con planos de lotización, trazado de vías, así como la constancia de posesión; éstos aprobados y emitidos por la Municipalidad correspondiente; y que en ambos casos tengan un índice de ocupación predial -habitabilidad - mayor o igual a cuarenta por ciento (40%); corresponde al concesionario ejecutar, a su costo, todas las obras definitivas de la red primaria, red secundaria y alumbrado público que sean necesarias.

En los casos referidos en el párrafo anterior, cuando dicho índice de ocupación predial sea menor al cuarenta por ciento (40%), la ejecución de las obras corresponde a los interesados, conforme al proyecto previamente aprobado y bajo la supervisión de la empresa concesionaria que atiende el área. En estos casos, las instalaciones serán recibidas por el concesionario, fijándose en tales oportunidades el monto de la contribución con carácter reembolsable correspondiente al Valor Nuevo de Reemplazo (VNR), para efectos de reembolsar al interesado, de acuerdo a lo establecido por el artículo 84 de la presente Ley de Concesiones Eléctricas, correspondiendo efectuar la devolución de contribuciones reembolsables a partir de la fecha en que el índice de ocupación predial sea mayor o igual a cuarenta por ciento (40%).

En los casos de nuevas habilitaciones urbanas y electrificación de nuevas agrupaciones de vivienda, promovidas por el Estado o por inversionistas privados, corresponde a los interesados ejecutar las obras correspondientes a la red secundaria y alumbrado público, conforme al proyecto previamente aprobado y bajo la supervisión de la empresa concesionaria que atiende el área. En estos casos, las instalaciones serán recibidas por el concesionario fijándose en tal oportunidad el monto de la contribución con carácter reembolsable correspondiente al Valor Nuevo de Reemplazo (VNR), para efectos de reembolsar al interesado, de acuerdo a lo establecido por el artículo 84 de la presente Ley, correspondiendo efectuar la devolución de contribuciones reembolsables a partir de la fecha en que el índice de ocupación predial sea mayor o igual a cuarenta por ciento (40%).

Al momento de efectuar la devolución de las contribuciones reembolsables, éstas serán actualizadas con los factores de reajuste de las tarifas.

En el caso de zonas habitadas que no cuentan con la habilitación urbana o agrupaciones de viviendas que no dispongan de certificados de posesión ni de planos de lotización y trazado de vías aprobado por la respectiva Municipalidad, los interesados podrán solicitar al concesionario la instalación de suministros provisionales de venta en bloque en baja tensión, de conformidad con el procedimiento establecido en el Reglamento de la presente Ley.

Si el suministro de energía sufriera interrupción total o parcial por un período consecutivo mayor de cuatro horas, el concesionario deberá compensar a los usuarios por el costo de la potencia y energía no suministrada en las condiciones que establezca el Reglamento, excepto en las oportunidades en que ellas fueren originadas por causa imputable al usuario afectado.

En caso de racionamiento programado por falta de energía a nivel generación, se efectuarán compensaciones en forma similar a lo previsto en el artículo 57 de la presente Ley.

Los concesionarios podrán variar transitoriamente las condiciones de suministro por causa de fuerza mayor, con la obligación de dar aviso de ello a los usuarios y al organismo fiscalizador, dentro de las cuarentiocho horas de producida la alteración.

Las instalaciones internas particulares de cada suministro deberán iniciarse a partir del punto de entrega, corriendo por cuenta del usuario el proyecto, la ejecución, operación y mantenimiento, así como eventuales ampliaciones, renovaciones, reparaciones y/o reposiciones.

Para el caso de Media y Baja Tensión el punto de entrega se establecerá de acuerdo a las disposiciones técnicas que contemplan el Código Nacional de Electricidad, la Norma de Conexiones Eléctricas en Baja Tensión en Zonas de Concesión de Distribución y las normas y disposiciones técnicas vigentes sobre la materia.

El usuario no podrá utilizar una demanda mayor a la contratada. Si superara su límite estará sujeto a la suspensión del servicio y al pago de las multas que fije el Reglamento.

En caso de reincidencia, deberá abonar las contribuciones reembolsables por el respectivo incremento de potencia.

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:

1. Cuando estén pendientes el pago de comprobantes debidamente notificados de dos meses derivados de la prestación del Servicio Público de Electricidad, con los respectivos intereses y moras;

2. Cuando se consuma energía eléctrica sin contar con la previa autorización de la empresa o cuando se vulnere las condiciones del suministro; y,

3. Cuando se ponga en peligro la seguridad de las personas o las propiedades por desperfecto de las instalaciones involucradas; estando ellas bajo administración de la empresa, o sean instalaciones internas de propiedad del usuario.

4. Cuando el usuario incumpla las distancias de seguridad establecidas en las normas técnicas. En este caso, el concesionario, bajo responsabilidad, debe comunicar el corte a OSINERGMIN, entidad que debe verificar el incumplimiento alegado por el concesionario, en los plazos establecidos en el reglamento. El reglamento determina las sanciones aplicables ante un corte injustificado del servicio o la ausencia de comunicación de dicho hecho.

Los concesionarios deberán enviar las respectivas notificaciones de cobranza a los usuarios que se encuentren con el suministro cortado, en la misma oportunidad en que lo realiza para los demás usuarios, quedando facultados a cobrar un cargo mínimo mensual.

El OSINERGMIN fijará periódicamente los importes por concepto de corte y reconexión de acuerdo a lo que establezca el Reglamento.

En los casos de utilización ilícita, adicionalmente al cobro de los gastos de corte, pago de la energía consumida y otros, las personas involucradas podrán ser denunciadas ante el fuero penal.

Cuando por falta de adecuada medición o por errores en el proceso de facturación, se considere importes distintos a los que efectivamente correspondan, los concesionarios procederán al recupero o al reintegro, según sea el caso.

El monto a recuperar por el concesionario se calculará de acuerdo a la tarifa vigente a la fecha de detección y considerando un período máximo de doce (12) meses anteriores a esta fecha. El recupero se efectuará en diez (10) mensualidades iguales sin intereses ni moras.

En el caso de reintegro a favor del usuario, el monto se calcula de acuerdo a la tarifa vigente a la fecha de detección, considerando un período máximo de tres (3) años anteriores a esa fecha.

El reintegro al usuario se efectuará, a su elección, mediante el descuento de unidades de energía en facturas posteriores o en efectivo en una sola oportunidad, considerando las mismas tasas de interés y mora que tiene autorizadas el concesionario para el caso de deuda por consumo de energía.

Precísase que los intereses aplicables a las relaciones que se generen por la prestación del servicio público de electricidad, en cualquier aspecto, se efectuará a una tasa nominal y simple, no procediendo capitalización alguna.

Las reclamaciones de los usuarios respecto a la prestación del Servicio Público de Electricidad serán resueltas en última instancia administrativa por el OSINERG, de conformidad a lo indicado en el reglamento.

La prestación del servicio de alumbrado público es de responsabilidad de los concesionarios de distribución, en lo que se refiere al alumbrado general de avenidas, calles y plazas.

La energía correspondiente será facturada al Municipio. De no efectuarse el pago por dos meses consecutivos, el cobro se efectuará directamente a los usuarios, de acuerdo al procedimiento fijado en el Reglamento. En este último caso, el Municipio dejará de cobrar el arbitrio correspondiente.

Las Municipalidades podrán ejecutar a su costo, instalaciones especiales de iluminación, superior a los estándares que se señale en el respectivo contrato de concesión. En este caso deberán asumir igualmente los costos del consumo de energía, operación y mantenimiento.

En todo proyecto de habilitación de tierra o en la construcción de edificaciones, deberá reservarse las áreas suficientes para instalación de las respectivas subestaciones de distribución.

Los urbanizadores están obligados a ejecutar las obras civiles de cruce de calzadas para el tendido de las redes de distribución, cuando corresponda, a fin de evitar la rotura de las mismas.

Los concesionarios podrán abrir los pavimentos, calzadas y aceras de las vías públicas que se encuentren dentro de su zona de concesión, dando aviso a las municipalidades respectivas y quedando obligadas a efectuar la reparación que sea menester, en forma adecuada e inmediata.

Los gastos derivados de la remoción, traslado y reposición de las instalaciones eléctricas que sea necesario ejecutar como consecuencia de obras de ornato, pavimentación y, en general, por razones de cualquier orden, serán sufragados por los interesados y/o quienes lo originen.

Los estudios, proyectos y obras de las instalaciones necesarias para la prestación del Servicio Público de Electricidad, deberán ser efectuados cumpliendo con los requisitos que señalen el Código Nacional de Electricidad y demás Normas Técnicas.

Una vez al año, en la forma y en la oportunidad que determine el Reglamento, se efectuará una encuesta representativa a usuarios de una concesión, para calificar la calidad del servicio recibido.

Es materia de fiscalización por parte del OSINERG:

1. El cumplimiento de las obligaciones de los concesionarios establecidos en la presente Ley, el Reglamento y el respectivo contrato de concesión;

2. Los demás aspectos que se relacionen con la prestación del Servicio Público de Electricidad;

3. El cumplimiento de las funciones asignadas por Ley al COES.

4. El cumplimiento de las disposiciones de la presente Ley;

   El Reglamento fijará los procedimientos y normas de fiscalización.

El Reglamento señalará las compensaciones, sanciones y/o multas por el incumplimiento e infracciones a la presente Ley. Los ingresos obtenidos por compensaciones serán abonados a los usuarios afectados, y los provenientes de sanciones y/o multas constituirán recursos propios del OSINERG.

Las Municipalidades y/o usuarios del Servicio Público de Electricidad comunicarán al OSINERG las interrupciones o alteraciones que se produzcan en el servicio, así como los defectos que se adviertan en la conservación y funcionamiento de las instalaciones.

Los contratos de concesión, una vez inscritos en los Registros Públicos, constituyen ley entre las partes.

La caducidad de una concesión, por razones distintas de las señaladas en la presente Ley, deberá ser indemnizada al contado, sobre la base del Valor Presente del Flujo Neto de Fondos a Futuro que la concesión genera a su propietario, empleando la Tasa de Actualización establecida en el artículo 79 de la presente Ley.

Los concesionarios así como las empresas que se dediquen en forma exclusiva a las actividades de generación, transmisión y distribución de energía eléctrica tendrán los siguientes derechos:

1. Fraccionamiento hasta en 36 mensualidades de los derechos Ad Valorem CIF que grave la importación de bienes de capital para nuevos proyectos, expresados en moneda extranjera.

   Mediante Decreto Supremo, elaborado por el Ministerio de Economía y Finanzas en coordinación con el Ministerio de Energía y Minas, se establecerán la tasa de interés aplicable al fraccionamiento, el plazo para el pago de la primera cuota a partir de la numeración de la respectiva Declaración de Importación, así como las demás condiciones para su aplicación; y,

2. Todas las garantías del Régimen de Estabilidad Jurídica, Estabilidad Tributaria y libre disponibilidad de divisas a los inversionistas nacionales y extranjeros a que se refieren los Decretos Legislativos Nº 662, Nº 668 y Nº 757.

Los concesionarios y empresas dedicadas a la actividad de generación, con arreglo a las disposiciones de la presente Ley, que utilicen la energía y recursos naturales aprovechables de las fuentes hidráulicas y geotérmicas del país, están afectas al pago de una retribución única al Estado por dicho uso, comprendiendo inclusive los pagos establecidos por el Decreto Ley Nº 17752 y sus disposiciones reglamentarias y complementarias.

Las tarifas por dicha retribución no podrán ser superiores al 1% del precio promedio de energía a nivel generación, calculado de acuerdo al procedimiento que señale el Reglamento de la presente Ley.

Cuando un recurso hidráulico asignado para un determinado fin requiera ser utilizado para generación eléctrica o viceversa, no se deberá afectar los derechos del primero.

En dichos casos, la administración del recurso hidráulico se hará en forma conjunta por todos aquellos que lo utilicen con fines distintos.

Los concesionarios sujetándose a las disposiciones que establezca el Reglamento están facultados:

1. A usar a título gratuito el suelo, subsuelo y aires de caminos públicos, calles, plazas y demás bienes de propiedad del Estado o municipal, así como para cruzar ríos, puentes, vías férreas, líneas eléctricas y de comunicaciones;

2. A cortar los árboles o sus ramas que se encuentren próximos a los electroductos aéreos y que puedan ocasionar perjuicio a las instalaciones, previo permiso de la autoridad competente; y,

3. A colocar soportes o anclajes en la fachada de los edificios y postes delante de ellas.

En estos casos, el concesionario deberá resarcir los costos de reposición de las áreas afectadas.

Las servidumbres para la ocupación de bienes públicos y privados, se constituirán únicamente con arreglo a las disposiciones de la presente Ley.

Las servidumbres podrán ser:

1. De acueductos, embalses y de obras hidroeléctricas;

2. De electroductos para establecer subestaciones de transformación, líneas de transmisión y distribución;

3. De Ocupación de bienes de propiedad particular, indispensables para la instalación de subestaciones de distribución para Servicio Público de Electricidad y para el desarrollo de la actividad de generación con Recursos Energéticos Renovables.

4. De sistemas de telecomunicaciones;

5. De paso para construir vías de acceso; y,

6. De tránsito para custodia, conservación y reparación de las obras e instalaciones.

Es atribución del Ministerio de Energía y Minas imponer con carácter forzoso el establecimiento de las servidumbres que señala esta Ley, así como modificar las establecidas. Para tal efecto, el Ministerio deberá oír al titular del predio sirviente, siguiendo el procedimiento administrativo que establezca el Reglamento.

Al imponerse o modificarse la servidumbre, se señalarán las medidas que deberán adoptarse para evitar los peligros e inconvenientes de las instalaciones que ella comprenda.

El derecho de establecer una servidumbre al amparo de la presente Ley obliga a indemnizar el perjuicio que ella cause y a pagar por el uso del bien gravado. Esta indemnización será fijada por acuerdo de partes; en caso contrario la fijará el Ministerio de Energía y Minas.

El titular de la servidumbre estará obligado a construir y conservar lo que fuere necesario para que los predios sirvientes no sufran daño ni perjuicio por causa de la servidumbre. Además, tendrá derecho de acceso al área necesaria de dicho predio con fines de vigilancia y conservación de las instalaciones que haya motivado las servidumbres, debiendo proceder con la precaución del caso para evitar daños y perjuicios, quedando sujeto a la responsabilidad civil pertinente.

Constituida la servidumbre para los fines de generación de energía eléctrica, las obras e instalaciones requeridas para el aprovechamiento de las aguas, sólo podrán ser afectadas por servidumbre para actividades distintas a las que están destinadas si se comprueba plenamente que la nueva servidumbre no perjudicará los fines del servicio. En este caso, serán de cargo del titular de la nueva servidumbre los gastos que haya que realizar para hacerla posible y las compensaciones correspondientes al dueño del acueducto por el uso del mismo.

Las servidumbres de electroducto y de instalaciones de telecomunicaciones, se otorgarán desde la etapa del proyecto y comprenden el derecho del concesionario de tender líneas por medio de postes, torres o por ductos subterráneos en propiedades del Estado, municipales o de terceros, así como a ocupar los terrenos que sean necesarios para instalar subestaciones de transformación y obras civiles conexas.

En las zonas urbanas, la servidumbre de electroducto no podrá imponerse sobre edificios, patios y jardines, salvo las excepciones que se establezcan en el Código Nacional de Electricidad.

La constitución de la servidumbre de electroducto no impide al propietario del predio sirviente que pueda cercarlo o edificar en él, siempre que las construcciones no se efectúen debajo de la línea de alta tensión y su zona de influencia y deje el medio expedito para atender a la conservación y reparación del electroducto, respetando las distancias mínimas de seguridad establecidas por el Código Nacional de Electricidad para el efecto.

El Ministerio de Energía y Minas podrá imponer en favor de los concesionarios y a solicitud de éstos, servidumbre de ocupación temporal de los terrenos del Estado, de las municipalidades, de las entidades de propiedad del Estado o de particulares, destinadas a almacenes, depósitos de materiales, colocación de postería o cualquier otro servicio que sea necesario para construcción de las obras.

Las servidumbres de ocupación temporal dan derecho al propietario del predio sirviente a percibir el pago de las indemnizaciones y compensaciones que establecen la presente Ley y su Reglamento, durante el tiempo necesario para la ejecución de las obras.

Las servidumbres de cablecarril, de vías de acceso y de instalaciones de telecomunicaciones para los fines del servicio, se constituirán con arreglo a las disposiciones contenidas en el presente Título, en cuanto le sean aplicables.

Una vez consentida o ejecutoriada la resolución administrativa que establezca o modifique la servidumbre, el concesionario deberá abonar directamente o consignar judicialmente, a favor del propietario del predio sirviente, el monto de la valorización respectiva, antes de la iniciación de las obras e instalaciones.

La contradicción judicial a la valorización administrativa deberá interponerse dentro de los treinta (30) días siguientes al pago o consignación, y sólo dará lugar a percibir el reajuste del monto señalado.

Una vez efectuado el pago, el Ministerio de Energía y Minas dará posesión de la parte requerida del predio sirviente al concesionario solicitante, a fin de que cumpla el propósito para el que se constituye la servidumbre.

En caso de oposición del propietario o conductor del predio sirviente, el concesionario podrá hacer uso del derecho concedido con el auxilio de la fuerza pública, sin perjuicio de iniciar las acciones legales a que hubiese lugar.

El Ministerio de Energías y Minas, a pedido de parte o de oficio, declarará la extinción de las servidumbres establecidas cuando:

1. Quien solicitó la servidumbre no lleve a cabo las instalaciones u obras respectivas dentro del plazo señalado al imponerse la misma;

2. El propietario conductor del predio sirviente demuestre que la servidumbre permanece sin uso por más de doce meses consecutivos;

3. Sin autorización previa se destine la servidumbre a fin distinto para el cual se solicitó; y,

4. Se dé término a la finalidad para la cual se constituyó la servidumbre.

En los casos de calamidad pública, conmociones internas y/o disturbios, el Estado deberá prestar a los concesionarios así como a las empresas que se dediquen a las actividades de generación, transmisión y distribución de energía eléctrica, la ayuda necesaria para asegurar la protección de las obras e instalaciones a fin de garantizar la continuidad de su operación.

El suministro de energía eléctrica con carácter de Servicio Público de Electricidad, que no requiera de concesión, puede ser desarrollado por personas naturales o jurídicas con el permiso que será otorgado por los Concejos Municipales para cada caso, quienes fijarán las condiciones del suministro de común acuerdo con los usuarios.

No obstante lo anterior, los titulares podrán solicitar al Ministerio de Energía y Minas el otorgamiento de concesión para el desarrollo de estas actividades dentro de las disposiciones de la presente Ley y Reglamento.

Las actividades de generación y/o de transmisión pertenecientes al Sistema principal y/o de distribución de energía eléctrica, no podrán efectuarse por un mismo titular o por quien ejerza directa o indirectamente el control de éste, salvo lo dispuesto en la presente Ley.

Quedan excluidos de dicha prohibición, los actos de concentración de tipo vertical u horizontal que se produzcan en las actividades de generación y/o de transmisión y/o de distribución, que no impliquen una disminución daño o restricción a la competencia y la libre concurrencia en los mercados de las actividades mencionadas o en los mercados relacionados.

Si durante el procedimiento de otorgamiento de concesión definitiva o autorización, se presenten casos de integración vertical que no califican como actos de concentración conforme a la normatividad de la materia, el Ministerio de Energía y Minas evalúa el otorgamiento del respectivo derecho eléctrico, conforme a las condiciones definidas mediante decreto supremo refrendado por el Ministro de Energía y Minas y el Ministro de Economía y Finanzas.

Las definiciones que correspondan a las disposiciones de la presente Ley, cuya relación se anexa, forman parte integrante de la misma.