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Ley para asegurar el desarrollo eficiente de la Generaci6n Electrica

LEY N° 28832

EL PRESIDENTE DE LA REPUBLICA

PORCUANTO:

EI Congreso de la Republica

Ha dado la Ley siguiente:

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Sistema Peruano de Informacion Juridica

EL CONGRESO DE LA REPUBLICA;

Ha dado la Ley siguiente:

LEY PARA ASEGURAR EL DESARROLLO EFICIENTE DE LA GENERACION ELECTRICA

Capitulo Primero

Disposiciones Generales

Articulo 1.- DefinicionesPara efectos de la presente Ley, todas las expresiones que contengan palabras, ya sea en

plural a singular, y que empiezan can rnayuscula, tienen los significados que se indican acontinuaci6n y son aplicables a los artfculos del Decreta Ley N° 25844, Ley de ConcesionesElectricas (LCE):

1. Agentes.- Denominaci6n generica dada al conjunto de Generadores, Transmisores,Distribuidores y Usuarios Libres.

2. Base Tarifaria.- Manto anual a reconocer par las instalaciones del Sistema Garantizadode Transmisi6n que se utilizara para el calculo de las tarifas y compensaciones de transmisi6n.

3. Capacidad.- Se considerara como sin6nimo de potencia.

4. COES.- EI Comite de Operaci6n Econ6mica del Sistema.

5. Cogeneraci6n.- Proceso de producci6n combinada de energfa electrica y energfaterrnica, que hace parte integrante de una actividad productiva, en el cual la energfa electrica estadestinada al consumo propio a de terceros.

6. Precio en Barra de Sistemas Aislados.- Costa media de generaci6n y transmisi6ncorrespondientes a la inversi6n, operaci6n y mantenimiento del conjunto de Sistemas Aislados deuna empresa, en condiciones de eficiencia.

7. Costos de Explotaci6n.- Son los costas de operaci6n, mantenimiento, renovaci6n yreposici6n necesarios para mantener la vida util y la calidad de servicio de las instalacionesdurante el nuevo periodo de concesi6n.

8. Demanda.- Demanda de potencia y/o energfa electrica.

9. Distribuidor.- Titular de una concesi6n de distribuci6n.

10. Generador.- Titular de una concesi6n a autorizaci6n de generaci6n. En la generaci6nse incluye la cogeneraci6n y la generaci6n distribuida.

11. Generaci6n Distribuida.- Instalaci6n de Generaci6n can capacidad no mayor a lasefialada en el reglamento, conectada directamente a las redes de un concesionario de distribuci6nelectrica.

12. Grandes Usuarios.- Usuarios Libres can una potencia contratada igual a superior a10MW, a agrupaciones de Usuarios Libres cuya potencia contratada total sume par 10 menos10MW.

13. Interconexi6n Regional.- Sistema de transmisi6n electrica destinada a intercambiosde electricidad entre Agentes de pafses vecinos.

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14. Ley de Concesiones Eh~ctricas (LCE).- Decreto Ley N° 25844, promulgado el 6 denoviembre de 1992, y sus modificatorias.

15. Licitaci6n.- Proceso de concurso publico para el suministro de electricidad encondiciones de competencia, que posibilitara la suscripci6n de contratos con las caracteristicas quese sefialan en el articulo 8 de la presente Ley.

16. Mercado de Corto Plazo.- Mercado en el cual se realizan las Transferencias depotencia y energia, determinadas por el COES.

17. Ministerio.- Ministerio de Energia y Minas.

18. NTCSE.- Norma Tecnica de Calidad de los Servicios Electricos.

19. OSINERG.- Organismo Supervisor de la Inversi6n en Energia.

20. Peaje de Transmisi6n.- Es la diferencia entre la compensaci6n que remunera la partede la Base Tarifaria asignada a los Usuarios y el Ingreso Tari fario. Se calcula para cadainstalaci6n.

21. Plan de Transmisi6n.- Estudio peri6dico, aprobado por el Ministerio, que identifica,mediante un analisis centralizado, los requerimientos de equipamiento de transmisi6n necesariospara mantener 0 mejorar la calidad, fiabilidad, seguridad 0 economia del sistema para un horizonteno mayor de diez (10) aries. Este estudio tiene como producto un plan recomendado de obras detransmisi6n que considere los diversos escenarios de la expansi6n de la generaci6n y decrecimiento de la demanda futura, el cronograma de ejecuci6n y la asignaci6n de lascompensaciones para su remuneraci6n.

22. Precio Basico de la Potencia de Punta.- Tiene el significado a que se refiere elarticulo 47 de la LCE.

23. Precio de la Potencia de Punta en Barra.- Tiene el significado a que se refiere elarticulo 47 de la LCE.

24. Precios Firmes.- Corresponden a los precios de la energia y potencia que resulten delos procesos de Licitaci6n y que no estan sujetos a fijaci6n administrativa por el regulador.

25. Precios a Nivel Generaci6n.- Corresponden a los precios de generaci6n transferiblesa los Usuarios Regulados, los cuales no incluyen los costos de transmisi6n a ser pagados pordichos usuarios.

26. Refuerzos.- Son las instalaciones realizadas por un concesionario sobre redes ysubestaciones en operaci6n, destinadas a mejorar el sistema de transmisi6n y la calidad delservicio para alcanzar y preservar los estandares de calidad establecidos en las normas aplicables,asl como aquellas necesarias para permitir el libre acceso a las redes y las interconexiones. Noconstituyen Refuerzos aquellas instalaciones que se carguen contablemente como gasto deacuerdo a las normas aplicables 0 que superen el monto definido en el Reglamento.

27. Reglamento.- Reglamentos de la presente Ley, de la Ley de Concesiones Electricas,de Licitaciones y/o de Transmisi6n.

28. SEIN.- Sistema Electrico Interconectado Nacional.

29. Sistema Complementario de Transmisi6n.- Conjunto de activos 0 instalaciones detransmisi6n que no conforman el Sistema Garantizado de Transmisi6n.

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30. Sistema Garantizado de Transmisi6n.- Conjunto de activos 0 instalaciones detransmisi6n que se construyen como resultado del Plan de Transmisi6n.

31. Servicios Complementarios.- Servicios necesarios para asegurar el transporte de laelectricidad desde la generaci6n hasta la demanda en condiciones de calidad y fiabilidad.

32. Sistema Aislado.- Sistema electrico no conectado electricarnente al SEIN. No incluyesistemas operados por empresas municipales.

33. TIE.- Transacciones Internacionales de Electricidad.

34. Transferencia.- Diferencia entre la cantidad inyectada por un Agente y la cantidadretirada por este, sequn corresponda. La Transferencia puede ser de potencia y/o de energfa.

35. Transmisor.- Titular de una concesi6n de transmisi6n electrica.

36. Usuarios.- Consumidores finales de electricidad localizados en el Peru.

37. Usuarios Libres.- Usuarios no sujetos a regulaci6n de precios por la energfa 0

potencia que consumen.

38. Usuarios Regulados.- Usuarios sujetos a regulaci6n de precios por la energfa 0

potencia que consumen.

Articulo 2.- Objeto de la LeyLa presente Ley tiene por objeto perfeccionar las reglas establecidas en la Ley de

Concesiones Electricas con la finalidad de:

a) Asegurar la suficiencia de generaci6n eficiente que reduzca la exposici6n del sistemaelectrico peruano a la volatilidad de precios y a los riesgos de racionamiento prolongado por faltade energfa; asegurando al consumidor final una tarifa electrica mas competitiva;

b) Reducir la intervenci6n administrativa para la determinaci6n de los precios degeneraci6n mediante soluciones de mercado;

c) Adoptar las medidas necesarias para propiciar la efectiva competencia en el mercado degeneraci6n; y,

d) Introducir un mecanismo de compensaci6n entre el SEIN y los Sistemas Aislados paraque los Precios en Barra de estos ultirnos incorporen los beneficios del gas natural y reduzcan suexposici6n a la volatilidad del mercado de combustibles.

Es de interes publico y responsabilidad del Estado asegurar el abastecimiento oportuno yeficiente del suministro electrico para el Servicio Publico de Electricidad.

Capitulo Segundo

Contratos, Licitaciones e incentivos para el abastecimiento oportuno de energia electrica

Articulo 3.- De los contratos

3.1 Ningun generador podra contratar con Usuarios Libres y Distribuidores mas potencia yenergfa firme que las propias y las que tenga contratadas con terceros.

3.2 Las ventas de electricidad de Generador a Distribuidor, destinadas al Servicio Publicode Electricidad, se efectuan mediante:

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a) Contratos sin l.icitacion, cuyos precios no podran ser superiores a los Precios en Barra aque se refiere el articulo 47 de la Ley de Concesiones Electricas;

b) Contratos resultantes de Licitaciones.

Articulo 4.- La Licitaci6n como medida preventiva para el abastecimiento oportunode energia electrica

4.1 EI abastecimiento oportuno y eficiente de energia electrica para el mercado regulado seasequrara mediante Licitaciones que resulten en contratos de suministro de electricidad de largoplaza can Precios Firmes que seran trasladados a los Usuarios Regulados. EI proceso de l.icitacionsera lIevado a cabo can la anticipacion necesaria para facilitar y promover el desarrollo de nuevasinversiones en generacion, aprovechar las economias de escala, promover la competencia par elmercado y asegurar el abastecimiento del mercado regulado.

4.2 Las Licitaciones convocadas par los Distribuidores podran incluir como parte de lademanda a ser licitada aquella que corresponda a sus Usuarios Libres, sequn 10 establece elReglamento.

4.3 EI Distribuidor que requiera rruciar un proceso de l.icitacion en cumplimiento de 10indicado en el articulo 5, debera hacer publica su expresion de interes y estara obligado aincorporar en su proceso de l.icitacion a otros Distribuidores que deseen participar en dichal.icitacion, conforme a 10 establecido en el Reglamento.

4.4 Es facultad de cada Distribuidor establecer sus requerimientos y modalidades decompra de potencia y energia, asl como los plazas contractuales a licitar. Los contratos can plazasinferiores a cinco (5) afios no podran cubrir requerimientos mayores al veinticinco par ciento (25%)de la demanda total de los Usuarios Regulados del Distribuidor.

4.5 Sera facultad de las agrupaciones a consorcios de Usuarios Libres el convocarLicitaciones para la atencion de sus demandas actuales y futuras.

Articulo 5.- Plazo para iniciar el proceso de Licitaci6n

5.1 Es obliqacion del Distribuidor iniciar un proceso de l.icitacion can una anticipacionminima de tres (3) anos, a fin de evitar que la demanda de sus Usuarios Regulados quede sincobertura de contratos.

5.2 EI Distribuidor podra iniciar Licitaciones can una anticipacion menor a tres (3) afios paruna cantidad no mayor al diez par ciento (10%) de la demanda total de sus Usuarios Regulados, afin de cubrir las desviaciones que se produzcan en sus proyecciones de demanda. En estos casasOSINERG aprobara los plazas contractuales correspondientes a propuesta del Distribuidor.

Articulo 6.- Bases de la Licitaci6n

6.1 EI Distribuidor que inicia el proceso de l.icitacion es responsable de conducirlo ypreparar el proyecto de Bases de la l.icitacion, las cuales deben incluir entre otros requisitos laproforma de contrato, para presentarlas al OSINERG para su aprobacion,

6.2 Es responsabilidad de OSINERG aprobar las Bases de l.icitacion, modelos de contrato,terrninos y condiciones del proceso de l.icitacion, formulas de actualizacion de precios firmes ysupervisar su ejecucion,

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6.3 Corresponde al OSINERG, cautelar que durante todo el proceso de la Licitaci6n no seafecte la libre competencia a haya riesgo de abuso de posici6n de dominio de mercado entreempresas vinculadas.

Articulo 7.- Precio maximo para adjudicar contratos en una Licitaci6n y casos denueva convocatoria

7.1 Para efectos de cada Licitaci6n OSINERG establecera un precio maximo para laadjudicaci6n de los contratos respectivos, el cual debera incentivar inversiones eficientes engeneraci6n, tomando en cuenta el plaza de suministro a que se refiere el inciso I del artfculo 8 de lapresente Ley. Dicho precio maximo se rnantendra en reserva y en custodia de un Notario Publicodurante el proceso de Licitaci6n, haciendose publico unicarnente en caso de que no se obtuvieranofertas suficientes para cubrir toda la demanda licitada a un precio inferior a igual al precio maximo.

7.2 En los casas en que, como resultado de la Licitaci6n, no se obtuvieran ofertas deabastecimiento suficientes a un precio inferior a igual al precio maximo para cubrir toda la demandalicitada, se priorizara la asignaci6n de las ofertas ganadoras a la atenci6n de la demanda de losUsuarios Regulados. En estos casas, se efectuara una nueva convocatoria dentro de un plazamaximo de treinta (30) dfas habiles, debiendo incorporarse las modificaciones que sean necesariasal proceso de Licitaci6n, las que deberan ser aprobadas par el OSINERG.

Articulo 8.- Condiciones de los contratos derivados de un proceso de Licitaci6nLos contratos que se celebren como resultado de un proceso de Licitaci6n deberan

contener los mismos terrninos de las correspondientes propuestas ganadoras, sujetos a lassiguientes condiciones:

I. Plazas de suministro de hasta diez (10) afios y Precios Firmes, ninguno de los cualespodra ser modificado par acuerdo de las partes, a 10 largo de la vigencia del contrato, salvoautorizaci6n previa de OSINERG. Cuando se trate de reducciones de precios durante la vigenciade los respectivos contratos, los Distribuidores deberan transferir a los consumidores el cincuentapar ciento (50%) de dichas reducciones.

II. Precio de potencia igual al Precio Basico de Potencia vigente a la fecha de la Licitaci6ncan caracter de Precio Firme.

III. F6rmulas de actualizaci6n de los Precios Firmes de acuerdo a las Bases de Licitaci6n.

IV. Garantfa de suministro de energfa propia, contratada can terceros a mediante unprograma de inversiones que incremente la oferta de generaci6n.

Articulo 9.- Obligaciones de los participantes en los procesos de Licitaci6n

9.1 Las obligaciones de quienes participen en los procesos de Licitaci6n, incluyendo losrequisitos, fideicomisos u otras garantfas que deberan otorgar las partes, asf como su obligaci6nde suscribir los contratos de suministro resultantes de los procesos de Licitaci6n, se estableceranconforme a 10 que determine el Reglamento.

9.2 Cada Distribuidor que participe en una Licitaci6n suscribira, en forma individual eindependiente, los contratos de suministro que resulten de dicho proceso.

Articulo 10.- Incentivos para promover convocatoria anticipada de Licitacionesdestinadas a la cobertura de la demanda de servicio publico de electricidad

Se establece un regimen de incentivos para promover la convocatoria anticipada deLicitaciones destinadas a la cobertura de la demanda del servicio publico de electricidad. EIreferido esquema autoriza la incorporaci6n de un cargo adicional que el Distribuidor podra incluiren sus precios a sus Usuarios Regulados. Dicho cargo sera directamente proporcional al nurnero

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de afios de anticipaci6n de la convocatoria sequn 10 que establece el Reglamento. EI cargo anteriorno podra ser superior al tres por ciento (3%) del precio de energfa resultante de la Licitaci6n.

Capitulo Tercero

EI Mercado de Corto Plazo

Articulo 11.- EI Mercado de Corto Plazo

11.1 Pueden participar en el Mercado de Corto Plazo los Generadores, Distribuidores paraatender a sus Usuarios Libres y los Grandes Usuarios Libres, con las condiciones establecidas enel Reglamento.

11.2 La compra y venta de energfa en el Mercado de Corto Plazo se efectua en funci6n alos Costos Marginales de Corto Plazo nodales.

11.3 Los retiros de potencia que se efectuen en el Mercado de Corto Plazo, que coincidancon la maxima demanda del periodo mensual, estaran sujetos al pago por Capacidad, de acuerdocon 10 establecido en el Reglamento.

11.4 Los Generadores, Distribuidores y Grandes Usuarios Libres, en caso de que fueranecesario, deberan constituir fideicomisos u otras garantfas de realizaci6n inmediata comorespaldo de los retiros de capacidad y energfa que efectuen del Mercado de Corto Plazo, de talmanera que se garantice el pago oportuno en dicho mercado.

11.5 EI Reglamento establecera los lineamientos para:

a) EI funcionamiento y organizaci6n del Mercado de Corto Plazo;

b) Las reglas para la liquidaci6n de las operaciones de transferencia realizadas en elMercado de Corto Plazo;

c) Las condiciones y requisitos a que se encuentra sujeta la participaci6n de losGeneradores, Distribuidores y Grandes Usuarios Libres en las operaciones del Mercado de CortoPlazo;

d) Los terrninos y condiciones para la constituci6n de garantfas y las penalidades por suincumplimiento.

Capitulo Cuarto

Comite de Operaci6n Econ6mica del Sistema (COES)

Articulo 12.- Naturaleza del COES

12.1 EI COES tiene por finalidad coordinar la operaci6n de corto, mediano y largo plazo delSEIN al mfnimo costo, preservando la seguridad del sistema, el mejor aprovechamiento de losrecursos enerqeticos, asf como planificar el desarrollo de la transmisi6n del SEIN y administrar elMercado de Corto Plazo.

12.2 EI COES es una entidad privada, sin fines de lucro y con personerfa de DerechoPublico. Esta conformado por todos los Agentes del SEIN y sus decisiones son de cumplimientoobligatorio por los Agentes.

Articulo 13.- Funciones de interes publicoEI COES tiene a su cargo las siguientes funciones de interes publico:

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a) Elaborar la propuesta del Plan de Transmisi6n para su aprobaci6n por el Ministerio;

b) Elaborar los procedimientos en materia de operaci6n del SEIN y administraci6n delMercado de Corto Plazo, para su aprobaci6n por OSINERG;

c) Asegurar el acceso oportuno y adecuado de los interesados a la informaci6n sobre laoperaci6n del SEIN, la planificaci6n del sistema de transmisi6n y la administraci6n del Mercado deCorto Plazo;

d) Asegurar condiciones de competencia en el Mercado de Corto Plazo; y,

e) Procurar las mejoras tecnol6gicas que aseguren el eficiente cumplimiento de susfunciones.

Articulo 14.- Funciones administrativasEI COES tiene a su cargo las siguientes funciones administrativas:

a) Desarrollar los programas de operaci6n de corto, mediano y largo plazo, asf comodisponer y supervisar su ejecuci6n;

b) Programar y coordinar el mantenimiento mayor de las instalaciones de generaci6n ytransmisi6n;

c) Coordinar la operaci6n en tiempo real del SEIN;

d) Coordinar la operaci6n de los enlaces internacionales y administrar las TIE;

e) Calcular los costos marginales de corto plazo del sistema electrico:

f) Calcular la potencia y energfa firmes de cada una de las unidades generadoras;

g) Determinar y valorizar las Transferencias de potencia y energfa entre los Agentesintegrantes del COES;

h) Administrar el Mercado de Corto Plazo;

i) Asignar responsabilidades en caso de trasgresiones a la NTCSE asf como calcular lascompensaciones que correspondan;

j) Planificar y administrar la provisi6n de los Servicios Complementarios que se requieranpara la operaci6n segura y econ6mica del SEIN; y,

k) Resolver divergencias 0 controversias derivadas de la aplicaci6n de la Ley, delReglamento, Normas Tecnicas, Procedimientos y dernas disposiciones complementarias, dentrodel ambito de su competencia, asf como los recursos impugnativos que se interpongan contra susdecisiones. Las decisiones del COES, que afecten a los Usuarios Regulados, pueden serimpugnadas ante el Tribunal de Soluci6n de Controversias de OSINERG quien resuelve comoultima instancia administrativa.

Articulo 15.- Organos de gobiernoLos 6rganos de gobierno del COES son: la Asamblea, el Directorio y la Direcci6n Ejecutiva.

Articulo 16.- La Asamblea del COES

16.1 La Asamblea es el6rgano supremo del COES. Tiene como funciones las siguientes:

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a) Designar y remover, sequn corresponda, al Presidente del Directorio y fijar laremuneraci6n del Presidente y de los Directores;

b) Aprobar el presupuesto anual;

c) Designar a delegar en el Directorio la designaci6n de los auditores externos;

d) Pronunciarse sabre la gesti6n y los resultados econ6micos del ejercicio anterior,expresados en los estados financieros;

e) Aprobar y modificar los estatutos del COES.

16.2 La Asamblea esta integrada par los Agentes del SEIN, agrupados en cuatrosubcornites: uno de Generadores, uno de Distribuidores, uno de Transmisores y uno de UsuariosLibres.

16.3 Los acuerdos de la Asamblea, para cada decisi6n, se adoptan cuando se alcance enla votaci6n un puntaje superior al 66,7% del puntaje maximo total. EI puntaje total a favor de unadeterminada decisi6n resulta de sumar el puntaje a favor de todos los subcornites. EI puntaje decada subcomite sera igual al cociente del nurnero de sus integrantes que vot6 a favor de unadeterminada decisi6n, entre el nurnero total de los integrantes que 10 conforman.

16.4 EI Reglamento establece los requisitos de convocatoria, qu6rum y dernas aspectosrelativos a la celebraci6n de la Asamblea.

Articulo 17.- EI Directorio del COES

17.1 EI Directorio es el responsable del cumplimiento de las funciones sefialadas en losarticulos 13 y 14 de la presente Ley. Los Directores no estaran sujetos a mandata imperativo ni asubordinaci6n jerarquica, En el desempefio de sus funciones deberan actuar de maneraindependiente, imparcial y tecnica.

17.2 EI Directorio esta integrado par cinco (5) miembros, par un periodo de cinco (5) aries,cuatro (4) en representaci6n de cada uno de los subcomites establecidos en el numeral 16.2 delarticulo 16 de la presente Ley y uno designado par la Asamblea, quien 10 presidira,

17.3 EI Presidente y los miembros del Directorio deberan tener un minima de diez (10)aries de experiencia profesional en el sector electrico. Mientras ejerzan su cargo, estan prohibidosde desempefiar actividades para la Administraci6n Publica bajo cualquier modalidad; as! comoposeer vinculos laborales, comerciales a financieros can los Agentes, sus empresas vinculadas, acan los accionistas mayoritarios de las mismas. La unica excepci6n a las restricciones sefialadases la actividad docente. Una vez que cesen en el ejercicio del cargo estaran sujetos a las mismasprohibiciones par el lapso de un (1) afio, periodo durante el cual percibiran la misma remuneraci6ndel periodo en ejercicio, salvo que hayan cometido falta grave.

17.4 Los miembros del Directorio s610 pueden ser removidos par la Asamblea en caso deincapacidad a falta grave, debidamente comprobada y fundamentada.

17.5 EI Directorio debe informar peri6dicamente a los Agentes, al Ministerio y al OSINERGlos hechos, aetas, acuerdos y decisiones de importancia que puedan afectar la operaci6n delsistema, del Mercado de Carta Plaza y/o de la Planificaci6n de la Transmisi6n. Dicha informaci6ndebe ser publicada en el portal de Internet del COES junto can la respectiva documentaci6n desustento.

Articulo 18.- La Direcci6n Ejecutiva del COES

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18.1 La Direcci6n Ejecutiva esta constituida par la Direcci6n de Operaciones y la Direcci6nde Planificaci6n de Transmisi6n, cuyas funciones son las que establece el Reglamento.

18.2 EI Director Ejecutivo es seleccionado par el Directorio. S610 podra ser removido pareste en caso de incapacidad a falta grave, debidamente comprobada y fundamentada, can el votode al menos cuatro (4) Directores.

Articulo 19.- Presupuesto del COES y aportes de los Agentes

19.1 EI presupuesto del COES sera cubierto par aportes de los Agentes, los cuales sedeterrninaran en proporci6n a los montos registrados en el ejercicio anterior, de:

a) Las inyecciones de potencia y energfa de los Generadores, valorizadas al Precio Basicode la Potencia de Punta y a Costa Marginal de Carta Plaza, respectivamente;

b) Los ingresos totales derivados de la prestaci6n del servicio de transmisi6n de losTransmisores;

c) Los retiros de potencia y energfa de los Distribuidores y Usuarios Libres, valorizadas alPrecio Basico de la Potencia de Punta y a Costa Marginal de Carta Plaza, respectivamente.

19.2 EI presupuesto no podra ser superior a la suma del 0,75% de cada uno de los mantasmencionados.

Capitulo Quinto

Adecuaci6n del marco legal de la transmisi6n

Articulo 20.- Sistema de Transmisi6n del SEIN

20.1 EI Sistema de Transmisi6n del SEIN esta integrado par instalaciones:

a) Del Sistema Garantizado de Transmisi6n.b) Del Sistema Complementario de Transmisi6n.c) Del Sistema Principal de Transmisi6n.d) Del Sistema Secundario de Transmisi6n.

20.2 Las instalaciones del Sistema Garantizado de Transmisi6n y del SistemaComplementario de Transmisi6n son aquellas cuya puesta en operaci6n comercial se produce enfecha posterior a la promulgaci6n de la presente Ley, conforme se establece en los artfculossiguientes.

20.3 Las instalaciones del Sistema Principal de Transmisi6n y del Sistema Secundario deTransmisi6n son aquellas instalaciones calificadas como tales al amparo de la LCE y cuya puestaen operaci6n comercial se ha producido antes de la promulgaci6n de la presente Ley.

Articulo 21.- Plan de Transmisi6n

21.1 EI desarrollo del Sistema Garantizado de Transmisi6n se realiza conforme al Plan deTransmisi6n, el cual se actualizara y publicara cada dos (2) afios.

21.2 EI Ministerio aprueba el Plan de Transmisi6n, can la opini6n previa de OSINERG.Para la opini6n favorable, el OSINERG debera verificar que el estudio del COES haya cumplidocan las polfticas y criterios establecidos par el Ministerio. EI Plan de Transmisi6n tiene caractervinculante para las decisiones de inversi6n que se adopten durante su vigencia.

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21.3 EI proceso para la elaboraci6n y aprobaci6n del Plan de Transmisi6n debe cumplir canlas polfticas de transparencia de informaci6n, audiencias publicas y mecanismos de participaci6nde los Agentes del sistema, organizaciones representativas de usuarios y dernas interesados,sequn 10 establece el Reglamento.

Articulo 22.- Instalaciones del Sistema Garantizado de Transrnision

22.1 EI Sistema Garantizado de Transmisi6n esta conformado par las instalaciones delPlan de Transmisi6n cuya concesi6n y construcci6n sean resultado de un proceso de licitaci6npublica.

22.2 Para las instalaciones comprendidas en el Sistema Garantizado de Transmisi6n setendra en cuenta 10 siguiente:

a) EI plaza maximo de concesi6n tendra una duraci6n de treinta (30) afios de operaci6ncomercial, mas el tiempo necesario para su construcci6n;

b) EI Ministerio conducira los procesos de Licitaci6n necesarios para implementar el Plande Transmisi6n. En caso de instalaciones de Refuerzo, el titular de la concesi6n de transmisi6ntendra la preferencia para ejecutarlas directamente. De no ejercerla, se incluiran en los procesosde Licitaci6n;

c) Una vez vencido el plaza de otorgamiento de la concesi6n, los activos de transmisi6nseran transferidos al Estado sin costa alguno, salvo el valor remanente de los Refuerzos que sehayan ejecutado durante el plaza de vigencia de la concesi6n;

d) Dos (2) afios previos al vencimiento de la concesi6n, el COES evaluara, dentro del Plande Transmisi6n, la necesidad y el plaza de mantener en usa la instalaci6n de transmisi6n. En casode que resulte conveniente continuar can su utilizaci6n, el Ministerio procedera a licitarnuevamente la concesi6n, empleando como factor de competencia la remuneraci6n garantizadaque cubra los Costas de Explotaci6n durante el siguiente plaza de concesi6n.

Articulo 23.- Objetivos de la determinacion de los cargos del Sistema Garantizado deTransrnision

La determinaci6n de los cargos del Sistema Garantizado de Transmisi6n tiene comoobjetivos:

a) Garantizar la remuneraci6n de las instalaciones del Sistema Garantizado deTransmisi6n;

b) Lograr estabilidad y predictibilidad tanto respecto al pago que deban hacer la generaci6ny la demanda, como de los ingresos de los concesionarios de transmisi6n;

c) Establecer las obligaciones de pago que corresponden a todos los usuarios del SistemaGarantizado de Transmisi6n.

Articulo 24.- Base TarifariaOSINERG establece la Base Tarifaria, que incluye los siguientes componentes:

a) La remuneraci6n de las inversiones, calculadas como la anualidad para un periodo derecuperaci6n de hasta treinta (30) aries, can la tasa de actualizaci6n definida en el articulo 79 de laLey de Concesiones Electricas;

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b) Los costas eficientes de operaci6n y mantenimiento, de acuerdo can 10 que seestablezca en el Reglamento; y,

c) La liquidaci6n correspondiente par el desajuste entre 10 autorizado como Base Tarifariadel ana anterior y 10 efectivamente recaudado.

Articulo 25.- Componentes de inversion, operacion y mantenimiento de la BaseTarifaria

25.1 Los componentes de inversi6n, operacron y mantenimiento de la Base Tarifaria,dentro del periodo de recuperaci6n, son iguales a:

a) Los valores que resulten del proceso de licitaci6n publica, para el caso de lasinstalaciones que se liciten, actualizados can sus respectivos indices conforme el procedimientoque se establece en el Reglamento;

b) Los valores establecidos par OSINERG previamente a su ejecuci6n, para el caso que eltitular del Sistema de Transmisi6n ejerza el derecho de preferencia establecido en el articulo 22,numeral 22.2, inciso b), para la ejecuci6n de Refuerzos de Transmisi6n.

25.2 Para el caso de las instalaciones del Sistema Garantizado de Transmisi6n sefialadasen el articulo 22, numeral 22.2, inciso d), que se vuelvan a entregar en concesi6n, loscomponentes de inversi6n, operaci6n y mantenimiento de la Base Tarifaria seran equivalentes alCosta de Explotaci6n.

Articulo 26.- Compensaciones para remunerar la Base Tarifaria

26.1 La asignaci6n de compensaciones para remunerar la Base Tarifaria de lasinstalaciones del Sistema Garantizado de Transmisi6n, es realizada par OSINERG en proporci6n albeneficia econ6mico que las instalaciones proporcionan a los Usuarios y Generadores. EI beneficiaecon6mico se determina sequn el procedimiento que establezca el Reglamento. La asignaci6n debeneficiarios s610 puede ser revisada de acuerdo can 10 que establezca el Reglamento.

26.2 La compensaci6n asignada a los Generadores se prorratea entre elias en proporci6nal respectivo beneficia econ6mico, a propuesta del COES.

26.3 A la compensaci6n asignada a los Usuarios se Ie descuenta el correspondienteIngreso Tarifario y el resultado se denomina Peaje de Transmisi6n. EI valor unitario del Peaje deTransmisi6n sera igual al cociente del Peaje de Transmisi6n entre la demanda de los Usuarios ysera agregado a los Precios en Barra que correspondan, sequn 10 que establezca el Reglamento.

26.4 La compensaci6n asignada a los Usuarios y el Peaje de Transmisi6n se surnaran alos conceptos del Costa Total de Transmisi6n y Peaje par Conexi6n a que se refieren los artlculos59 y 60 de la Ley de Concesiones Electricas, respectivamente.

Articulo 27.-lnstalaciones del Sistema Complementario de Transrnision

27.1 Se consideran como instalaciones del Sistema Complementario de Transmisi6naquellas que son parte del Plan de Transmisi6n y cuya construcci6n es resultado de la iniciativapropia de uno a varios Agentes. Adernas, son parte del Sistema Complementario de Transmisi6ntodas aquellas instalaciones no incluidas en el Plan de Transmisi6n.

27.2 Para las instalaciones del Sistema Complementario de Transmisi6n se tendra encuenta 10 siguiente:

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a) Deberan contar con la conformidad del COES, mediante un estudio que determine quela nueva instalaci6n no perjudica la seguridad ni la fiabilidad del SEIN.

b) OSINERG establecera el monto maximo a reconocer como costa de inversi6n,operaci6n y mantenimiento. Las compensaciones y tarifas se regulan considerando los criteriosestablecidos en la Ley de Concesiones Electricas para el caso de los Sistemas Secundarios deTransmisi6n.

c) En el caso de instalaciones que permiten transferir electricidad hacia los Usuarios Libreso que permiten a los Generadores entregar su energia producida al SEIN, dichos Agentes podransuscribir contratos para la prestaci6n del servicio de transporte y/o distribuci6n, con sus respectivostitulares, en los cuales la compensaci6n correspondiente sera de libre negociaci6n. Para uso de lasinstalaciones por terceros, 0 a la terminaci6n de dichos contratos, las compensaciones y tarifas,para los mismos, se regulan sequn el criterio establecido en elliteral b) anterior.

Articulo 28.- Instalaciones pertenecientes al Sistema Principal de Transmisi6n y alSistema Secundario de Transmisi6n

Las tarifas y compensaciones de las instalaciones pertenecientes al Sistema Principal y alSistema Secundario de Transmisi6n se reqiran de acuerdo a 10 dispuesto en la LCE.

Capitulo Sexto

Formaci6n de Precios a Nivel Generaci6n

Articulo 29.- La formaci6n de los Precios a Nivel Generaci6n para UsuariosRegulados

29.1 Los Precios a Nivel Generaci6n para Usuarios Regulados se calcularan como elpromedio ponderado de los siguientes precios:

a) Contratos sin Licitaci6n. Por cada contrato, los precios seran igual al promedio de losPrecios en Barra y los precios del contrato sin Licitaci6n;

b) Contratos resultantes de Licitaciones. Por cada contrato, los precios seran iguales a losPrecios Firmes resultantes de la Licitaci6n, considerando el regimen de incentivos definido en elarticulo 10.

29.2 Para efectos de la determinaci6n de los Precios a Nivel Generaci6n, los preciosusados en los incisos a) y b) del numeral anterior, no incluiran los cargos de transmisi6n que sonasumidos por los Usuarios.

29.3 EI Reglamento establecera el mecanismo de cornpensacron entre los UsuariosRegulados, a fin de que el Precio a Nivel Generaci6n para los Usuarios Regulados en el SEIN seaunico, excepto por las perdidas y la congesti6n de los sistemas de transmisi6n.

Capitulo Septimo

Mecanismo de Compensaci6n y Licitaciones para Sistemas Aislados

Articulo 30.- Mecanismo de Compensaci6n para Sistemas Aislados

30.1 Crease el Mecanismo de Compensaci6n para Sistemas Aislados destinado afavorecer el acceso y utilizaci6n de la energia electrica a los Usuarios Regulados atendidos porSistemas Aislados. Su finalidad es compensar una parte del diferencial entre los Precios en Barrade Sistemas Aislados y los Precios en Barra del SEIN, sequn 10 que establece el Reglamento.

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30.2 Los recursos necesarios para el funcionamiento del Mecanismo de Compensaci6npara Sistemas Aislados se obtendran de hasta el cincuenta por ciento (50%) del aporte de losUsuarios de electricidad, a que se refiere el inciso h. del articulo 7 de la Ley N° 28749. EI montoespecffico sera determinado por el Ministerio de Energia y Minas cada ano, de conformidad a 10que establece el Reglamento.

Articulo 31.- Licitaciones para la nueva generaci6n en Sistemas Aislados

31.1 Los Distribuidores de Sistemas Aislados podran convocar Licitaciones considerandolos terminos, plazos, condiciones y obligaciones sefialadas en el Capitulo Segundo de la presenteLey.

31.2 En los procesos de Licitaci6n para Sistemas Aislados, OSINERG tiene las mismasresponsabilidades sefialadas en el Capitulo Segundo de la presente Ley.

DISPOSICIONES COMPLEMENTARIAS FINALES

PRIMERA.- Nueva opci6n para Usuarios LibresLos Usuarios con una maxima demanda anual comprendida dentro del rango que se

establezca en el Reglamento podran acogerse, a su elecci6n, a la condici6n de Usuario Libre 0

Usuario Regulado. EI cambio de condici6n requerira un preaviso con anticipaci6n no menor a un(1) ano, sequn los terrninos que establezca el Reglamento. En caso de que el Usuario cambie decondici6n debera mantener esta nueva condici6n por un plazo no menor de tres (3) aries.

SEGUNDA.- Nueva referencia para la comparaci6n del Precio en BarraEI Precio en Barra que fija OSINERG, no podra diferir, en mas de diez por ciento (10%), del

promedio ponderado de los precios de las Licitaciones, vigentes al 31 de marzo de cada afio,sequn se establece en el Reglamento.

TERCERA.- Precisiones para los Contratos de Suministro de Gas NaturalPara los contratos de compraventa 0 suministro de energia electrica y/o de gas natural, es

aplicable 10 dispuesto por los artlculos 5 y 6 del Decreto Legislativo N° 701, Decreto Legislativocontra las practicas monop6licas, controlistas y restrictivas de la libre competencia, 0 los que lossustituyan, de modo que no se podran aplicar condiciones comerciales desiguales paraprestaciones equivalentes que coloquen a unos competidores en situaci6n desventajosa frente aotros.

Sin perjurcro de la existencia de otras circunstancias que podrlan justificar elestablecimiento de condiciones comerciales diferenciadas, no se considera incurso dentro de laprohibici6n indicada en el parrafo anterior, el establecimiento de precios 0 condiciones decomercializaci6n diferenciados que respondan a diferencias existentes en los costos involucradosen las operaciones vinculados con los volurnenes contratados, el tiempo de duraci6n de loscontratos, la forma de pago, las condiciones de los suministros, u otras, que se otorguen demanera general en todos los casos en que se presenten iguales 0 similares condiciones.

CUARTA.- Promoci6n de proyectos hidroelectricosEI Ministerio, dentro de su funci6n promotora de nuevas inversiones, debera implementar la

evaluaci6n del potencial nacional de proyectos hidroelectricos y de fuentes no convencionales deenergia, auspiciando los producidos con energia renovable, y poner a disposici6n de los futurosinversionistas una cartera de proyectos de inversi6n con perfiles desarrollados hasta el nivel deprefactibilidad.

EI Ministerio establecera los procedimientos estandarizados para la aprobaci6n de estudiosde impacto ambiental, en plazos predeterminados, para facilitar las inversiones.

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EI Ministerio establecera en un plazo no mayor de noventa (90) dlas, las condiciones yterrninos para posibilitar un mecanismo de iniciativas privadas de Clientes Libres para aportesfinancieros destinados a inversiones en proyectos de ampliaci6n de generaci6n en empresas delEstado, que tendran caracter reembolsable.

QUINTA.- Politica, criterios y metodologia para la elaboraci6n del Plan deTransmisi6n

La polftica para el desarrollo eficiente de la transmisi6n es definida por el Ministerio.

OSINERG desarrollara los estudios para establecer los criterios y metodologia deplanificaci6n a ser utilizados en la elaboraci6n del Plan de Transmisi6n, los que incluiran, comominimo, la calidad de servicio, el nivel de desempei'io, los horizontes de planificaci6n y los modelosa emplear. Los criterios y metodologia de planificaci6n que resulten de los referidos estudios seransometidos al Ministerio para su aprobaci6n.

EI Reglamento establecera los Ifmites rnaxirnos de voltaje para cada nivel de tensi6n y loscriterios de asignaci6n de las instalaciones.

SEXTA.- Armonizaci6n del marco legal de transmisi6nLa calificaci6n de las instalaciones sei'ialada en el articulo 58 de la Ley de Concesiones

Electricas, vigente a la promulgaci6n de la presente Ley, no es materia de revisi6n, ni es aplicablea las instalaciones cuya puesta en operaci6n comercial se produce en fecha posterior a lapromulgaci6n de la presente Ley.

Lo dispuesto en la presente Ley no sera aplicable a las concesiones otorgadas al amparodel Texto Unico Ordenado de las normas con rango de Ley que regulan la entrega en concesi6n alsector privado de las obras publicas de infraestructura y de servicios publicos, aprobado por elDecreto Supremo N° 059- 96-PCM, Y de la Ley N° 27133, Ley de Promoci6n del Desarrollo de laIndustria del Gas Natural, en aquello que se oponga a 10 estipulado en los respectivos contratos deconcesi6n. A la expiraci6n de dichos contratos, las instalaciones de transmisi6n correspondientespasaran a formar parte del Sistema Garantizado de Transmisi6n considerando 10 dispuesto en elnumeral 22.2, inciso d), del articulo 22 de la presente Ley.

Cada instalaci6n de transmisi6n existente a la fecha de entrada en vigencia de la presenteLey se paqara por Usuarios y Generadores en la misma proporci6n en que se viene pagando adicha fecha y se rnantendra invariable y permanente mientras dichas instalaciones formen parte delSistema Econ6micamente Adaptado. La distribuci6n al interior del conjunto de Usuarios 0 delconjunto de Generadores rnantendra el criterio vigente a la fecha de entrada en vigencia de lapresente Ley.

SEPTIMA.- Reglas aplicables a la compra-venta de energia de empresas del Estadoen el mercado eh~ctrico

Las empresas con participaci6n accionaria del Estado, titulares de concesiones 0

autorizaciones de generaci6n 0 de distribuci6n, en sus operaciones de compraventa de electricidadse adecuaran a las condiciones establecidas en la presente Ley y su Reglamento. En los casos enque resulten aplicables, dichas empresas quedan autorizadas a negociar y pactar los precios ycondiciones comerciales que mejor se adecuen a las condiciones del mercado.

OCTAVA.- Medidas para la promoci6n de la Generaci6n Distribuida y Cogeneraci6neficientes

Las actividades de Generaci6n Distribuida y Cogeneraci6n interconectadas al SEIN sereqiran por las siguientes disposiciones, de acuerdo con 10 que establezca el Reglamento:

a) La venta de sus excedentes no contratados de energia al Mercado de Corto Plazo,asignados a los Generadores de mayor Transferencia (de compra 0 negativa) en dicho mercado; y,

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b) EI usa de las redes de distribuci6n pagando unicarnente el costa incremental incurrido.

NOVENA.- Ingreso tarifario de los enlaces internacionalesLos mantas transferidos par el COES a los Generadores y los que a su vez estes paguen a

los Transmisores par concepto de Ingreso Tarifario de los Enlaces Internacionales, son gasto acosta deducibles para efectos de la determinaci6n de la renta neta del COES y de losGeneradores, respectivamente.

DECIMA.- Expedici6n de ReglamentosEI Poder Ejecutivo expedira la reglamentaci6n necesaria para la aplicaci6n de la presente

Ley, dentro de los ciento ochenta (180) dlas calendario siguientes a la fecha de su publicaci6n.

UNDECIMA.- Recursos para Capacitaci6n en ElectricidadCrease el Consejo de Administraci6n de Recursos para la Capacitaci6n en Electricidad

(CARELEC) can el objeto de financiar la transferencia de tecnologia y capacitaci6n en el ambito delSubsector Electricidad, can un presupuesto anual no mayor al diez par ciento (10%) del manto delos aportes efectuados par las empresas electricas el ana anterior, a que se refiere el inciso g) delarticulo 31 de la Ley de Concesiones Electricas. EI Reglamento definira la organizaci6n yfuncionamiento del referido Consejo.

DUODECIMA.- Costos Marginales ante interrupciones del suministro de gas naturalEn el caso de interrupci6n total a parcial del suministro de gas natural a centrales de

generaci6n electrica, debido a problemas en la inyecci6n a a fallas en el sistema de transporte dela Red Principal definidas en la Ley N° 27133, los costas marginales de carta plaza seran iguales alos registrados en el mismo dla de la semana previa a la interrupci6n del suministro de gas mas unadicional que cubra los costas adicionales de combustibles en que incurran las centrales queoperan can costas variables superiores a los referidos costas marginales de carta plaza de lasemana previa a la interrupci6n. EI referido adicional sera calculado restandoles a los costasadicionales de combustibles las compensaciones que les corresponda asumir a los productores atransportistas del gas natural sequn sea el caso.

DISPOSICIONES COMPLEMENTARIAS TRANSITORIAS

PRIMERA.- Cambio de Condici6n de Usuarios LibresDurante los dos (2) primeros afios de vigencia de la presente Ley, cualquier solicitud de

cambia de condici6n, a que se refiere la Primera Disposici6n Complementaria de la presente Ley,debera contemplar un preaviso de par 10 menos dos (2) afios,

SEGUNDA.- Adecuaci6n del COESEI COES debera adecuarse y elegir a su nuevo Directorio, de conformidad a 10 establecido

en la presente Ley, dentro de los ciento veinte (120) dlas siguientes a la fecha de publicaci6n delReglamento.

TERCERA.- Adecuaci6n de la Referencia del Precio en BarraMientras la energia adquirida mediante Licitaciones a que se refiere el Capitulo Segundo

sea inferior al treinta par ciento (30%) de la demanda de energia de los Usuarios Regulados delSEIN, la comparaci6n de las tarifas can los precios libres establecida en el articulo 53 de la Ley deConcesiones Electricas, se hara can la media ponderada de los precios obtenidos de lasLicitaciones y los precios de los contratos can los Usuarios Libres.

OSINERG definira el procedimiento para comparar el precio te6rico, determinado sequn elarticulo 47 de la Ley de Concesiones Electricas, can el nuevo referente producto de lasLicitaciones.

CUARTA.- Licitaciones por situaciones de excepci6n

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Dentro de los tres (3) primeros afios de la vigencia de la presente Ley, las distribuidoraspodran convocar Licitaciones, can una anticipaci6n menor a la establecida en el numeral 5.1 delarticulo 5 de la presente Ley, para cubrir la totalidad de la demanda no contratada de sus UsuariosRegulados. En este caso, la vigencia de los contratos adjudicados no sera mayor a cinco (5) anos,

QUINTA.- Adecuaci6n de factores de perdidas de potenciaLa dispuesto en el inciso h) del articulo 47 de la Ley de Concesiones Electricas, sera

aplicable a partir de la fijaci6n tarifaria correspondiente al ana 2010.

Para las fijaciones tarifarias previas al ana 2010, el Precio de la Potencia de Punta enBarra, para cada una de las barras del sistema, se determinara agregando al producto del PrecioBasico de la Potencia de Punta par los factores de perdidas de potencia, los valores unitarios delPeaje de Transmisi6n y el Peaje par Conexi6n.

Para estos efectos, los factores de perdidas de potencia se deterrninaran a partir de losfactores vigentes a la fecha de publicaci6n de la presente Ley, ajustandolos anualmente hastaalcanzar en forma lineal el valor de 1,0 en el ana 2010.

SEXTA.- Adecuaci6n del calculo de la energia firmeHasta el 31 de diciembre de 2008, el calculo de la energia firme se realizara can una

probabilidad de excedencia del noventa par ciento (90%).

SEPTIMA.- Adecuaci6n de las Normas Tecnicas de calidad de los ServiciosElectricos

EI Ministerio adecuara las Normas Tecnicas de calidad de los Servicios Electricos en losaspectos referentes al tratamiento de la Transmisi6n, en un plaza no mayor de ciento ochenta(180) dlas.

OCTAVA.- Adecuaci6n de la garantia en los contratos de suministroLa dispuesto en el numeral 3.1 del articulo 3 de la presente Ley sera aplicable a partir del 1

de enero de 2007.

La potencia asociada a los contratos de compraventa de electricidad, que se suscriban enel periodo comprendido desde la entrada en vigencia de la presente Ley y el 31 de diciembre de2006, no sera contabilizada para efectos de verificar el cumplimiento de 10 sefialado en el numeral3.1 del articulo 3 de la presente Ley, durante la vigencia de los respectivos contratos.

DISPOSICION COMPLEMENTARIA MODIFICATORIA

ONICA.- Modificaciones al Decreto Ley N° 25844Modiffcanse los artlculos 2,3,34,43,45,47 primer parrafo e incisos a), h) e i), 48, 49, 51,

52, 55, 60, 61, 62, 63, 69, 74, 85, 101 inciso c) y las Definiciones 5, 6 Y 12 del Anexo, de la Ley deConcesiones Electricas; debiendo los artlculos citados quedar redactados de la siguiente manera:

"Articulo 2.- Constituyen Servicios Publicos de Electricidad:

a) EI suministro regular de energia electrica para usa colectivo a destinado al usa colectivo,hasta los Ifmites de potencia fijados par el Reglamento; y,

b) La transmisi6n y distribuci6n de electricidad.

EI Servicio Publico de Electricidad es de utilidad publica.

Articulo 3.- Se requiere concesi6n para el desarrollo de cada una de las siguientesactividades:

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a) La generaclon de energia electrica que utilice recursos hidraulicos y geotermicos,cuando la potencia instalada sea superior a 20 MW;

b) La transmisi6n de energia electrica, cuando las instalaciones afecten bienes del Estadoy/o requieran la imposici6n de servidumbre par parte de este:

c) La distribuci6n de energia electrica can caracter de Servicio Publico de Electricidad,cuando la demanda supere los 500 KW.

Articulo 34.- Los concesionarios de distribuci6n estan obligados a:

a) Suministrar electricidad a quien 10 solicite dentro de su zona de concesi6n 0 a aquellosque lIeguen a dicha zona can sus propias Ifneas, en un plaza no mayor de un (1) ana y que tengancaracter de Servicio Publico de Electricidad;

b) Tener contratos vigentes can empresas generadoras que Ie garanticen su requerimientototal de potencia y energia par los siguientes veinticuatro (24) meses como minima;

c) Garantizar la calidad del servicio que fije su contrato de Goncesi6n y las normasaplicables;

d) Permitir la utilizaci6n de todos sus sistemas y redes par parte de terceros para eltransporte de electricidad, excepto cuando tenga par objeto el suministro de electricidad a usuariosdel Servicio Publico de Electricidad dentro de su area de concesi6n. OSINERG establecera laremuneraci6n correspondiente sequn 10 que seriala el Reglamento.

Articulo 43.- Estaran sujetos a regulaci6n de precios:

a) La transferencia de potencia y energia entre generadores, los que seran determinadospar el GOES, de acuerdo a 10 establecido en el articulo 14 de la Ley para Asegurar el DesarrolloEficiente de la Generaci6n Electrica. Esta regulaci6n no reqira en el caso de contratos entregeneradores par la parte que supere la potencia y energia firme del comprador.

b) Los retiros de potencia y energia en el GOES que efectUen los Distribuidores y UsuariosLibres, los mismos que seran determinados de acuerdo a 10 establecido en el articulo 14 de la Leypara Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generaci6n Electrica.

c) Las tarifas y compensaciones de Sistemas de Transmisi6n y Distribuci6n.

d) Las ventas de energia de Generadores a concesionarios de distribuci6n destinadas alServicio Publico de Electricidad; excepto, cuando se hayan efectuado Licitaciones destinadas aatender dicho Servicio, conforme a la Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generaci6nElectrica.

e) Las ventas a usuarios de Servicio Publico de Electricidad.

Articulo 45.- Las ventas de electricidad a un distribuidor, destinadas al Servicio Publico deElectricidad, se efectUan en los puntas donde se inician las instalaciones del Distribuidor.

Articulo 47.- Para determinar los Precios en Sarra, el subcornite de Generadores y elsubcornite de Transmisores, en la actividad que les corresponda, efectuaran los calculoscorrespondientes en la siguiente forma:

a) Calculara para cada una de las barras del sistema los factores nodales de energia deacuerdo a 10 sefialado en el articulo 48. EI factor nodal sera igual a 1,00 en la barra en que se fijeel Precio Basico de Energia;

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(...)

h) Determinara el Precio de la Potencia de Punta en Barra, para cada una de las barras delsistema, agregando al Precio Basico de la Potencia de Punta los valores unitarios del Peaje deTransmisi6n y el Peaje par Conexi6n a que se refiere el artfculo 60 de la presente Ley;

i) Determinara el Precio de Energfa en Barra, para cada una de las barras del sistema,multiplicando el Precio Basico de la Energfa nodal correspondiente a cada Bloque Horario par elrespectivo factor nodal de energfa.

Articulo 48.- Los factores nodales de energfa se calcularan considerando las perdidasmarginales y la capacidad del sistema de transmisi6n.

Articulo 49.- En las barras del Sistema Secundario de Transmisi6n el precio incluira elcorrespondiente peaje de dicho sistema.

Articulo 51.- Antes del 15 de noviembre de cada ana el Subcomite de Generadores y elSubcomite de Transmisores, en la actividad que les corresponda, presentaran al OSINERG loscorrespondientes estudios tecnico-economicos de las propuestas de Precios en Barra, queexpliciten y justifiquen, entre otros aspectos, 10 siguiente:

a) La demanda de potencia y energfa del sistema electrico para el perfodo de estudio;

b) EI programa de obras de generaci6n y transmisi6n;

c) Los costas de combustibles, Costas de Racionamiento y otros costas variables deoperaci6n pertinentes;

d) La Tasa de Actualizaci6n utilizada en los calculos:

e) Los costas marginales;

f) Precios Basicos de la Potencia de Punta y de la Energfa;

g) Los factores nodales de energfa;

h) EI Costa Total de Transmisi6n considerado;

i) Los valores resultantes para los Precios en Barra; y,

j) La f6rmula de reajuste propuesta.

Asimismo el Subcomite de Generadores y el Subcomite de Transmisores, deberanentregar al COES toda la informaci6n relevante para los calculos tarifarios, para ser puestos adisposici6n de los interesados que 10 soliciten. Para la aplicaci6n del presente artfculo OSINERGdefinira los procedimientos necesarios.

Articulo 52.- OSINERG efectuara sus observaciones, debidamente fundamentadas, a laspropuestas de los Precios en Barra. Los responsables deberan absolver las observaciones y/opresentar un nuevo estudio, de ser necesario.

Absueltas las observaciones a vencido el termino sin que ella se produjera, OSINERGprocedera a fijar y publicar las tarifas y sus f6rmulas de reajuste mensuales, antes del 30 de abrilde cada ana.

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Articulo 55.- EI COES debera entregar obligatoriamente a OSINERG y a los interesados lainformaci6n tecnica que se requiera del sistema; asimismo, los responsables de presentar lapropuesta tarifaria, deberan entregar al OSINERG, para su verificaci6n, los modelos maternaticos,programas fuentes y otros elementos requeridos para la fijaci6n de precios.

Articulo 60.- La compensaci6n a que se refiere el articulo anterior, se abonaraseparadamente a traves de dos conceptos denominados Ingreso Tarifario y Peaje par Conexi6n.

Ellngreso Tarifario se determina como la suma de:

a) Ingreso Tari fario Nacional, calculado en funci6n a la potencia y energia entregadas yretiradas en barras, valorizadas a sus respectivos Precios en Barra, sin incluir el respectivo peaje;

b) Ingreso Tarifario de los Enlaces Internacionales, calculado sequn el Reglamento deImportaci6n y Exportaci6n de Electricidad.

EI Peaje par Conexi6n es la diferencia entre el Costa Total de Transmisi6n y el IngresoTarifario. EI Peaje par Conexi6n Unitario sera igual al cociente del Peaje par Conexi6n y la MaximaDemanda proyectada a ser entregada a los Usuarios.

EI Reglamento definira el procedimiento par el cual los Generadores haran efectiva lacompensaci6n a los propietarios del Sistema Principal de Transmisi6n.

Articulo 61.- OSINERG fijara anualmente el Peaje par Conexi6n, el Peaje de Transmisi6n,sus valores unitarios y sus respectivas f6rmulas de reajuste mensual, los cuales seran publicadosen el Diario Oficial EI Peruano, entrando en vigencia el 1 de mayo de cada ana.

Articulo 62.- Las compensaciones y peajes par las redes del Sistema Secundario deTransmisi6n, a del Sistema de Distribuci6n seran reguladas par OSINERG.

Las discrepancias que dificulten a limiten el acceso del usuario a las redes tanto delSistema Secundario de Transmisi6n como del Sistema de Distribuci6n seran resueltas parOSINERG.

Las instalaciones del Sistema Secundario de Transmisi6n, son remuneradas de lasiguiente manera:

a. Si se trata de instalaciones para entregar electricidad desde una central de generaci6nhasta el Sistema Principal de Transmisi6n existente son remuneradas integramente par loscorrespondientes generadores;

b. Si se trata de instalaciones que transfieren electricidad desde una barra del SistemaPrincipal de Transmisi6n hacia un Distribuidor a consumidor final son remuneradas integramentepar la demanda correspondiente;

c. Los casas excepcionales que se presenten en el Sistema Secundario de Transmisi6nque no se ajusten a las reglas anteriores seran resueltos par OSINERG conforme se seriala en elReglamento.

Articulo 63.- Las tarifas rnaximas a los Usuarios Regulados, comprenden:

a) Los Precios a Nivel Generaci6n;b) Los peajes unitarios de los sistemas de transmisi6n correspondientes; y,c) EI Valor Agregado de Distribuci6n.

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Articulo 69.- Can los Valores Agregados de Distribuci6n, obtenidos sequn los artlculosprecedentes, y los componentes a) y b) sefialados en el articulo 63, OSINERG estructurara unconjunto de precios para cada concesi6n.

Articulo 74.- Las partes interesadas podran interponer recursos de reconsideraci6n contrala resoluci6n del OSINERG, dentro de los quince (15) dlas habiles siguientes a la fecha de supublicaci6n en el Diario Oficial EI Peruano.

EI recurso de reconsideraci6n debera ser resuelto dentro de un plaza de treinta (30) dlashabiles a partir de su interposici6n, can 10 que quedara agotada la via administrativa.

Articulo 85.- En el caso de solicitantes pertenecientes a zonas habitadas que cuentan canhabilitaci6n urbana y que tengan un Indice de ocupaci6n predial -habitabilidad- mayor a cuarentapar ciento (40%), corresponde al concesionario efectuar, a su costa, todas las obras deelectrificaci6n definitiva de dicha zona, incluyendo las redes secundarias de servicio particular yalumbrado publico.

En el caso de zonas habitadas que no cuenten can la habilitaci6n urbana correspondienteasl como, en el caso de aquellas que tengan habilitaci6n urbana aprobada pero que no cuentencan un Indice de ocupaci6n predial mayor a cuarenta par ciento (40%), los solicitantes, previaopini6n favorable de la autoridad municipal provincial respectiva, podran requerir al concesionariola instalaci6n de suministros provisionales de venta en bloque en baja tensi6n. En estos casas, lossolicitantes podran aportar can contribuciones reembolsables de acuerdo al articulo 83 de lapresente Ley, para la electrificaci6n definitiva de la zona, correspondiendo efectuar la devoluci6nde las contribuciones reembolsables a partir de la fecha en que el indice de ocupaci6n predial seamayor a cuarenta par ciento (40%).

Articulo 101.- Es materia de fiscalizaci6n par parte del OSINERG:(... )c) EI cumplimiento de las funciones asignadas par Ley al COES.(... )

ANEXO DE LA LEY DE CONCESIONES ELECTRICAS

DEFINICIONES

(...)5. COSTO MARGINAL DE CORTO PLAZO: Costa de producir una unidad adicional de

electricidad en cualquier barra del sistema de generaci6n-transporte. Este varia par barra a nodo.

6. ENERGiA FIRME: Es la maxima producci6n esperada de energia electrica, determinadapara una probabilidad de excedencia de noventa y cinco par ciento (95%) para las unidades degeneraci6n hidroelectrica y de indisponibilidad, programada y fortuita, para las unidades degeneraci6n terrnica.

(... )

12. POTENCIA FIRME: Es la potencia que puede suministrar cada unidad generadora canalta seguridad de acuerdo a 10 que defina el Reglamento. En el caso de las centraleshidroelectricas, la potencia firme se determinara can una probabilidad de excedencia de noventa ycinco par ciento (95%). En el caso de las centrales terrnoelectricas, la potencia firme debeconsiderar los factores de indisponibilidad programada y fortuita."

DISPOSICION COMPLEMENTARIA DEROGATORIA

UNICA.- Derogatorias

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Der6ganse los artfculos 39, 40 Y41 de la LCE; asf como, aquellas normas modificatorias ycomplementarias que se opongan a 10 dispuesto en la presente Ley.

Comunfquese al senor Presidente de la Republica para su promulgaci6n.

En Lima, a los diez dfas del mes de julio de dos mil seis.

MARCIAL AYAIPOMA ALVARADOPresidente del Congreso de la Republica

FAUSTO ALVARADO DODEROPrimer Vicepresidente del Congreso de la Republica

AL SENOR PRESIDENTE CONSTITUCIONAL DE LA REPUBLICA

PORTANTO:

Manda se publique y cumpla.

Dado en la Casa de Gobierno, en Lima, a los veintiun dfas del mes de julio del ana dos milseis.

ALEJANDRO TOLEDOPresidente Constitucional de la Republica

PEDRO PABLO KUCZYNSKI GODARDPresidente del Consejo de Ministros

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