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NORMATIVIDAD DEL SECTOR ELECTRICIDAD Y FISCALIZACION ELECTRICA SUB COMITÉ 5 NORMATIVIDAD Y FISCALIZACION ELECTRICA.

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1 NORMATIVIDAD DEL SECTOR ELECTRICIDAD Y FISCALIZACION ELECTRICA SUB COMITÉ 5 NORMATIVIDAD Y FISCALIZACION ELECTRICA

2 Contenido Normatividad del Sector Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos (NTCSE) o Perturbaciones o Topes en pago de compensaciones o Considerar factores k=0 en cortes programados Problemática Rural o Evolución de instalaciones eléctricas o Dificultades operativas o Problemas de traslado a localidades rurales o Problemática general o Compensaciones NTCSER o Planteamiento Fiscalización Eléctrica o JARU o GFE Conclusiones

3 OEFA

4 Nov 1992 Ley N° Feb1993 D.S. N° EM Oct 1997 D.S. N° EM Línea de Tiempo Nivel Jerárquico Jun 2006 Ley N° May2008 R.D EM/DGE May 2007 D.S. N°

5 NORMA TECNICA DE CALIDAD DE LOS SERVICIOS ELECTRICOS (NTCSE)

6 6 AT/MAT MT BT BT N D NTCSE - Alcances Generales Calidad de Producto Calidad de Suministro Calidad del Servicio Comercial Calidad de Alumbrado Público Tolerancias de Interrupciones Tensión V: ± 5% Frecuencia :Variable (Hz) Flicker : Pst 1 Armónicos: THD<8% Plazos de Atención Medios de Atención 4Facturas 4Registro de reclamos 4Centro atención telefónica Precisión de medida de la Energía Niveles de iluminación adecuados Tolerancia: Longitud porcentual de Vías de A.lumbrado Publico Deficiente inferior al 10%

7 PERTURBACIONES

8 El Art 6° D.S EM (publicado: ), dispone suspender el numeral 3.7 y las compensaciones por perturbaciones de la NTCSE. Propuesta: Se suspenda la realización de mediciones de perturbaciones y envío de reportes a OSINERGMIN por generar un gasto innecesario, más aun si no se ha concretado el ESTUDIO indicado en el DS M A la fecha se viene efectuando las mediciones de perturbaciones, análisis y reportes, generando gastos innecesarios descritos en el cuadro siguiente: Sobre Calidad del Producto - Perturbaciones Las empresas venimos cumpliendo con la entrega de reportes de mediciones e información diversa ante el OSINERGMIN. 1x50

9 Aplicación de la NTCSE D.S. N° EM Propuesta: Al igual que a Transmisoras, las empresas distribuidoras deben contar con topes máximos de compensaciones de tal forma que las compensaciones semestrales por suministro no excedan los pagos por la facturación semestral (que no exista desproporción con las ventas realizadas en el semestre) El pago de compensaciones tienen un comportamiento exponencial en función de la duración, la cual se muestra en el gráfico. Las Transmisoras cuentan con un tope de pago de compensaciones por NTCSE que es como máximo el 10% del total de sus ventas anuales. Las Distribuidoras no cuentan con tope alguno, siendo las compensaciones de comportamiento exponencial, perjudicándose económicamente en sumo grado cuando las compensaciones superan la facturación semestral del cliente. Horas Interrumpidas Compensación unitaria por potencia $ Comportamiento EXP del pago de CNTCSE Sobre Calidad del Suministro : Topes en pago de Compensaciones Problemática

10 EM modificatoria del numeral 3.1 y tercera disposición de la NTCSE Propuesta: Se propone que los factores de ponderación de los Indicadores de Calidad de Suministro N y D, para los mantenimientos programados por expansión y/o reforzamiento, así como para los mantenimiento preventivos y/o correctivos, sean cero. Es decir también sean exonerados del pago de compensaciones, por corresponder a una acción de prevención. Esta modificatoria solo considera la exoneración de compensación en los Sistemas de Transmisión cuando se realizan obras de gran envergadura de interés público o reforzamiento. Para el caso del Sistema de Distribución es necesario evaluar la aplicación de exoneraciones de compensaciones en mantenimientos, considerando que actualmente el 30% del pago de compensaciones se deben a las interrupciones programadas. Sobre Calidad del Suministro : Considerar factores k=0

11 PROBLEMÁTICA RURAL

12 EVOLUCION DE LAS INSTALACIONES ST 4, 5 Y SER La ciudad de Celendín contaba con Km de Red Primaria. Con el ingreso del PSE Celendín II y III Etapa se ha incrementado en Km de RP, llegando hasta la Provincia de Bolívar. SECTOR TIPICO 05 PSE CELENDIN II Y III ETAPA ___ CEL001 CELENDIN URBANO ___ PSE CELENDIN II Y III ETAPA

13 EVOLUCION DE LAS INSTALACIONES ST 4, 5 Y SER SECTRO TIPICO 04 PSE CAJAMARCA EJE. ASUNCION COSPAN ___ INSTALACIONES URB. CAJAMARCA ___ CAJ005 CAJAMARCA RURAL El ingreso del PSE Cajamarca eje Asunción Cospan significa un incremento de Km de RP, llegando hasta los sectores de San Pablo en Jesús y Sunchubamba por Cospan.

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15 Dificultades Operativas

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18 Problemas de traslado a localidades rurales

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20 El desarrollo del PNER, ha incorporado Sistemas Eléctricos Rurales a los Sistemas Eléctricos Aislados, obligando a las concesionarias a realizar inversiones adicionales de G y D, incrementándose los costos operativos asociados en los sistemas urbanos. Se tiene pendiente de recepción obras de electrificación rural en las empresas debido a problemas de calidad de los materiales, observaciones de seguridad, defectos constructivos, etc. Algunas de estas obras a la fecha no han sido transferidas del MEM a las concesionarias por falta de liquidación por los Gobiernos Locales o Regionales. Se tienen observaciones de fiscalización eléctrica por parte del OSINERGMIN en materia de Seguridad Pública. El estado precario de la redes, requiere de grandes inversiones para su subsanación. La mayor parte de la infraestructura eléctrica del sector rural donde se orienta la aplicación de la NTCSER no se encuentra en adecuadas condiciones técnicas. El incremento sustancial en los últimos 06 años de km de redes de MT y BT, SED, UAP e infraestructura eléctrica diversa ha desmejorado la calidad de los sistemas eléctricos urbanos donde se conectan. Ello motiva a que se produzcan altos niveles de compensación en calidad del producto y calidad del suministro (interrupciones). PROBLEMÁTICA GENERAL

21 COMPENSACIONES CALIDAD DEL PRODUCTO

22 22 Norma Técnica de Calidad de Servicios Rurales (NTCSER) En la compensación considera el factor kn: Que es el numero de semestre que el suministrador tarda en superar la deficiencia de tensión posterior al periodo de control. En la NTCSE no existe esta forma de penalización Para los 2 primeros semestres su valor es 1, a partir del tercer semestre el valor es de Kn= 3n-2, donde n es el numero de semestre Para el II SEM 2010 se tiene como compensación $ 8,320 su evolución en el tiempo corresponde a lo siguiente, sin considerar el efecto de las nuevas compensaciones que se presenten: COMPENSACIONES POR MALA CALIDAD DEL PRODUCTO

23 COMPENSACIONES CALIDAD DEL SUMINISTRO

24 COMPENSACIONES TOTALES Inversión: Miles S/. 825 Miles S/. 14,225

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26 Se solicita suspender la aplicación de la NTCSER hasta el primer semestre En base a los resultados de una evaluación nacional que podría llevar adelante el MEM, para conocer el estado real de la infraestructura eléctrica rural, se debería adecuar la norma, estableciendo un programa de mejoras, definiendo los compromisos de inversión por parte de las empresas, con el apoyo del FONAFE. PLANTEAMIENTO

27 FISCALIZACION ELECTRICA

28 Procedimientos de Supervisión OSINERGMIN JARU - GFE Complementario a normas DGE/MEM

29 En temas de JARU: Fallos subjetivos (se presume falso contacto, que el contómetro está defectuoso, etc.) Fallos sobre atención de cambios de infraestructura eléctrica en plazos comerciales de la NTCSE (por analogía según ellos porque no hay norma expresa, lo que implicaría fomentar una norma en ese sentido) Problemática Contribuciones rembolsables, etc., etc. Aspecto General sobre Escala de Multas Se debe uniformizar aplicación de sanciones, en algunos casos existe la figura de la amonestación en otros no. Debe revisarse y considerar como primera medida la figura de la amonestación y la duplicidad de sanción

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31 CARTA DE LA EMPRESA ELSTER : IMPROBABILIDAD DE FALLAS DEL MEDIDOR POR INFLUENCIAS EXTERNAS POR VARIACIÓN DE TEMPERATURA, HUMEDAD,VOLTAJE. Propuesta: La apelaciones que resuelva Osinergmin debe realizarlas descartando situaciones subjetivas que tienen como premisa que las desviación de consumos podrían deberse a factores externos, lo cual carece de todo sustento técnico y de norma expresa que la respalde.

32 RESOLUCIONES CON CRITERIOS SOBRE ANALOGÍA ObservaciónPlanteamiento a.1. Que, en diversas resoluciones referidas sobre materias de Cambio de redes de baja tensión (postes y conductores) e instalación de suministro u otros similares, el OSINERGMIN señala: A falta de norma expresa sobre el plazo para efectuar el cambio de las redes de baja tensión (postes y conductores)…, y viene considerando en aplicación analógica, los plazos establecidos para la atención de nuevos suministros (Calidad Comercial), previstos en el artículo 7°,numeral 1 de la NTCSE, los que se encuentran fijados en función de la magnitud de la obra y la potencia involucrada En nuestra opinión, la utilización de la analogía no viene siendo la más acertada, pues lo hace sin respetar y observar las reglas que ella exige para ser aplicada como son: a) que se trate de casos sustancialmente semejantes y b) que su aplicación no restrinja derechos de la empresa Sobre el primer punto, sostenemos que se trata de situaciones con diferencias sustanciales, ya que se pretende brindar el mismo plazo de atención a una actividad de reemplazo de postes y redes existentes por seguridad pública, respecto al plazo otorgado a una solicitud de nuevo suministro establecido en la NTCSE. Además, no toman en cuenta lo manifestado por la empresa (que declara FUNDADO el reclamo) donde se propone muchas veces realizar las mejoras en los meses subsiguientes en base a los recursos presupuestales con que se cuenta. b.1. Se solicita que la DGE del MEM defina los plazos de atención para este tipo de situaciones, de modo que los fallos de la JARU respondan a estas nuevas exigencias. Mientras tanto, la JARU debería abstenerse de establecer plazos reducidos de atención, que en el fondo afectan el accionar de la empresa.

33 CONTRIBUCIONES REEMBOLSABLES - Cálculo de Intereses Compensatorios Artículo 1.4 de la Directiva aprobada con R.M. N° EM/VME: Se aplicará al reembolso un interés compensatorio equivalente al promedio de los promedios ponderados de las tasas activas y pasivas vigentes en el sistema financiero publicadas por la SBS. TEA = TAMN + TIPMN Para calcular factor diario: FD= (1+TEA) 1/ Para calcular el factor acumulado (FA) desde la fecha de recepción de las instalaciones hasta la fecha de pago: FA = (FD de fecha de recepción de obra +………….+FD día de actualización ) Esta metodología es utilizada por HIDRANDINA y ha sido también aplicada en el Laudo Arbitral suscrito entre el MEF – Electro Sur S.A. y Electro Sur Este S.A.A. en el cual se resolvió montos a devolver al MEF por obras financiadas con fondos del FONAVI. Cálculo del principal actualizado (S): S = P x FA donde P es el monto principal ó VNR reconocido. OSINERGMIN interpreta la aplicación del interés compensatorio bajo la misma metodología de cálculo en el caso de la TEA y FD, pero para el cálculo del FA aplica hasta el (fecha en que se emitió la ley 29178) factor diarios acumulados capitalizables. A partir del en virtud a la citada ley dispone que el cálculo se efectúe en forma simple sin capitalizar.

34 CASO 1 Expediente: – HIDRANDINA S.A. Beneficiario: Asociación de Progreso Propietarios Unidos - Trujillo Resolución OS/JARU Monto Principal (VNR): S/ ,92 calculado por HIDRANDINA S.A. aprobado por OSINERGMIN. Intereses Compensatorios calculados por OSINERGMIN desde el al : Ascienden a S/ ,61 aplicando la metodología con factores diarios capitalizables hasta el y en adelante interés simple sobre el monto acumulado. Intereses Compensatorios calculados por HIDRANDINA desde el al : Ascienden a S/ ,35 aplicando la metodología con sumatoria de factores diarios simple. HIDRANDINA ha interpuesto acción contenciosa por la vía judicial para definir cálculo de intereses. CASO 2 Empresa: ELECTROCENTRO S.A. Beneficiario: Municipalidad Provincial de Yaulia – La Oroya Resolución OS/JARU Monto Principal (VNR): S/ ,25 correspondiente a ocho (08) obras de electrificación, calculado por ELECTROCENTROS.A. aprobado por OSINERGMIN. Intereses Compensatorios calculados por OSINERGMIN desde el al : Ascienden a S/ ,48 aplicando la metodología con factores diarios capitalizables hasta el y en adelante interés simple sobre el monto acumulado. Intereses Compensatorios calculados por ELECTROCENTRO desde el al : Ascienden a S/ ,05 aplicando la metodología con sumatoria de factores diarios simple. ELECTROCENTRO interpondrá acción contenciosa por la vía judicial para definir cálculo de intereses.

35 En temas de GFE: Debe establecerse plazo de cierre de todos los procesos de supervisión a las empresas concesionarias. Se solicita información luego de haber transcurrido varios años de la fiscalización o supervisión. Debe orientarse, como es el caso de los reportes de interrupciones, una sola Base de Información por parte de las concesionarias. Actualmente cada Procedimiento tiene su estructura especifica, siendo ello un manejo interno propio del OSINERGMIN. o Por NTCSE Urbana y Rural: Anexo RDI, RIN. o Por Procedimiento 074: Anexo 1 y 2. o Por procedimiento de supervisión de Performance de Sistemas de Transmisión La metodología utilizada para la medición de los tiempos de atención en cola (para pagos) solo consideran los valores que excedieron la tolerancia y los promedian entre sí, lo cual es un criterio arbitrario e injusto, no toma toda la muestra de supervisión. Equipos registradores testigo en el levantamiento de la mala calidad. Plazo de verificación.

36 En el proceso de la atención de nuevos suministros algunos usuarios optan por adquirir ó ya cuentan en su instalación con algunos elementos de la conexión como puede ser la caja portamedidor, el medidor etc. (caso de los servicios trifásicos); dichos materiales y equipos son evaluados por la empresa al momento de la inspección del servicio y si estos cumplen con los requerimientos técnicos se procede a su aceptación con la finalidad de no generar sobrecostos en la provisión de materiales y equipos al solicitante, por ende en la conexión eléctrica. Consecuentemente en estos casos se factura los costos de los materiales que le faltan al usuario y la instalación. Observación : No suministrar todos los materiales de la conexión básica. Propuesta : Modificar la normativa vigente que contemple que en los casos que el usuario haciendo uso de su derecho en un libre mercado ;si considera conveniente pueda proporcionar algunos materiales.(Res. N° OS/CD que dice la conexión debe ser suministrada e instalada necesariamente por la empresa) Para fines de Fiscalización debe establecer figura de laExcepcionalidad RESOLUCION N° OS/CD: PROCEDIMIENTO SUPERVISION, FACTURACION, COBRANZA Y ATENCION AL USUARIO

37 PROCEDIMIENTO N° OS/CD Y R.M. N° MEM/DM (REINTEGROS Y RECUPEROS ) ObservacionesPlanteamientos a.1. Para los casos de vulneración de las condiciones del suministro, también se exige que se realice el aviso previo. b.1. No se debe exigir la notificación previa, pues la mayoría de hurtadores retiran sus cables, no permitiendo cumplir con los requisitos para la aplicación del recupero de energía. a.2. Para los casos de retrocesos del contómetro del medidor se pide acreditar la irregularidad con certificación policial de la comisaría del sector o notarial. b.2. El apoyo de la PNP es limitado y en otros no se da (estos actos no representan delitos o faltas), a la vez que el costo por vía notarial es elevado, debería de tomarse como medio probatorio, también, a las tomas de lecturas que se realizan mensualmente por la concesionaria, a.4. El Procedimiento de supervisión de Reintegros y recuperos de energía, exige que el plazo máximo para notificar al cliente, es de tres hábiles, para las causales IV y V. b.4. Se requiere que el plazo para notificar al cliente, debería de ampliarse como máximo a 5 días hábiles, por la lejanía al domicilio de los clientes y al tener que realizarse un análisis sustentado y confiable de los consumos del infractor. a.5. Que para los casos de Reintegros y Recuperos provenientes del Procedimiento para la fiscalización de contrastación y verificación de medidores de electricidad N° 680, serán supervisados acorde a los lineamientos establecidos en dicho procedimiento. b.5. El PROCED- N° 680 solo obliga que se entregue la notificación de pre-aviso sin mayores formalidades (notificación masiva). Al formar dicha notificación parte del expediente del PROCED de R y R, el OSINERGNMIN considera no valido este documento por no cumplir con los requisitos formales de notificación, imposibilitándose el recupero. Se debe estandarizar una misma exigencia para ambos procedimientos. a.6. Que el pago de los Reintegros de energía, se realice a los cinco días hábiles, de elegida la modalidad de pago. b.6. En los casos donde el cliente haya elegido el pago en Efectivo, y no se acerca a la empresa Concesionaria a cobrar dicho importe, se generan indebidos intereses, ya que la norma no contempla casos de este tipo, siendo necesario que esta situación se considere en la modificación del Procedimiento, para que en todo caso se establezca el mejor modo de actuar (ejemplo: de oficio proceder a la devolución en energía, etc.)

38 ObservaciónPlanteamiento a.1 Existe la obligación en el citado procedimiento para la publicación semestral en la página Web de la empresa del cronograma de facturación, similar requerimiento se contempla en el Título II Requerimiento de Información de la Res OS/CD PROCEDIMIENTO PARA LA SUPERVISIÓN DE LA FACTURACIÓN, COBRANZA Y ATENCIÓN AL USUARIO, aspecto ultimo éste, que se viene cumpliendo según la frecuencia y medios de entrega establecido. b.1 Osinergmin debe realizar la modificatoria y anular esta exigencia en el Procedimiento N° OS/CD con la finalidad de evitar controversias en los procesos durante las supervisiones programadas. Existe por tanto exigencia de DUPLICIDAD DE REPORTE RESOLUCION N° OS/CD: PROCEDIMIENTO DE CORTE Y RECONEXIONES

39 RESOLUCIÓN N° OS/CD: IMPORTES MAXIMOS DE CORTE Y RECONEXION (Art. 3°- numeral 3.6 CONTROL) ObservaciónPlanteamiento a.1 Esta resolución precisa en el numeral 3.6 del Art 3° Control lo siguiente: La empresa de distribución eléctrica deberá colocar, en cada oportunidad que realiza el corte ó la reconexión, una etiqueta de identificación, pegada en la cara interior de la tapa del portamedidor, que contenga la siguiente información según corresponda: número de suministro, fecha, hora, lectura del medidor al momento del corte, tipo de corte ó tipo de reconexión aplicado.. b1. No se observa beneficio alguno ni para la empresa ni para los usuarios con esta disposición, solo se complica la labor operativa por tener que desoldar y soldar las tapas de los medidores, generando mayores sobrecostos. Para fines de fiscalización se puede hacer uso de otros medios alternativos (planilla de cortes y reconexiones, fotografías fechadas, etc., etc.) Esta exigencia debe ser revisada y posteriormente anulada. Ref.: Código de Protección y Defensa del Consumidor, artículo 62° literal c,

40 Artículo 90°.- Los concesionarios podrán efectuar el corte inmediato del servicio, sin necesidad de aviso previo al usuario ni intervención de las autoridades competentes en los siguientes casos: a) Cuando estén pendientes de pago facturaciones y/o cuotas, debidamente notificadas de dos o más meses derivados de la prestación del S ervicio Público de Electricidad; con los respectivos intereses y moras … Situación: Las concesionarias otorgamos facilidades de pago a Clientes Morosos y como condición de pago establecemos que a la NO cancelación de una cuota del convenio se procederá al corte del servicio, ya que en ese momento se revierte la facilidad y se activa toda la deuda. OSINERGMIN considera que el corte debe darse al incumplimiento de 2 cuotas, desconociendo el carácter extraordinario y las concesiones recíprocas hechas entre las partes. Propuesta : Modificar el artículo 90° de la LCE o aclararlo vía su Reglamento, t eniendo en cuenta que ante facilidades de pago, donde ambas partes se hacen concesiones recíprocas, el corte de suministro procederá cuando se incumpla con el pago puntual de la cuota pactada y el mes de consumo. MODIFICACION o ACLARACION DEL ART. 90° de la LCE – DL 25844

41 Resolución N° OS/CD Procedimiento para la Atención y Disposición de Medidas ante Situaciones de Riesgo Eléctrico Grave Propuestas: Se debe revisar y modificar los puntos antes señalados, que se orientan a lograr mayor efectividad y rapidez ante casos de inminente peligro contra la vida y salud de las personas. Incorporar disposiciones relativas al reconocimiento de los sobrecostos incurridos por las empresas concesionarias y las acciones a adoptar con las Municipalidades e Instituciones relacionadas con dicha problemática En el caso del numeral 6.1 referido a la facultad del OSINERGNMIN de disponer medidas, el plazo de acción debe ser de 03 días hábiles en lugar de los 05 días actualmente vigentes. El sustento esta justamente en el caso de la inmediatez por una situación de amparo y cautela de la vida Verificación del cumplimiento de la Disposición de Medida (Numeral 7): Actualmente es de 30 días calendario, debe ser cuando mucho 07 días hábiles, en razón que los infractores NO acatan la disposición del OSINERGMIN En el caso del numeral 10.3 se establece la figura del Silencio Administrativo Negativo en la interposición de recursos impugnatorios. Debe establecer plazo de respuesta para conocer las causales reales del hecho.

42 RESOLUCION N° OS/CD: Procedimiento Atención y Disposición de Medidas ante Situaciones de Riesgo Eléctrico Grave Sobrecostos por aplicación del Art 19° RESESATAE Ejemplo de lo que pasa actualmente: La Distribuidora detecta construcción antes que produzca incumplimiento DMS y solicita al OSINERGMIN paralización OSINERGMIN emite cartas, paraliza construcción, e indistintamente de quien sea la responsabilidad, dispone que se reduzca riesgo con el aislamiento de conductores. Resultado: Construcción nunca paraliza y genera incumplimiento DMS. ANTESDESPUES 1 DH<2.50m DV>4.00m DH<2.50m Mal

43 La Distribuidora se ve obligada a aislar o alejar conductores MT para evitar accidente y proceso sancionador. DESPUES 2 DH >2.50m S/. Ejemplo de lo que pasa actualmente: La adopción de medidas de prevención ante incumplimientos DMS por terceros, las empresas asumen sobrecostos no generados por su responsabilidad (compra de mangas aislantes) que tampoco están reconocidos en la tarifa

44 RESOLUCION Nº OS/CD : PROCEDIMIENTO DE SUPERVISION EN INSTALACIONES DE MEDIA Y BAJA TENSION POR SEGURIDAD PUBLICA Propuestas: El OSINERGMIN debe determinar tolerancias para nuevas deficiencias para la confiabilidad de datos, se debe incrementar considerando el boom de la construcción, se propone el 15%. Se debe ampliar los plazos para el levantamiento de información de conexiones domiciliarias. FONAFE debe concordar con OSINERGMIN en un Convenio Marco para que la fiscalización del cumplimiento de este Procedimiento se haga sobre inversiones anuales comprometidas. La norma exige que la concesionaria elabore y mantenga actualizada una base de datos confiable, sin embargo no contempla la generación de deficiencias nuevas por incremento de nuevas construcciones y el avance en la electrificación. En cuanto al cumplimiento de Metas de Subsanación de Deficiencias, se requiere mayores inversiones, siendo importante el concurso y compromiso del FONAFE, ya que las empresas han estimado un total de inversiones de Miles S/. 156,272 S/

45 Propuesta: El Plazo de descargo debe contabilizarse a partir de culminado el plazo de atención. Para las evaluaciones semanales a nuestro RHD el Procedimiento establece los siguientes plazos: REGISTRO (Numeral 5.1.2) Urbano: 01 día hábil y Rural: 02 días hábiles ATENCIÓN (Numeral 5.3.1) En función a la denuncia DESCARGO (Numeral 5.2.2) Urbano: 02 días hábiles y Rural: 03 días hábiles. Nota: Los plazos fueron modificados en la parte expositiva y de consultas de la resolución y no se actualiza en la resolución. El incumplimiento en el plazo de descargo genera observaciones y multas a las empresas a pesar de haber subsanado la deficiencia. Ingreso de Denuncia Registro de Denuncia Fin de Atención Urbano: 01 día hábil Rural: 02 días hábiles Atención de Denuncia En función a la denuncia DTI / DT4 Registro de Atención Urbano: 02 día hábil Rural: 03 días hábiles Atención de denuncia Plazo para registro de denuncia RHD Fin de Atención RESOLUCION N° OS/CD: PROCEDIMIENTO DE SUPERVISION DEL ALUMBRADO PUBLICO

46 SUPERVISION DE SISTEMAS ELECTRICOS EN LA REGION LORETO Exigencia del cumplimiento de los Procedimientos de Supervisión en Loreto durante los meses en que varias zonas se encuentran inundadas, sobre todo cuando éste fenómeno climatológico, no es extraordinario sino es cíclico y se da durante los meses de febrero a mayo, éste año se prolongó hasta el mes de junio. Las inundaciones no permiten dar cumplimiento a los procedimientos de supervisión, tales como Subsanación de DMS (Resolución N° OS/CD), Operatividad de A.P. (Resolución N° OS/CD), etc. El estado de las inundaciones es reconocida por el Estado.

47 PLANTEAMIENTO La exigencia del cumplimiento de la Resolución N° OS/CD y Resolución N° OS/CD, entre otra, para las zonas inundables debe fiscalizarse luego de dos o tres meses después de haber superado los meses de inundación.

48 Modificación de criterio para Calificar las Solicitudes de Fuerza Mayor 12/06/ Al sustento de la calificación de fuerza mayor se adjunto el reporte del SENAMHI, el mismo que corroboró el hecho del , sin embargo no fue tomado en cuenta.

49 CONCLUSIONES Se debe revisar y acoger las propuestas de mejora formuladas para la NTCSE. Se debe postergar la aplicación de la NTCSER hasta el I semestre 2014 y en ese lapso desarrollar una evaluación del estado situacional de las infraestructura eléctrica, su programa de mejoras y las inversiones que serán llevar a cabo, con el apoyo del FONAFE. Es importante que en los fallos de la JARU se eviten disposiciones subjetivas y se promueva el cambio de las normas que correspondan (analogía). En el tema de fiscalización eléctrica se debe establecer fechas de cierre de los diversos procedimientos de supervisión para evitar solicitud de información con varios años de antigüedad. Debe revisarse y actualizarse Convenios entre FONAFE, OSINERGMIN y las empresas concesionarias para que la fiscalización eléctrica se lleve a cabo en base a inversiones comprometidas. Se debe revisar los planteamientos formulados para la implementación de las mejoras normativas en los diversos procedimientos de supervisión. En el caso de tratamiento de solicitudes de Fuerza Mayor se debe dar estricta aplicación a las exigencias contenidas en el procedimiento respectivo. La fiscalización debe tomar en cuenta las consideraciones climatológicas o específicas que se presentan en determinada zona o región.

50 Gracias Simeón Peña Pajuelo Empresa: DISTRILUZ


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