Director General de Electricidad MODIFICACIONES EN EL MARCO REGULATORIO Y SU IMPACTO EN LA PRESTACIÓN DEL SERVICIO ELÉCTRICO Septiembre 2016 Javier Muro Rosado Director General de Electricidad

Hechos y Normas Relevantes 1972 Creación Electroperu - antes: empresas privadas 1980's Empresas Regionales Estátales - 1992 perdidas 23%, ce: 40%, tarifas: 70% costos 1992 Lce y su reglamento (1993) 1993 Constitución Política - Art. 60. 1994-1998 Privatización (Electrolima, Edecañete, Edechancay, Electro Sur medio, Electronorte medio, Electronorte, Electronoroeste y Electrocentro) y Creacion 1997 Ley 26876 Antimonopolio 2001 Retorno de empresas del norte y centro al estado. 2001 Fose 2006 Ley 28832 (Png, Sct...) 2007 Ley de Electrificacion Rural (2004) 2015 DL 1221, 1207 y 1208 y Reglamentos 2016 MCTER Ley del FONAFE. Aprobada mediante Ley No. 27170 (Publicada el 9-9-1999). Modificada mediante Ley No. 27247 (Publicada el 28-12-1999), Decreto de Urgencia No. 019-2000 (Publicado el 24-03-2000), Ley No. 27317 (Publicada el 21-7-2000), Ley No. 28006 (Publicada el 18-6-2003). 2010 - Decreto Legislativo No. 1031 que promueve la eficiencia de la actividad empresarial del Estado

DESAFÍOS DE LA DISTRIBUCIÓN Acceso universal (cobertura) – enfoque demanda. Mejorar la calidad de servicio. Gestión de empresas estatales. Planeamiento integral de las redes urbanas y rurales (Transmisión – Distribución). Costos de tarifas eléctricas. Innovación tecnológica y eficiencia energética. Perfeccionamiento del modelo regulatorio. Ordenamiento del régimen de concesiones. Comercialización. Generación distribuida y redes inteligentes.

CONCESIONES DE DISTRIBUCIÓN

INTERRUPCIONES EN LOS SISTEMAS CRÍTICOS DE LAS EMPRESAS DISTRIBUIDORAS ESTATALES A NIVEL NACIONAL

INVERSIONES DE EMPRESAS DISTRIBUIDORAS Fuente: MINEM

INVERSIONES DE EMPRESAS DISTRIBUIDORAS PIT 2017-2021 Fuente: MINEM

Solicitudes al MINEM de EDE’s Fuente: MINEM

OPORTUNIDADES DE MEJORA EN LA ELECTRIFICACIÓN RURAL La electrificación rural se ha venido realizando bajo el criterio de oferta con resultados limitados en la mejora del estándar de vida de las zonas rurales. Necesidad de disponibilidad de recursos para el reforzamiento, ampliación, mejoramiento e infraestructura eléctrica necesaria para la electrificación rural. Los Proyectos de Electrificacion Rural con deficiencias técnicas. Planificación de largo plazo y NO relación de proyectos. Sostenibilidad (calidad de servicio y tarifas)

Propuestas para Empresas distribuidoras estatales 1. Mejorar la gestión y gobierno corporativo a través de: * Directorios independientes de alto nivel. * Contratos privados de gerencia y metas de gestión. * Reorganización de holdings. * Evaluar participación privada o modelos de APP’s. 2. Proponer cambios a los sistemas administrativos estatales aplicables a estas empresas, como son: * Normas presupuestarias * Normas de endeudamiento. * Normas de contratación y adquisición estatales * Normas sobre inversión pública (SNIP). * Normas de control estatal. * Normas de Gestión de Recursos Humanos, entre otras. 3. Implementación del nuevo marco regulatorio.

DECRETO LEGISLATIVO N°1221 DECRETO LEGISLATIVO QUE MEJORA LA REGULACIÓN DE LA DISTRIBUCIÓN DE ELECTRICIDAD PARA PROMOVER El ACCESO A LA ENERGÍA ELÉCTRICA EN EL PERÚ Septiembre, 2016

ZONAS DE RESPONSABILIDAD TÉCNICA – ZRT (Art. 30 – D.L. N°1221) Se crean las Zonas de Responsabilidad Técnica (ZRT), que serán determinadas por el MINEM y corresponderán a cada EDE en el ámbito regional. De esta forma, se busca lograr el acceso al servicio eléctrico de todos los peruanos, mediante la identificación de un agente que tiene prioridad para el desarrollo y administración de la actividad de distribución en dichas zonas. Saneamiento de las obras antes de ser transferidas a las EDE’s. Las EDE’s asumen el desarrollo de la actividad de distribución, administración y de ampliación de la concesión en las obras transferidas. Las transferencia de las obras se realizará en un periodo de hasta 12 años, antes de lo cual ADINELSA tiene la titularidad y en la regulacion tarifaria se considerara su VNR igual a 0. A las EDE’s se le reconocerá la operación y mantenimiento de dichas obras a costos auditados..

ZONAS DE RESPONSABILIDAD TÉCNICA – ZRT (Art. 29, 60-A, 60-B D ZONAS DE RESPONSABILIDAD TÉCNICA – ZRT (Art. 29, 60-A, 60-B D.S Nº 018-2016-EM) Se establecen criterios básicos para la asignación de la ZRT por el MINEM, la misma que será pre-publicada. Se establece la prioridad para solicitar el derecho de concesión que puede ejercer la EDE responsable sobre un tercero, dentro de la ZRT. Se establece que las EDES responsables de la ZRT, deberán aprobar técnicamente los proyectos que presenten terceros dentro de la ZRT. Se incentiva el acceso universal del suministro eléctrico.

MODIFICACION ES AL PROCESO DE CÁLCULO DEL VAD VAD POR EMPRESA(Art. 66 - DL N°1221) El VAD se calcula para los concesionarios de distribución con más de 50 000 mil usuarios mediante un estudio individual de todo su ámbito, conforme al procedimiento que fije el Reglamento. En los concesionarios con menos de dicha cantidad de usuarios, se calculará el VAD de forma agrupada, conforme a lo aprobado por el MINEM a propuesta de OSINERGMIN. } TASA INTERNA DE RETORNO (Art. 70 - DL N°1221) La comprobación de la rentabilidad se realiza por separado para cada una de las EDE’s que tenga un estudio particular de VAD. De este modo, tras la fijación del VAD, se comprobará si la tasa de rentabilidad se encuentra en el intervalo entre el 8% y el 16% considerando la actual tasa de descuento.

CALIDAD DEL SERVICIO ELÉCTRICO (Art. 72 - DL N° 1221) El VAD cuenta con un factor de reajuste (incentivo o penalidad) que promueve la mejora de la calidad y cuyo cumplimiento se revisa anualmente. El reajuste tendrá un periodo de adecuación desde los valores reales hasta los valores objetivos.

MEJORAMIENTO DE PROCEDIMIENTOS ADMINISTRATIVOS PARA LA EMISIÓN DE TÍTULOS HABILITANTES (Art. 6, 7, 22, 28, 29, 31, 34, 36, 37, 38 - DL N°1221) Considerando las políticas de simplificación administrativa, se ha establecido lo siguiente: Registro Único actualizado por el MINEM y los Gobiernos Regionales. El plazo de las Concesiones resultado de licitación publica es de acuerdo a la misma y con un máximo de 30 años, así como las clausulas de su contrato . Concesión definitiva otorgada por Resolución Ministerial de Energía y Minas o por el Gobierno Regional cuando corresponda. Caducidad de la Concesión por Resolución Ministerial.

FORMALIZACIÓN DE USUARIOS (Art. 85 - DL N°1221) Los solicitantes de zonas habitadas o agrupaciones de viviendas con habilitación urbana, o en su defecto, con planos de lotización, trazado de vías, así como la constancia de posesión; aprobados y emitidos por la Municipalidad correspondiente; y con un índice de ocupación predial -habitabilidad - mayor o igual a 40%; corresponde al concesionario ejecutar, a su costo, todas las obras definitivas de la red primaria, red secundaria y alumbrado público que sean necesarias.

INNOVACIÓN TECNOLÓGICA (Art. 64 - DL N°1221) Con la finalidad de incentivar el desarrollo tecnológico y la promoción de la eficiencia energética, se incorpora un Cargo por Innovación Tecnológica en los sistemas de distribución equivalente a un porcentaje máximo de los ingresos anuales, que tengan como objetivo el desarrollo de proyectos de innovación tecnológica y/o eficiencia energética, propuestos y sustentados por las empresas y aprobados por OSINERGMIN.

ACTUALIZACION DEL REGLAMENTO DE TRANSMISIÓN D.S. Nº 018-2016-EM Numeral 5.3 del artículo 5, establecen los montos de inversión diferenciados para los reforzamientos: - 220 kV (Treinta Millones de Dólares Americanos) - 500 kV (Sesenta Millones de Dólares Americanos) Numeral 7.5 del artículo 7, se da la facultad a la DGE para evaluar la pertinencia de ejecutar o no un Refuerzo, recabando la opinión del COES y OSINERGMIN, en concordancia del artículo 21 de la Ley N° 28832, que prevé que el Plan de Transmisión aprobado por el MINEM cuente previamente con dichas opiniones.

ACTUALIZACION DEL REGLAMENTO DE TRANSMISIÓN D.S. Nº 018-2016-EM Artículo 16, el informe de diagnostico del SEIN deberá contener el análisis de los Planes de inversión aprobados por OSINERGMIN, conforme al art. 139 LCE, con el fin de la optimización conjunta técnica y económica del sistema. Artículo 17, el COES deberá presentar al MINEM y a OSINERGMIN la propuesta de actualización del Plan de Transmisión con lo informes y calculo de sustento antes del 1 de junio del año siguiente al que entra vigencia, caso contrario el MINEM podrá y elaborar y aprobar el Plan de Transmisión.

ACTUALIZACION DEL REGLAMENTO DE USUARIOS LIBRES - D.S. Nº 018-2016-EM Usuario Regulado: Máxima demanda anual de cada punto de suministro menor a 200 kW. El Usuario cuya Máxima demanda anual de cada punto de suministro este entre 200 kW y 2500 kW elige la condición de libre o regulado. El Usuario regulado que supera los 2500 kW mantendrá su condición por un año. Usuario Libre: Máxima demanda anual de cada punto de suministro mayor a 2500 kW, excepto caso anterior. Los cambios de condición se realizan previa comunicación escrita con una anticipación no menor a un año y deberá contar con equipos de medición, protección y limitación de potencia adecuados.

DE DECRETO LEGISLATIVO N°1207 DECRETO LEGISLATIVO QUE MODIFICA LA LEY Nº 28749, LEY GENERAL DE ELECTRIFICACIÓN RURAL Junio, 2016

MODIFICACIÓN DEL ARTÍCULO 3 Se precisa la definición de Sistemas Eléctricos Rurales, a fin de aclarar que el financiamiento de proyectos abarca todo el sistema eléctrico, es decir, incluye tanto la parte de transmisión como de distribución de dichos sistemas.

MODIFICACIÓN DE LOS ARTÍCULOS 6 Y 10 El contar con la información de los proyectos y obras que ejecutarán los gobiernos subnacionales en el ámbito de competencias, permitirá planificar de una manera idónea la intervención del Estado, priorizando proyectos con alta rentabilidad social. Asimismo, constituye un insumo importante en el seguimiento del desarrollo de proyectos.

MODIFICACIÓN DEL ARTÍCULO 9 Los recursos están dirigidos a reforzar, ampliar, remodelar o mejorar la infraestructura eléctrica existente para abastecer a cargas eléctricas rurales (domiciliarias o de usos productivos de la electricidad) en las empresas concesionarias de distribución eléctrica vinculadas al ámbito de FONAFE o ADINELSA.

MODIFICACIÓN DE LOS ARTÍCULOS 14 Y 18 Las áreas ubicadas alrededor de las concesiones de distribución, pasarán a un sistema basado en adicionar Zonas de Responsabilidad Técnica (ZRT) a fin de dar a las empresas distribuidoras un papel preponderante en la ampliación de la frontera eléctrica. Para ello es necesario modificar el artículo 14 de la Ley, considerando criterios para el establecimiento de las tarifas y el Valor Agregado de Distribución, con factores que reducen la anualidad del Valor Nuevo de Reemplazo del Sistema Económicamente Adaptado, dado que los Sistemas Eléctricos Rurales en general, son financiados con recursos del Estado. Asimismo, el artículo 18 de la Ley, realiza precisiones sobre la transferencia de obras y propiedad de las conexiones domiciliarias, estableciéndose que ADINELSA, luego de subsanar las observaciones vinculadas a reforzar, ampliar, remodelar o mejorar la infraestructura u obras; suscribirá convenios con los concesionarios de distribución que correspondan para su administración, operación y mantenimiento por un plazo de doce años, luego del cual, ADINELSA debe transferir a título gratuito la propiedad de dichas obras a los concesionarios de distribución.

DECRETO LEGISLATIVO Nº 1208 QUE PROMUEVE EL DESARROLLO DE INVERSIONES PARA MEJORAR LA COBERTURA Y LA CALIDAD DE LOS SERVICIOS ELÉCTRICOS EN LAS EMPRESAS DISTRIBUIDORAS BAJO EL ÁMBITO DE FONAFE Y SU FINANCIAMIENTO Septiembre, 2016

PROBLEMÁTICA Se requiere duplicar el nivel de inversiones de las EEDD de Fonafe, lo cual representa cerca de Millones S/. 5,000 adicionales para los siguientes 10 años

DECRETO LEGISLATIVO N°1208 (1/2) OBJETIVO: Dictar disposiciones destinadas a establecer mecanismos que permitan la ejecución de inversiones en la mejora de la cobertura y la calidad de los servicios eléctricos, a cargo de las empresas distribuidoras bajo el ámbito de FONAFE, a través de la creación de un fideicomiso. PLANES DE INVERSIÓN EN DISTRIBUCIÓN DE LAS EMPRESAS DISTRIBUIDORAS BAJO EL ÁMBITO DE FONAFE Se debe presentar antes del inicio de cada fijación tarifaria del VAD un Estudio de Planeamiento Eléctrico de largo plazo que tenga asociado un Plan de Inversiones en Distribución para el periodo de fijación tarifaria del VAD que corresponda. El Plan de Inversiones en Distribución antes señalado, considera el reforzamiento, ampliación, remodelación, ahorro energético, mejora de la calidad del servicio, seguridad eléctrica, seguridad de suministro, innovación tecnológica y cualquier otra medida que mejore la eficiencia o eficacia de las redes de distribución existentes. Será aprobado por OSINERGMIN

DECRETO LEGISLATIVO N°1208 (2/2) FINANCIAMIENTO DE LOS PLANES DE INVERSIÓN El fideicomiso, a solicitud de la empresa distribuidora, recibe las anualidades que correspondan a las inversiones que hayan sido aprobadas por OSINERGMIN en el Plan de Inversión en Distribución y/o el Plan de Inversión de Sistemas Complementarios de Transmisión, que formen parte de la remuneración tarifaria de dicha empresa distribuidora. El fideicomiso no demanda recursos adicionales al Tesoro Publico, en caso sean insuficientes para los pagos comprometidos, FONAFE podrá priorizar su financiamiento con las utilidades distribuibles que perciba de las empresas de distribución bajo su ámbito.

ESQUEMA DEL FIDEICOMISO Empresas de Distribución FONFAFE FONAFE ADMINISTRACIÓN RECAUDACIÓN FIDEICOMISO Estudio de Planeamiento Eléctrico Plan de Inversión en Distribución Plan de Inversión de Sistemas Complementarios de Transmisión OSINERGMIN Reforzamiento, ampliación, remodelación de las redes de distribución . Ahorro energético, mejora de la calidad del servicio, seguridad eléctrica. Seguridad de suministro. Innovación tecnológica . Otras medidas que mejore la eficiencia o eficacia Aprobación de los Planes de Inversiones

Generación Distribuida Considerando que existen usuarios del servicio público de electricidad que disponen de equipamiento de generación eléctrica renovable no convencional o de cogeneración, que puede ser aprovechado para su propio consumo o para inyectar sus excedentes al sistema de distribución, se establece reconocer dicha facultad, siempre que no afecte la seguridad operacional del sistema de distribución al cual está conectado. La potencia máxima, las condiciones técnicas, comerciales, de seguridad, regulatorias y la definición de las tecnologías renovables no convencionales que permitan la generación distribuida, entre otros aspectos necesarios, son establecidos en el reglamento específico sobre generación distribuida que aprueba el Ministerio de Energía y Minas. Su vigencia, se sujeta a la aprobación del citado reglamento.

GRACIAS