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PROYECTO DE DECRETO SUPREMO EN PREPUBLICACIÓN

HASTA EL 11 DE FEBRERO DE 2016

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DECRETO SUPREMO QUE APRUEBA EL REGLAMENTO DE LA LEY

N° 28749, LEY GENERAL DE ELECTRIFICACIÓN RURAL

DECRETO SUPREMO N° -2016-EM

EL PRESIDENTE DE LA REPÚBLICA

CONSIDERANDO: Que, de conformidad con el artículo 2 del Decreto Ley N° 25844, Ley de

Concesiones Eléctricas, el Servicio Público de Electricidad es definido como el suministro regular de energía eléctrica para uso colectivo, siendo declarado de necesidad nacional y utilidad pública, de acuerdo con lo establecido en el artículo 2 de la Ley N° 28749; Que, el artículo 2 de la Ley N° 28832, Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica, dispone que es de interés público y responsabilidad del Estado asegurar el abastecimiento oportuno y eficiente del suministro eléctrico para el Servicio Público de Electricidad; Que, el artículo 1 de la Ley N° 28749, Ley General de Electrificación Rural, dispone que la referida Ley tiene por objeto establecer el marco normativo para la promoción y el desarrollo eficiente y sostenible de la electrificación de zonas rurales, localidades aisladas y de frontera del país; Que, el Decreto Legislativo N° 1207 modifica diversos aspectos de la Ley antes señalada, a fin de garantizar la ampliación efectiva de la frontera eléctrica rural en el ámbito nacional, y el abastecimiento de un servicio público de electricidad con estándares de calidad, seguridad, y sostenibilidad, mediante la ampliación del destino de los recursos para la electrificación rural, entre otras disposiciones, en beneficio de las poblaciones menos favorecidas del país; Que, mediante Decreto Legislativo N° 1221, Decreto Legislativo que mejora la regulación del sector electricidad para promover el acceso a la energía eléctrica en el Perú, se modificaron diversos artículos de la Ley de Concesiones Eléctricas, entre los cuales figura la creación de la Zona de Responsabilidad Técnica a cargo de las empresas concesionarias de distribución eléctrica; Que, como resultado de lo antes indicado, y en atención a lo señalado en la Primera Disposición Complementaria Final del Decreto Legislativo N° 1207, resulta necesario aprobar un nuevo Reglamento que sea consistente con las reformas dictadas en materia de electrificación rural, a fin de contar con un marco normativo promotor de la ampliación efectiva de la frontera eléctrica rural, que garantice el desarrollo eficiente y sostenible de la electrificación de las zonas rurales, localidades aisladas, de frontera del país y de preferente interés social; De conformidad con las atribuciones previstas en los numerales 8) y 24) del artículo 118 de la Constitución Política del Perú, la Ley N° 28749, Ley General de Electrificación Rural; y el Decreto Legislativo N° 1207;



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DECRETA:

Artículo 1.- Aprobación del Reglamento de la Ley Ge neral de Electrificación Rural

Apruébese el Reglamento de la Ley Nº 28749, Ley General de Electrificación Rural, conformado por diez (10) Títulos, setenta y uno (71) artículos, y cuatro (4) Disposiciones Complementarias Finales.

Artículo 2.- Refrendo

El presente Decreto Supremo será refrendado por la Ministra de Energía y Minas y por el Ministro de Economía y Finanzas.

DISPOSICIÓN COMPLEMENTARIA FINAL

Única.- Emisión de normas complementarias al presen te Reglamento

El Ministerio de Energía y Minas emitirá o modificará las normas complementarias que se requieran para la aplicación del presente Reglamento, en el plazo de sesenta (60) días calendario contados desde su entrada en vigencia.

DISPOSICIÓN COMPLEMENTARIA MODIFICATORIA

Única.- Modificación del Decreto Supremo N° 020-201 3-EM

Modifíquese el numeral 16.2 del artículo 16 del Decreto Supremo N° 020-2013-EM, el cual quedará redactado de la siguiente manera:

“16.2 El FOSE compensará la Tarifa RER Autónoma correspondiente a los usuarios residenciales, hasta el porcentaje que el Ministerio de Energía y Minas determine de acuerdo con el artículo 39 del Reglamento de la Ley General de Electrificación Rural, Ley N° 28749.”

DISPOSICIÓN COMPLEMENTARIA DEROGATORIA

Única.- Derogatoria

Deróguese el Decreto Supremo N° 025-2007-EM, el Decreto Supremo N° 033-2015-

EM, así como toda otra norma que se oponga al presente Reglamento. Dado en la Casa de Gobierno, en Lima, a los…



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REGLAMENTO DE LA LEY Nº 28749, LEY GENERAL DE ELECTRIFICACIÓN RURAL

TÍTULO I

DISPOSICIONES GENERALES

Artículo 1.- Objeto

El presente Reglamento tiene por objeto regular el marco normativo para la promoción, la ampliación efectiva de la frontera eléctrica rural, y el desarrollo eficiente y sostenible de la electrificación de zonas rurales, localidades aisladas, de frontera del país y de preferente interés social.

Artículo 2.- Ámbito de aplicación

El presente Reglamento se aplica a las personas naturales o jurídicas, privadas o públicas, nacionales o extranjeras, que realicen actividades relacionadas con Sistemas Eléctricos Rurales en zonas rurales, localidades aisladas, de frontera del país y de preferente interés social.

Artículo 3.- Definiciones

En relación a los Sistemas Eléctricos Rurales, las palabras que empiecen con mayúscula, ya sea en singular o plural, tienen los significados que se indican a continuación o los que se definen en la Ley:

1. Carga Productiva: Es aquel suministro de energía eléctrica de uso no residencial perteneciente a un SER destinado a actividades comerciales o industriales con potencia máxima de hasta diez (10) kW.

2. Suministros Convencionales: Suministros de energía eléctrica brindado por un

SER, pertenecientes a un sistema eléctrico aislado o interconectado que es atendido por sistemas de generación convencionales y por redes de transmisión y/o distribución eléctrica.

3. Suministros No Convencionales: Suministros de energía eléctrica brindado por un SER aislado que utiliza parcial o totalmente como fuente de generación eléctrica recursos energéticos renovables no convencionales, tales como: energía solar, energía eólica, y biomasa.

4. Zonas de Intervención: Zonas rurales, localidades aisladas, localidades de frontera del país y de preferente interés social que se encuentran ubicadas fuera del ámbito de concesión definitiva y dentro de la Zona de Responsabilidad Técnica de las empresas concesionarias de distribución eléctrica públicas o privadas, en las cuales se ejecutan proyectos de electrificación rural conforme a la Ley y el Reglamento.

Artículo 4.- Referencias y aplicación supletoria

4.1 Para los efectos del presente Reglamento entiéndase por:

ADINELSA : Empresa de Administración de Infraestructura



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Eléctrica S.A. DGE : Dirección General de Electricidad DGER : Dirección General de Electrificación Rural EDE/EDES del ámbito de FONAFE

Empresas concesionarias de distribución eléctrica vinculadas al ámbito de FONAFE.

EDES responsables de la ZRT

Empresas concesionarias de distribución eléctrica vinculadas al ámbito de FONAFE y privadas.

FONAFE Fondo Nacional de Financiamiento de la Actividad Empresarial del Estado

LCE : Ley de Concesiones Eléctricas Ley N° 28832 : Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la

Generación Eléctrica. Ministerio : Ministerio de Energía y Minas. OSINERGMIN : Organismo Supervisor de la Inversión en Energía

y Minería. PNER : Plan Nacional de Electrificación Rural Reglamento : Reglamento de la Ley Nº 28749, Ley General de

Electrificación Rural. RLCE : Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas SER : Sistemas Eléctricos Rurales. SUNAT : Superintendencia Nacional de Administración

Tributaria VAD : Valor Agregado de Distribución VNR : Valor Nuevo de Reemplazo ZRT : Zona de Responsabilidad Técnica

4.2 Cualquier mención a artículos o títulos sin señalar la norma a la que

corresponde, se debe entender referida al presente Reglamento.

4.3 Para los aspectos que no estén desarrollados en este Reglamento, se deberán aplicar supletoriamente lo regulado por la LCE y el RLCE.

Artículo 5.- Principios

La acción del Estado en materia de electrificación rural se rige por los siguientes principios:

1. Complementariedad El desarrollo de proyectos de electrificación rural es de preferente interés nacional, y

se enmarca en la acción coordinada con otros sectores del Gobierno Nacional, Gobiernos Regionales y Locales, estableciendo objetivos comunes destinados al desarrollo socioeconómico de las Zonas de Intervención.

2. Subsidiariedad En la electrificación rural el Estado asume su rol subsidiario a través, entre otros, de

la ejecución y el financiamiento de los SER, en el marco de la utilización eficiente de los recursos económicos, así como su rol promotor de la participación privada.



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3. Desarrollo sostenible Coadyuvar al desarrollo socioeconómico, promoviendo el uso productivo de la

electricidad con el consecuente incremento de la demanda, a fin de contribuir a garantizar la sostenibilidad económica de los SER.

4. Adecuación y diversificación tecnológica Utilización eficiente de los recursos económicos y energéticos, considerando las

características de abastecimiento y proyección de la demanda, así como el consumo de energía eléctrica en cada Zona de Intervención, propiciando el uso de alternativas tecnológicas y económicas viables, y prestando especial atención al aprovechamiento de los recursos energéticos renovables.

Artículo 6.- Sistemas Eléctricos Rurales (SER)

6.1 Los SER a los que se refiere el artículo 3 de la Ley, son aquellos sistemas eléctricos de transmisión complementaria y/o sistemas eléctricos de distribución desarrollados en las Zonas de Intervención, que se califiquen como tales por el Ministerio de Energía y Minas, de acuerdo al procedimiento establecido por la DGE.

6.2 Los SER de transmisión complementaria incluyen las líneas y subestaciones eléctricas.

6.3 Los SER de distribución podrán incluir redes de media tensión, subestaciones de

distribución, redes de baja tensión, conexiones eléctricas e instalaciones eléctricas internas. 6.4 Los SER incluyen la generación eléctrica necesaria para atender a sistemas de

distribución aislados o interconectados al SEIN que se requiera para mejorar la calidad del servicio.

6.5 Los SER con Suministros No Convencionales, a los que se aplica la tarifa

eléctrica rural correspondiente, incluyen el propio sistema de generación eléctrica y la conexión domiciliaria sin equipo de medición, de ser el caso.

TÍTULO II INTERVENCIÓN DEL ESTADO EN ELECTRIFICACIÓN RURAL

Artículo 7.- Planeamiento en electrificación rural

El Ministerio, a través de la DGER, como organismo nacional competente en electrificación rural, desarrolla el planeamiento en coordinación con las EDES responsables de la ZRT, los Gobiernos Regionales, Gobiernos Locales y los programas, proyectos, entidades, instituciones e inversionistas interesados en contribuir a la ampliación de la frontera eléctrica rural. Artículo 8.- Financiamiento en electrificación rur al 8.1 El Ministerio, a través de la DGER, administra los recursos asignados para la electrificación rural, conforme lo establece el presente Reglamento.



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8.2 La administración de los recursos asignados para la electrificación rural a cargo de la DGER, implica la asignación de recursos económicos para la realización de los SER en las Zonas de Intervención. Artículo 9.- Ejecución de proyectos de electrifica ción rural

9.1 La DGER y las EDES responsables de la ZRT, ejecutan proyectos SER conforme lo establece el presente Reglamento.

9.2 La función ejecutora del Estado en la electrificación rural, de acuerdo a lo establecido en el artículo 6 de la Ley, comprende también la ejecución de los SER por los Gobiernos Regionales, Gobiernos Locales y otras entidades, de acuerdo al Plan Nacional de Electrificación Rural referido en el artículo 10 de la Ley y considerando la ZRT establecida en el artículo 30 de la LCE y lo dispuesto en el RLCE. Artículo 10.- Capacitación La DGER, en coordinación con las EDES responsables de la ZRT, desarrollará actividades de capacitación, talleres de trabajo y de asistencia técnica dirigidas a consolidar la capacidad de gestión de los Gobiernos Regionales y Gobiernos Locales en la elaboración de planes, proyectos y ejecución de obras de los SER, las cuales podrán ser financiadas por la DGER.

TÍTULO III PLANIFICACIÓN EN ELECTRIFICACIÓN RURAL

Artículo 11.- Plan Nacional de Electrificación Rura l - PNER

El PNER constituye un documento de gestión a largo plazo, con un horizonte de

planeamiento de diez (10) años, que contiene las políticas, objetivos, estrategias, metodologías, relación de proyectos y fuentes de financiamiento, para el desarrollo ordenado y priorizado de la electrificación rural en el largo plazo, el cual es un instrumento vinculante para la acción del Estado e incluirá los proyectos calificados conforme al procedimiento establecido en el Reglamento.

Artículo 12.- Objetivos

El PNER tiene los siguientes objetivos:

a) Proponer la ejecución de SER con la finalidad de ampliar la frontera eléctrica rural que utilicen tecnologías adecuadas que optimicen sus costos y la calidad del servicio, a fin de lograr el mayor acceso al servicio eléctrico de la población de las Zonas de Intervención.

b) Proponer la ejecución de los SER de operación sostenible, lo que se determinará

de una evaluación técnico – económica a fin de garantizar su rentabilidad social y sostenibilidad administrativa, operativa y financiera a largo plazo.



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c) Impulsar mediante la electrificación rural, el desarrollo socio-económico sostenible de las Zonas de Intervención, a fin de mejorar la calidad de vida de la población rural, fomentando la promoción de usos productivos de la energía.

d) Proponer la ejecución de los SER que utilicen fuentes de energía renovables. e) Mejorar la calidad y sostenibilidad del servicio a través de la ejecución de

proyectos y obras para reforzar, ampliar, remodelar o mejorar la infraestructura eléctrica existente para abastecer a cargas eléctricas rurales.

Artículo 13.- Formulación, elaboración y aprobación del PNER

13.1 El Ministerio, a través de la DGER, es el encargado de formular y elaborar el PNER, el mismo que se actualizará anualmente, en concordancia con las políticas sectoriales del Sector Energía y Minas y teniendo en cuenta el planeamiento en coordinación con las EDES responsables de la ZRT, los Gobiernos Regionales, Gobiernos Locales y los programas, proyectos, entidades, instituciones e inversionistas interesados en contribuir a la ampliación de la frontera eléctrica rural,, mejorar la calidad del servicio eléctrico y utilizar la energía eléctrica para usos productivos.

13.2 El PNER contendrá, como mínimo, la información siguiente:

a) La relación de los SER que se ejecutarán anualmente comprendiendo los proyectos que correspondan a los indicados en el artículo 6.

b) La ubicación de los proyectos y la población beneficiada. c) Los montos de inversión proyectados y su fuente de financiamiento. d) Fecha estimada de inicio y culminación de obras. e) Identificación del ente que formula y ejecuta los SER.

13.3 Para la formulación y elaboración del PNER, la DGER será la encargada de

realizar las siguientes actividades:

a) Solicitar a las EDES responsables de la ZRT la remisión de sus planes de expansión del servicio eléctrico rural en su ZRT, elaborado en concordancia con lo establecido en el artículo 30 de la LCE, el cual deberá ser remitido en un plazo máximo de quince (15) días hábiles contados desde el día siguiente de la recepción de dicha solicitud.

Los planes de expansión antes referidos, deberán considerar los SER para el

reforzamiento, la remodelación o el mejoramiento de la infraestructura eléctrica existente y/o la ampliación de la frontera eléctrica rural; asimismo, recoger las iniciativas de inversión en proyectos de electrificación rural de los Gobiernos Regionales y Locales en el ámbito de su ZRT.

b) La DGER evaluará los proyectos SER que estén relacionados con la política del

Sector Energía y Minas con la finalidad de ampliar el coeficiente de electrificación rural. c) Evaluar los proyectos propuestos e identificados por la DGER, de acuerdo a los

criterios de priorización establecidos en el Reglamento, que permita determinar la cartera de aquellos proyectos que se encuentren debidamente formulados y sustentados.



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d) Priorizar los proyectos de acuerdo a los criterios establecidos en el Reglamento.

13.4 Para la aprobación del PNER, la DGER deberá realizar lo siguiente:

a) Una vez formulado el PNER, éste deberá remitirse a las EDES responsables de cada ZRT, que cuenten con proyectos priorizados en dicho Plan, a fin de que emitan su opinión técnica favorable en el plazo máximo de quince (15) días hábiles, conforme al artículo 60-B del RLCE. De no responder en el plazo otorgado, se entenderá aprobado por la EDE.

b) La propuesta del PNER deberá sustentarse en un Informe Técnico que contenga

como mínimo la evaluación sustentada en los criterios y requisitos establecidos en el Reglamento que justifiquen la inclusión de cada uno de los proyectos que se proponen priorizar.

c) El PNER es aprobado por el Titular del Sector Energía y Minas, durante los primeros quince (15) días calendario del inicio de cada año. La Resolución aprobatoria será publicada en el Diario Oficial El Peruano y el Plan será difundido en la página web del Ministerio y de la DGER a partir del día siguiente de dicha publicación.

Artículo 14.- Criterios de priorización

14.1 Los criterios para la priorización de los proyectos calificados en el PNER, son los siguientes:

a) El menor coeficiente de electrificación rural de la provincia. b) Índices de calidad de servicio eléctrico. c) El mayor índice de pobreza del distrito, provincia o región donde se ubica el

proyecto. d) Ratio de inversiones por cantidad de nuevas conexiones domiciliarias. e) Uso productivo de la electricidad. f) La utilización de energías renovables no convencionales.

14.2 Mediante Resolución Ministerial se aprobará el procedimiento para la aplicación

de los criterios de priorización.

Artículo 15.- Modificación del PNER

La priorización de los proyectos incluidos en el PNER podrá ser revisada en la oportunidad que se requiera, respecto a los proyectos a ejecutarse en el ejercicio anual correspondiente a la actualización de dicho Plan.

Artículo 16.- Sistema de Información de Electrifica ción Rural - SIER

16.1 El Sistema de Información de Electrificación Rural - SIER, constituye la fuente de información estadística oficial del planeamiento, de la ejecución, conclusión y transferencia de los proyectos y obras de electrificación rural y del índice de cobertura a nivel nacional en electrificación rural.



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16.2 El Ministerio, a través de la DGER, es el responsable de operar y mantener actualizado el SIER.

16.3 El SIER contiene la relación de proyectos incorporados al PNER, y permite efectuar su seguimiento de los proyectos financiados por la DGER.

16.4 Los titulares de Concesión Eléctrica Rural están obligados a presentar a la DGER la información destinada a mantener actualizado el SIER. Para tal efecto, el Ministerio dictará las disposiciones correspondientes.

TÍTULO IV RECURSOS Y FINANCIAMIENTO DE PROYECTOS DE ELECTRIFI CACIÓN RURAL

CAPÍTULO 1 RECURSOS ECONÓMICOS PARA LA ELECTRIFICACIÓN RURAL

Artículo 17.- Recursos Económicos para la Electrifi cación Rural

17.1 Los recursos a que se refieren los literales c), d), e), f), g) y h) del artículo 7 de

la Ley, deduciendo el monto especifico destinado al Mecanismo de Compensación para Sistemas Aislados a que se refiere el artículo 30 de la Ley Nº 28832, serán transferidos por las entidades correspondientes al Ministerio, quien transferirá los recursos para su administración a la DGER.

17.2 El monto específico a que se refiere el párrafo precedente será transferido directamente por las Empresas Aportantes a las Empresas Receptoras, de acuerdo con lo establecido en el Reglamento del Mecanismo de Compensación para Sistemas Aislados, aprobado por Decreto Supremo Nº 069-2006-EM, o sus modificatorias.

17.3 Para efecto de la transferencia al Ministerio de los recursos a que se refiere el literal e) del artículo 7 de la Ley provenientes del Impuesto a la Renta, el Ministerio dentro de los tres (3) primeros meses del año, informará a la SUNAT, respecto a las empresas generadoras, transmisoras y distribuidoras del sector eléctrico, que durante el ejercicio gravable del año anterior hayan realizado actividades.

17.4 La SUNAT, dentro de los treinta (30) días hábiles siguientes a la fecha de

vencimiento del plazo para presentar la declaración y efectuar el pago de regularización del Impuesto a la Renta correspondiente al ejercicio gravable del año anterior, informará a la Dirección Nacional de Tesoro Público del Ministerio de Economía y Finanzas respecto a los montos del Impuesto a la Renta pagados por dichas empresas que permitirán calcular y detraer cuatro puntos de la tasa del Impuesto a la Renta aplicable a cada contribuyente por rentas de tercera categoría, de acuerdo con lo establecido por el literal e) del artículo 7 de la Ley.

17.5 Para efectos de determinar dicho monto en el caso de aquellas empresas que

además de generar, transmitir y/o distribuir energía eléctrica, se dediquen a otras actividades productivas y/o extractivas, el Ministerio deberá determinar un factor a ser



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aplicado sobre el Impuesto a la Renta pagado por dichas empresas, el cual se obtendrá de la siguiente manera:

a) En el caso de empresas que además de realizar actividades de generación

eléctrica realicen otras actividades productivas o extractivas, se deberá multiplicar el Valor de Mercado de Energía Eléctrica Producida (VMEEP) por cada empresa durante el ejercicio, por cien (100) y dividir dicho resultado entre el Valor Total de las Utilidades (VTU) después de compensar pérdidas de ejercicios anteriores contenido en la declaración jurada anual del Impuesto a la Renta.

Para tal efecto, el Valor de Mercado de Energía Eléctrica Producida por cada empresa durante el ejercicio se obtiene de multiplicar la Cantidad Total de Energía Generada (CTEEG) durante el ejercicio por el Precio Promedio Total (PPT), según lo dispuesto por el artículo 46 de la LCE.

VMEEP = CTEEG x PPT

b) El resultado obtenido será dividido entre cuatro (4) puntos de la tasa del

Impuesto a la Renta aplicable a cada contribuyente por rentas de tercera categoría.

4% x [(VMEEP x 100) / VTU]

Determinados los recursos a que se refiere el literal e) del artículo 7 de la Ley, los mismos serán transferidos por la Dirección General de Tesoro Público del Ministerio de Economía y Finanzas al Ministerio, en seis (6) cuotas, que se harán efectivas mensualmente entre los meses de junio a noviembre de cada año.

17.6 El aporte referido en el inciso h) del artículo 7 de la Ley, constituirá un cargo que

las empresas eléctricas aplicarán en los recibos de los usuarios finales, libres y regulados, en función a su consumo mensual de energía. Las empresas eléctricas efectuarán la transferencia correspondiente dentro de los cuarenta (40) días posteriores a la recaudación mensual a las Empresas Receptoras, de acuerdo con lo establecido en el Procedimiento de Aplicación del Mecanismo de Compensación para Sistemas Aislados aprobado por OSINERGMIN. El monto restante, una vez aplicado dicho Procedimiento en cada ejercicio mensual, será transferido al Ministerio.

17.7 En lo que respecta a la transferencia de los recursos a los que se refiere el

literal i) del Artículo 7 de la Ley, los saldos de balance de la Unidad Ejecutora 01 del Ministerio, serán transferidos anualmente a la DGER para su correspondiente incorporación en el presupuesto, en la oportunidad que se requiera. Dicha transferencia será realizada por la Unidad Ejecutora Nº 01 del Ministerio, siempre y cuando no afecte los compromisos institucionales ni el normal funcionamiento de la misma.

17.8 Los excedentes de los recursos financieros que se originen al cierre del ejercicio presupuestal, a excepción de los provenientes de la aplicación de los literales a), b), f), g) e i) del artículo 7 de la Ley, deberán ser considerados en el presupuesto del siguiente ejercicio.



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Artículo 18.- Destino de los recursos De acuerdo a lo establecido en los artículos 8 y 9 de la Ley, los recursos económicos para la electrificación rural se destinan, conforme los requisitos y procedimiento que establezca el Reglamento, a lo siguiente:

a) A la ejecución de nuevos proyectos y obras y el otorgamiento de subsidios de los SER.

b) A la ejecución de instalaciones eléctricas domiciliarias y conexiones eléctricas para cargas destinadas a usos productivos de electricidad.

c) 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.

d) Subsanar observaciones de obras ejecutadas, por los gobiernos subnacionales u otras entidades para abastecer cargas eléctricas rurales que no cumplan con el Código Nacional de Electricidad, normas técnicas, ambientales, municipales u otra pertinente y sean observadas por la EDE a cargo de la ZRT donde se ubiquen las obras, sujeto a que previamente las obras les sean transferidas a título gratuito a ADINELSA.

e) Cubrir los costos de operación y mantenimiento para proyectos de suministro eléctrico rural a través de fuentes de energía renovables.

f) Promover la inversión privada en proyectos de los SER.

g) Para la educación, capacitación y promoción de consumidores en zonas rurales que incluirán programas de desarrollo de usos productivos de la electrificación, uso eficiente de la energía y la energía renovable.

h) Actividades de capacitación técnica a los Gobiernos Regionales y Locales de conformidad con las disposiciones legales sobre descentralización.

CAPÍTULO 2 FINANCIAMIENTO DE PROYECTOS Y OBRAS DE ELECTRIFICIA CIÓN RURAL A

TRAVÉS DE TRANSFERENCIAS FINANCIERAS DE RECURSOS

Artículo 19.- Financiamiento

19.1 El Ministerio a través de la DGER efectuará transferencias financieras a favor de las EDES vinculadas al ámbito de FONAFE y ADINELSA, las cuales se harán efectivas mediante resolución del Titular del Pliego, una vez efectuado el procedimiento establecido en el presente Reglamento, de conformidad con lo dispuesto por el artículo 9 de la Ley.

19.2 Las inversiones en SER que se ejecuten con las transferencias de recursos serán consideradas aportes de capital del Estado, emitiéndose las acciones



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correspondientes a nombre de FONAFE en el marco de la Ley N° 27170, Ley del Fondo Nacional de Financiamiento de la Actividad Empresarial del Estado.

Artículo 20.- Proyectos a financiar Las transferencias señaladas en el artículo precedente están destinadas a financiar los proyectos que cumplan con los siguientes criterios:

a) En el caso de nuevos sistemas eléctricos de distribución rurales, éstos deberán corresponder a la ampliación de la frontera eléctrica en las Zonas de Intervención.

b) Para sistemas eléctricos de transmisión secundaria y/o complementaria, deberá

contemplar obras de ampliación o reforzamiento necesarias para garantizar el suministro de energía para las Zonas de Intervención.

c) Respecto a la infraestructura existente para abastecer a cargas eléctricas rurales

(domiciliarias o de usos productivos de la electricidad) de las EDES del ámbito de FONAFE o ADINELSA, se podrá financiar obras de reforzamiento, ampliación, remodelación o mejora, dirigidas a la confiabilidad, calidad, sostenibilidad y capacidad de los SER.

d) Intervenciones que impliquen el mejoramiento del sistema eléctrico, sin ampliar la

capacidad del mismo.

Artículo 21.- Solicitud de financiamiento Las EDES vinculadas al ámbito de FONAFE y ADINELSA deberán presentar la solicitud respectiva a la DGER, adjuntando los siguientes requisitos:

a) Identificación del solicitante, incluyendo domicilio legal y partida registral de inscripción, así como la vigencia de poder del representante legal con una antigüedad no mayor a 30 días calendario.

b) Para los casos señalados en los literales a), b) y c) del artículo precedente deben

presentar el estudio de preinversión que sustenta la declaración de viabilidad en el marco del Sistema Nacional de Inversión Pública o el expediente técnico del proyecto aprobado por el solicitante; en este último caso, el costo del proyecto debe ser el registrado en el Formato SNIP que corresponda.

c) En ambos casos dichos sustentos deben cumplir con lo dispuesto por la normativa

del Sistema Nacional de Inversión Pública (SNIP), así como las especificaciones propias de la regulación en materia de electrificación rural, que incluye las características técnicas del proyecto, entre otros criterios establecidos a través de la respectiva Resolución Ministerial.

d) Para el caso del literal d) del artículo precedente, se deberá presentar el Informe

Técnico Económico de los equipos, materiales e instalación de las obras que se requiera para mejorar la infraestructura eléctrica existente que permita la confiabilidad, seguridad y calidad del servicio eléctrico. Dicho informe tendrá el valor de declaración jurada, sujeto a fiscalización posterior y deberá contener, según corresponda, lo siguiente:

1. Estudio de mercado.



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2. Optimización de equipos y materiales. 3. Optimización de topología eléctrica. 4. Cumplimiento de las normas de calidad. 5. Cronograma de ejecución.

Artículo 22.- Procedimiento

El trámite de las solicitudes de transferencia de los recursos se realizará conforme al

siguiente procedimiento:

a) La solicitud de transferencia de recursos se presenta a la DGER, juntamente con los requisitos señalados en el artículo precedente, para su evaluación técnica, presupuestal y legal, en el marco de lo establecido en el presente Reglamento.

b) La evaluación técnica considera el cumplimiento de lo establecido en los artículos precedentes, las disposiciones del Código Nacional de Electricidad y las normas técnicas de electrificación aplicables.

c) Asimismo, en la evaluación presupuestal se debe verificar que se cuenta con la

disponibilidad presupuestal correspondiente, conforme a la normativa de la materia. d) La evaluación legal de la solicitud determina el cumplimiento de la normativa

aplicable en la respectiva solicitud. e) Con la opinión favorable de la DGER, previo informe técnico legal de las áreas

correspondientes, se remite el proyecto de Convenio y Resolución Ministerial de transferencia de recursos al Viceministerio de Energía, para la continuación del trámite respectivo.

f) Una vez suscrito el Convenio, se emite la Resolución Ministerial que autoriza la

transferencia de recursos solicitada, la cual deberá establecer los montos a ser transferidos, así como las empresas a las cuales se efectuará dicha transferencia. En anexo adjunto a la Resolución Ministerial se precisarán los proyectos o inversiones que se ejecutarán con las transferencias autorizadas. Artículo 23.- Convenios Los convenios establecen las normas vinculadas con su celebración, su objeto, el monto de inversión del proyecto, los compromisos y responsabilidades de las partes, la vigencia del convenio, las causales de resolución, así como todas aquellas cláusulas que sean necesarias para el efecto. En el caso de la solución de controversias, deberá procederse al trato directo, caso contrario, deberá emplearse el arbitraje de derecho. Artículo 24.- Responsabilidades

24.1 Las EDES del ámbito de FONAFE o ADINELSA no podrán utilizar los recursos transferidos para un objeto diferente al que se establezca en el Convenio y la Resolución Ministerial respectiva, bajo responsabilidad.



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24.2 Las empresas que reciben las transferencias financieras en el marco de lo establecido en el presente Reglamento, informan a la DGER durante los primeros diez (10) días hábiles de cada mes, los avances físicos y financieros de la ejecución de dichos recursos, con relación a su cronograma de ejecución y a las disposiciones contenidas en los Convenios y/o adendas correspondientes.

24.3 La DGER, a través de sus áreas correspondientes, realiza el seguimiento de

los avances físicos y financieros de la ejecución de los recursos transferidos. Asimismo, la DGER podrá realizar visitas de inspección en campo de manera inopinada.

Artículo 25.- Otorgamiento de recursos para subsana ción de observaciones

En el marco de lo dispuesto en el artículo 9 de la Ley, las observaciones que planteen las EDES a las obras ejecutadas por los gobiernos subnacionales u otras entidades, por no cumplir con el Código Nacional de Electricidad, normas técnicas, ambientales, municipales u otra pertinente, dentro de la ZRT a su cargo, deben ser presentadas y sustentadas ante la DGER, presentando los informes con los análisis técnicos económicos correspondientes. Dichos informes deben contener lo siguiente:

a) Diagnóstico de las condiciones operativas de los sistemas eléctricos involucrados.

b) Análisis de cumplimiento de las normas técnicas y de calidad indicadas. c) Análisis técnico económico para la definición de la solución de mínimo costo

de las observaciones planteadas. d) Plan y presupuesto total de obras e inversiones requeridas. e) Documento que sustente la propiedad de la infraestructura.

Artículo 26.- Financiamiento de la operación y man tenimiento de proyectos con fuentes de energía renovables

26.1 Los recursos que son transferidos por la DGER no pueden ser utilizados para cubrir los costos de operación y mantenimiento, sino únicamente para los fines establecidos en el artículo 9 de la Ley.

26.2 Se exceptúan de ello los proyectos de suministro eléctrico rural a través de fuentes de energía renovables, considerados en el numeral 3 del artículo 3 del presente Reglamento.

26.3 La EDE del ámbito de FONAFE debe acreditar la realización del proyecto de suministro eléctrico rural a través del informe técnico respectivo. El empleo de los recursos deberá ser sometido a supervisión por parte de la DGER en el marco de su competencia.

26.4 Los costos de operación y mantenimiento de las fuentes de energía renovable

se determinarán de acuerdo al procedimiento establecido en los incisos b), c) y d) del numeral 36.1 del artículo 36.

Artículo 27.- Procedimiento

La transferencia de recursos para el financiamiento de la operación y mantenimiento de proyectos con fuentes de energía renovables y la subsanación de observaciones se



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sujeta a las disposiciones establecidas en los artículos 22, 23 y 24, en lo que resulte pertinente.

CAPÍTULO 3 FINANCIAMIENTO PARA LA CAPACITACIÓN EN ELECTRIFICAC IÓN RURAL

Artículo 28.- Materia de capacitación

La DGER desarrollará actividades de capacitación, talleres de trabajo y de asistencia

técnica dirigidas a:

a) Consolidar la capacidad de gestión de los Gobiernos Regionales y Gobiernos Locales en la elaboración de planes, proyectos y ejecución de obras en electrificación rural.

b) La educación y capacitación de consumidores en zonas rurales que incluirán

programas de desarrollo de usos productivos de la electrificación, uso eficiente de la energía y la energía renovable.

Artículo 29.- Capacitación de Usos Productivos y En ergías Renovables

29.1 La finalidad de la capacitación es promover el uso productivo y eficiente de la electricidad, así como el mejor aprovechamiento de los recursos renovables; para lo cual, la DGER presupuestará los recursos económicos para la educación y capacitación de los usuarios rurales de las Zonas de Intervención.

29.2 Para tal efecto, la DGER puede coordinar con las entidades del Gobierno Nacional encargadas de promover el desarrollo socioeconómico sostenible de las zonas rurales del país.

Artículo 30.- Capacitación a Gobiernos Regionales y Locales

30.1 La finalidad de la capacitación es consolidar la capacidad de gestión de los Gobiernos Regionales y Gobiernos Locales en la elaboración de planes, proyectos y ejecución de obras en electrificación rural, las cuales se desarrollarán en coordinación con las EDES responsables de las ZRT.

30.2 Dichas actividades de capacitación podrán ser financiadas por la DGER.

TÍTULO V FORMULACIÓN Y EJECUCIÓN DE PROYECTOS Y OBRAS DE ELE CTRIFICACIÓN

RURAL

Artículo 31.- Responsabilidades

31.1 Los proyectos incluidos dentro del PNER, se implementarán de acuerdo a lo siguiente:



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a) Los proyectos propuestos por las EDES responsables de las ZRT, éstas serán las encargadas de la elaboración de los estudios de preinversión, estudios definitivos y ejecución de las obras correspondientes.

b) Los proyectos propuestos por la DGER, ésta será la encargada de la elaboración

de los estudios de preinversión, estudios definitivos y ejecución de las obras correspondientes.

c) Los proyectos que consideren fuente de energía renovable o híbrida, la DGER será la encargada de elaboración de los estudios de preinversión, estudios definitivos y ejecución de las obras correspondientes.

d) Los proyectos propuestos por los Gobiernos Regionales, Gobiernos Locales u otras entidades, éstos serán los encargados de la elaboración de los estudios de preinversión, estudios definitivos y ejecución de las obras correspondientes.

31.2 El financiamiento de los proyectos descritos el numeral anterior se realizará de acuerdo a las disposiciones establecidas en el Título IV.

Artículo 32.- Encargo de ejecución de proyectos

La DGER podrá encargar a las EDES del ámbito de FONAFE, la ejecución de los proyectos referidos en el literal b) y c) del artículo precedente, por razones de eficiencia, urgencia y/o interés social, para lo cual se aplicarán las disposiciones sobre financiamiento establecidas en el Título IV.

Artículo 33.- Ejecución de proyectos

33.1 Los SER que se ejecuten dentro de las ZRT deben contar con la opinión técnica favorable de la EDE respectiva en la etapa de preinversión, la cual deberá ser emitida en un plazo máximo de quince (15) días hábiles contados desde el día siguiente de presentada la solicitud. En la etapa de inversión, los estudios definitivos de los SER deben contar con la aprobación técnica de las EDES, la cual deberá ser emitida en un plazo máximo de veinte (20) días hábiles contados desde el día siguiente de presentada la solicitud. De no contar con la opinión técnica favorable de la EDE respectiva dentro del plazo, se entenderá aprobado.

33.2 La aprobación técnica de la EDE se efectuará verificando el cumplimiento de la normatividad eléctrica, así como los criterios técnicos que establezca la DGE. De ser el caso, los proyectos deben considerar los refuerzos y ampliaciones que se requieran en los sistemas eléctricos existentes, desde los cuales se alimentarán las redes que contienen dichos proyectos.

33.3 El desarrollo de los SER, así como su operación y mantenimiento, deberán cumplir con las normas específicas de diseño y construcción, el Código Nacional de Electricidad, los estándares correspondientes de calidad del servicio eléctrico rural, y demás normas aplicables a la electrificación rural.



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Artículo 34.- Conexión del SER

34.1 Los concesionarios que operan bajo el régimen de la LCE y la Ley N° 28832, están obligados a otorgar el libre acceso para la conexión del SER a sus instalaciones eléctricas. La conexión del SER no deberá afectar la operación técnica de los sistemas eléctricos involucrados.

34.2 Las EDES responsables de las ZRT están obligadas a permitir la utilización de

sus sistemas o redes por parte de los SER, siempre que se cumpla con los criterios de diseño y demás normas aplicables.

34.3 El libre acceso conlleva la obligación de efectuar las coordinaciones correspondientes, así como el intercambio de información necesaria para realizar los estudios respectivos.

34.4 El libre acceso deberá ser previamente coordinado y estará sujeto al pago de los costos involucrados en las ampliaciones o refuerzos de las instalaciones eléctricas afectadas y a la remuneración por el uso de las instalaciones, de acuerdo a lo establecido por OSINERGMIN.

TÍTULO VI TARIFA Y CRITERIOS SOBRE EL VALOR AGREGADO DE DISTR IBUCIÓN EN

SISTEMAS ELÉCTRICOS RURALES

Artículo 35.- Conexión a Usuario

35.1 Lo establecido en el artículo 13 de la Ley, incluye todos los costos de conexión en el VAD, independiente del sistema de medición utilizado, entre los que se encuentran los siguientes: armados de cable de acometida, caja, sistemas de protección y de medición, mástil y murete cuando corresponda.

35.2 La conexión es propiedad de la EDE, siendo ésta responsable de las

inversiones requeridas para conexión de nuevos suministros dentro de la concesión eléctrica rural. Artículo 36.- Cálculo del VAD en Sistema Eléctrico s Rurales 36.1 El VAD para los SER se fija conforme a lo establecido en la LCE y el RLCE, considerando los siguientes criterios:

a) El VAD de los SER incluye todos los costos de la conexión eléctrica y considera un fondo de reposición de las instalaciones del SER.

b) Los costos de operación, mantenimiento y de gestión comercial del VAD de los

SER son los costos reales auditados, sujetos a un valor máximo que establece OSINERGMIN.

c) El valor máximo que establece OSINERGMIN para el reconocimiento de los costos

de operación, mantenimiento y de gestión comercial reales auditados se define sobre la



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base de mediciones de eficiencia relativa entre los SER de las EDES, agrupadas de acuerdo a los niveles de costos reales que presenten.

Las EDES responsables de la ZRT implementarán la contabilidad regulatoria bajo el

concepto de costos de actividades para los SER, conforme al procedimiento establecido por OSINERGMIN.

d) Las EDES responsables de la ZRT presentarán y sustentarán los costos de

operación y mantenimiento auditados ante el OSINERGMIN, quien comprobará que la contabilidad contenga los gastos efectivamente incurridos y si los mismos están correctamente asignados.

36.2 En el caso de los SER cuya inversión es financiada con recursos de las EDES

responsables de la ZRT, el costo de inversión será la anualidad del VNR del Sistema Económicamente Adaptado. En aquellos SER en los que la inversión es financiada con recursos del Estado, se considerará un fondo de reposición que será establecido por OSINERGMIN.

Artículo 37.- Suministros No Convencionales

Tratándose de Suministros No Convencionales, se aplicarán los siguientes criterios mínimos:

a) La tarifa eléctrica máxima permitirá la sostenibilidad económica de los Suministros No Convencionales y de los sistemas eléctricos a los cuales pertenecen; así como, la permanencia en el servicio de los usuarios de estos sistemas.

b) La tarifa eléctrica máxima incorporará la anualidad del VNR y los costos de

mantenimiento anual considerando la tasa de actualización establecida por la LCE y la vida útil de los elementos necesarios para el suministro. Se considerará un tiempo de vida útil de los Suministros No Convencionales de veinte (20) años.

c) La tarifa eléctrica máxima incorporará en el VNR los elementos necesarios para el

suministro y, en aquellos casos en que la inversión sea realizada por el Estado, considerará un Fondo de Reposición de dichos elementos. El Fondo de Reposición se determinará a través de un factor de reposición aplicable a la anualidad del VNR. Dicho factor será calculado de acuerdo a lo señalado en el artículo del Reglamento.

d) La tarifa eléctrica máxima para los diferentes tipos y opciones que establezca

OSINERGMIN, será expresada como un cargo fijo mensual.

Artículo 38.- Procedimiento para el cálculo de la t arifa para los SER

38.1 La determinación de la tarifa para el servicio eléctrico rural permitirá la sostenibilidad económica de la electrificación rural y la permanencia en el servicio por parte del usuario. El Precio a Nivel de Generación, el Precio en Barra de los Sistemas Aislados, los sistemas de transmisión y el VAD para electrificación rural se fijan conforme a lo establecido en la LCE y el RLCE; considerando las normas especiales establecidas por el Reglamento en el marco de la Ley.



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38.2 La tarifa eléctrica máxima determinada por OSINERGMIN será calculada según el siguiente procedimiento:

a) El OSINERGMIN fijará los factores de proporción aplicables a las inversiones efectuadas por el Estado, las EDES responsables de la ZRT u otras entidades. Los factores deben reflejar la proporción de inversiones efectuadas por las empresas u otras entidades.

b) Cuando las inversiones del SER están constituidas por el 100% de los aportes del

Estado, la anualidad del VNR se multiplicará por el factor del fondo de reposición.

38.3 Cuando las inversiones del SER están constituidas por aportes del Estado y de otras entidades, se procederá de la siguiente forma:

a) El monto de retribución de la inversión se determinará aplicando a la anualidad del VNR de los SER de la EDE responsable de la ZRT, el factor de proporción (fp) que refleja la proporción de inversiones de otras entidades.

b) El monto de reposición de la inversión se determinará aplicando a la anualidad del

VNR de los SER de la EDE responsable de la ZRT, el factor uno descontando del factor de proporción (1-fp) y luego se aplicará el factor del fondo de reposición.

c) Se determinará el monto total a partir de la suma de los montos de retribución y de reposición, más los costos de operación y mantenimiento.

38.4 Sobre esta base se establece el VAD ponderado a nivel EDE responsable de la

ZRT (VAD-p) aplicable sus SER.

38.5 El OSINERGMIN determinará los medios, formatos y plazos para que las EDES responsables de la ZRT reporten la información necesaria para fijar los factores de proporción mencionados.

38.6 En la tarifa eléctrica máxima de Suministros No Convencionales no será aplicable la ponderación del VAD de los sistemas convencionales a nivel de cada EDE.

Artículo 39.- Aplicación de tarifa

La tarifa aplicable a los usuarios considerará la tarifa eléctrica rural establecida según lo indicado en el artículo 38 del Reglamento, y la aplicación de la Ley Nº 28307, Ley que crea el Fondo de Compensación Social (FOSE), y la Ley N° 30319, Ley que adecua los parámetros de aplicación del FOSE para los usuarios de los Sistemas Eléctricos Urbano-Rural de los Sectores Típicos 4, 5 y 6.

Artículo 40.- Clasificación y Sector Típico SER Los SER serán calificados como un Sector de Distribución Típico. Asimismo, será

factible subdividir los SER en más de un sector típico agrupando instalaciones con características similares, de acuerdo a la Definición 13 de la LCE.



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En concordancia con el artículo 14 de la LCE y el artículo 145 del RLCE, la DGE aprueba la metodología de clasificación y los Sectores de Distribución Típicos entre los que se considera el SER.

TÍTULO VII TRANSFERENCIA DE PROYECTOS Y OBRAS DE LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS

RURALES

Artículo 41.- Objeto de transferencia

41.1 Son objeto de transferencia los SER en forma integral, o sus activos componentes, sean instalaciones, obras, servidumbres, equipos, materiales, estudios o cualquier otro comprendido en los SER.

41.2 El Ministerio formalizará la transferencia mediante Resolución Ministerial. Artículo 42.- Transferencia de obras 42.1 El Ministerio transferirá a título gratuito los SER que ejecute, a ADINELSA, pudiendo realizarse también por excepción a favor de las EDES del ámbito de FONAFE, conforme lo establecido por el presente Reglamento.

42.2 En caso las obras le sean transferidas a las EDES del ámbito de FONAFE, éstas deberán:

a) Asumir las obligaciones para el desarrollo y administración de la actividad de distribución, debiendo ampliar su zona de concesión conforme al marco legal aplicable.

b) Implementar contabilidad separada, diferenciando los SER que administra del resto

de sistemas eléctricos de distribución a su cargo, de acuerdo a lo establecido en el artículo 46 del Reglamento.

42.3 FONAFE realiza las acciones administrativas necesarias que permitan dar cumplimiento al presente artículo, en caso la empresa concesionaria de distribución esté bajo su ámbito.

42.4 Las EDES podrán celebrar convenios de operación y mantenimiento con empresas privadas.

Artículo 43.- Criterios para la transferencia de ob ras La transferencia a los destinatarios señalados en el artículo 18 de la Ley se realizará de la siguiente manera:

a) ADINELSA, una vez le sean transferidos los SER, será responsable de subsanar observaciones técnicas, y reforzar, ampliar, remodelar o mejorar la infraestructura existente transferida.

b) En la etapa de recepción de las obras, y durante la operación experimental participan el ejecutor de las obras, las EDES del ámbito de FONAFE y ADINELSA.



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c) La suscripción del Acta de Conformidad de Operación Experimental representa la

aceptación del sistema de distribución, la entrega física de la obra, y el inicio de la operación comercial por parte de las EDES del ámbito de FONAFE y ADINELSA.

d) ADINELSA suscribirá convenios de administración, operación y mantenimiento

con las EDES del ámbito de FONAFE. El periodo de vigencia del convenio es de doce (12) años y se suscribirá, en un plazo no mayor de noventa días calendario a partir de la aceptación del sistema de distribución por parte del concesionario, el cual debe ampliar su zona de concesión conforme al marco legal aplicable.

e) El convenio señalado en el numeral anterior deberá someterse a la normativa pertinente en materia de colaboración ente entidades. Asimismo, deberá establecer los compromisos y responsabilidades de las partes, las causales de resolución, así como todas aquellas cláusulas que sean necesarias para el efecto.

f) Durante la vigencia de los Convenios de operación y mantenimiento, ADINELSA asumirá la titularidad de las obras, las que serán incorporadas en la correspondiente regulación tarifaria a un VNR inicial igual a cero. En las posteriores regulaciones se incorporan las inversiones ejecutadas por la EDE para su ampliación y reposición de equipos conforme los defina el Reglamento. g) Una vez concluido el plazo de doce años antes señalado, ADINELSA transferirá a título gratuito la propiedad de dichas obras a la EDE del ámbito de FONAFE, debiendo reconocérsele los costos de operación y mantenimiento reales auditados. A solicitud de la EDE del ámbito de FONAFE, el plazo puede ser menor cumpliendo las condiciones establecidas en el Reglamento. Artículo 44.- Orden de prelación Para cumplir con lo indicado en el artículo anterior, se emplearán los siguientes criterios de asignación en orden descendente de prelación:

a) El SER que se ubique en una provincia en cuyo ámbito se cuente con suministro

de electricidad abastecido por una concesionaria de distribución, será transferido o entregado mediante convenio para operación y mantenimiento a dicha concesionaria, según sea el caso.

b) El SER que se ubique en dos o más provincias en cuyo ámbito se cuente con suministro de electricidad abastecido por dos EDES del ámbito de FONAFE, será transferido o entregado mediante convenio para operación y mantenimiento, a aquella empresa que se encuentre relacionada eléctricamente como sistema o cuente con la mayor facilidad de acceso terrestre, según sea el caso.

c) El SER que se ubique en una provincia en cuyo ámbito no cuente con suministro de electricidad abastecido por una EDE del ámbito de FONAFE, será transferido o entregado mediante convenio para operación y mantenimiento, a aquella empresa estatal que provea abastecimiento a otra provincia del mismo departamento o a la que cuente con mayor facilidad de acceso terrestre, según sea el caso.



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Artículo 45.- Criterios para la transferencia de ac tivos

45.1 Tratándose de Suministros No Convencionales, y en el caso que éstos pasen a ser abastecidos por un sistema convencional de distribución de energía eléctrica, la EDE del ámbito de FONAFE podrá solicitar la concesión para desarrollar la actividad de distribución eléctrica con redes convencionales o retirarse dejando la concesión a otra concesionaria especializada.

45.2 En este último caso, la EDE deberá recibir una compensación económica que cubra el capital residual correspondiente a la inversión efectuada por la concesionaria rural. El capital residual se valorizará a partir del VNR de las instalaciones de los Suministros No Convencionales a la fecha de cese de la concesión, descontándole la depreciación acumulada, la misma que se calculará a través del método lineal por el período de operación de dichas instalaciones. Alternativamente, se podrá utilizar el Fondo de Reposición para el pago del capital residual a reconocer.

45.3 Los activos retirados de la concesión serán transferidos a ADINELSA, quien dispondrá su utilización en sistemas eléctricos rurales, conforme lo determine el Ministerio.

Artículo 46.- Obligaciones emanadas de la transfere ncia

El receptor, en relación con los activos transferidos, tiene las obligaciones establecidas en los artículos 31, 33 y 34 de la LCE.

TÍTULO VIII SUPERVISIÓN Y FISCALIZACIÓN

Artículo 47.- Fiscalización

47.1 La DGER efectuará la supervisión y fiscalización de la utilización de los

recursos transferidos, así como los resultados de la operación de las obras.

47.2 Para tal fin, en cada proyecto SER se establecerá los indicadores relevantes, sus valores actuales y esperados, a ser considerados en el seguimiento, evaluación intermedia y evaluación ex post del mismo.

47.3 La DGER establecerá los criterios y procedimientos para el seguimiento, evaluación intermedia y evaluación ex post de la ejecución las obras ejecutadas.

Artículo 48.- Responsables

48.1 El OSINERGMIN fiscalizará el cumplimiento de la Ley, el Reglamento y demás

normas aplicables a la electrificación rural e impondrá las sanciones que correspondan.

48.2 El Ministerio, a través de la DGE, sobre la base del informe que remita el OSINERGMIN, declarará la caducidad de la concesión eléctrica rural.



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TÍTULO IX CONCESIÓN ELÉCTRICA RURAL

CAPÍTULO 1

SISTEMAS ELÉCTRICOS RURALES

Artículo 49.- Calificación de los Sistemas Eléctri cos Rurales 49.1 La DGE efectúa la calificación de las instalaciones eléctricas y proyectos de instalaciones eléctricas como SER, conforme al procedimiento aprobado para tal fin. Las ampliaciones de los SER también son objeto de calificación.

49.2 El procedimiento debe considerar los siguientes criterios de evaluación:

a) Que las instalaciones eléctricas se ubican en una Zona de Intervención.

b) Que los proyectos de electrificación que se ejecuten dentro de las ZRT deben ser previamente aprobados por la EDE respectiva, conforme al procedimiento y criterios previstos en el Reglamento.

c) Que la instalación o el proyecto cumple con los criterios de diseño establecidos

por la EDE responsable de la ZRT donde se ubican, normas técnicas y de calidad aplicables a la electrificación rural y está dimensionada para satisfacer la proyección de la demanda del Servicio Público de Electricidad durante el horizonte de veinte (20) años.

49.3 Las consideraciones administrativas que el procedimiento debe incluir son las siguientes:

a) Ventanilla única de atención.

b) Plazos definidos para la DGE y para el solicitante.

c) Simplicidad del trámite administrativo.

d) Predictibilidad de resultado.

e) Derecho a la defensa del solicitante.

CAPÍTULO 2 CONCESIÓN ELÉCTRICA RURAL

Artículo 50.- Concesión Eléctrica Rural

50.1 Es el título habilitante que otorga el Ministerio a las personas naturales o

jurídicas, privadas o públicas, nacionales o extranjeras, para el desarrollo de las actividades eléctricas en los Sistemas Eléctricos Rurales y gozar de los beneficios que otorga la Ley.

50.2 Los SER requerirán de concesión eléctrica rural, para una o más de las

actividades siguientes:



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a) La generación de energía eléctrica que utilice o no Recursos Energéticos

Renovables. Éstos últimos definidos según el artículo 3 del Decreto Legislativo Nº 1002;

b) La transmisión de energía eléctrica, cuando las instalaciones afecten bienes del Estado y/o requieran la Imposición de Servidumbre Rural por parte de éste;

c) La distribución de energía eléctrica; y,

d) La dotación de energía eléctrica mediante un conjunto de fuentes no convencionales de suministro.

Artículo 51.- Solicitud

La Concesión Eléctrica Rural será solicitada:

a) Por las EDES del ámbito de FONAFE, a la cual hayan sido transferidas las instalaciones para las cuales se requiere la concesión, o por ADINELSA.

b) En el caso de empresas privadas, la Concesión Eléctrica Rural será solicitada por el adjudicatario favorecido en el concurso de promoción de la inversión privada que se desarrolle conforme a lo dispuesto en el presente Reglamento o por el interesado que pretenda desarrollar una o más de las actividades descritas en el artículo 50 del presente Reglamento.

Artículo 52.- Alcance

La concesión eléctrica rural comprende los siguientes derechos y obligaciones:

a) El derecho a desarrollar la actividad eléctrica; b) El derecho a una zona de concesión eléctrica rural exclusiva; c) El derecho a obtener la imposición de las servidumbres eléctricas rurales

necesarias; d) La obligación de atender a los usuarios del Servicio Público de Electricidad a las

tarifas reguladas; e) La obligación de operar con la calidad establecida en la norma técnica

correspondiente; y, f) Tratándose de empresas privadas, los derechos y obligaciones adicionales

contenidos en su correspondiente contrato. Artículo 53.- Requisitos

53.1 Para la obtención de concesión eléctrica rural, se deberá presentar a la DGE, los

siguientes datos y requisitos:

a) Identificación y domicilio legal del peticionario; b) Memoria Descriptiva, suscrita por el representante legal, y planos del Proyecto,

suscritos por el profesional responsable; c) Calendario de Ejecución de las Obras; d) Presupuesto del Proyecto;



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e) Especificación de las servidumbres requeridas; f) Delimitación de la zona de concesión eléctrica rural en coordenadas UTM

(WGS84). g) Calificación de Sistema Eléctrico Rural h) Autorización de uso de recursos naturales de propiedad del Estado para fines de

generación de energía eléctrica, cuando corresponda; i) Contrato formal de suministro de energía en el caso de concesión eléctrica rural de

distribución; j) Aprobación del instrumento ambiental, solo para el caso de proyectos por ejecutar.

53.2 La obtención de concesión eléctrica rural no está sujeta a pago por derechos por

tramitación.

Artículo 54.- Procedimiento y contrato

54.1 Será de aplicación a las solicitudes de Concesión Eléctrica Rural, el mismo procedimiento administrativo establecido para las solicitudes de concesión definitiva previsto en la Ley de Concesiones Eléctricas y su Reglamento, con excepción de la garantía.

54.2 Para el caso de sistemas Fotovoltaicos, la zona de concesión corresponderá a la cantidad de usuarios consignados en la solicitud presentada.

54.3 La Concesión Eléctrica Rural será otorgada por Resolución Directoral, la misma que aprueba el Contrato de Concesión Rural.

54.4 El Contrato de Concesión Rural será suscrito por quien resulte el operador de los Sistemas Eléctricos Rurales o adjudicatario del concurso según el mecanismo que se emplee para su asignación conforme a lo previsto en el Reglamento, o el interesado.

Artículo 55.- Carácter exclusivo

55.1 La concesión de distribución eléctrica rural tiene carácter exclusivo para atender a los usuarios comprendidos en el Servicio Público de Electricidad y comprende como mínimo el área delimitada por la redes de distribución rural más una franja de un ancho máximo de dos cientos cincuenta (250) metros en torno a ellas.

55.2 Para el caso de suministros con sistemas fotovoltaicos individuales, la zona de concesión corresponderá al conjunto de coordenadas de los usuarios consignados en la solicitud presentada.

55.3 El carácter exclusivo referido en el numeral 55.1 del presente artículo, obliga a atender a quien lo solicite dentro de la zona de concesión eléctrica rural o a aquellos que lleguen a dicha zona con sus propias líneas en el plazo máximo de un año.

55.4 La zona de concesión eléctrica rural no podrá ser reducida sin autorización de la DGE. La reducción sólo procede cuando no se afecte la prestación del servicio a ningún usuario.



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CAPÍTULO 3 CADUCIDAD Y RENUNCIA DE LA CONCESIÓN

Artículo 56.- Término de la concesión

La Concesión Eléctrica Rural termina por declaración de caducidad o renuncia; en

ambos casos revertirán al Estado los derechos y bienes de la concesión que se requieran para continuar con su operación.

Artículo 57.- Caducidad

57.1 La caducidad de la Concesión Eléctrica Rural será declarada por Resolución Directoral. Los derechos y los bienes de la concesión serán subastados públicamente. Del valor obtenido en la subasta, se deducirán los gastos incurridos por la intervención administrativa y por la subasta, y el saldo será entregado al ex concesionario.

57.2 La caducidad declarada determina el cese inmediato de los derechos del titular de la Concesión Eléctrica Rural.

57.3 Los acreedores del titular de la concesión declarada en caducidad, no podrán oponerse por ningún motivo a la subasta antes señalada.

Artículo 58.- Causales de caducidad

La concesión eléctrica rural caduca cuando:

a) La EDE que deje de operar sus instalaciones sin causa justificada, por 876 horas acumuladas durante un año calendario;

b) La EDE, luego de habérsele aplicado las multas correspondientes, no cumpla con sus obligaciones de dar servicio en los plazos prescritos y de acuerdo a los estándares de calidad; y,

c) La EDE que incumpla cualquiera de las obligaciones contractuales.

Artículo 59.- Procedimiento para declarar la caduci dad

La tramitación de la caducidad de la concesión, seguirá el procedimiento siguiente:

a) La DGE formará un expediente, en el cual se sustentará la causal de caducidad, debiendo notificar este hecho al concesionario por vía notarial;

b) La EDE, una vez recibida la notificación a que se refiere el numeral precedente, podrá efectuar los descargos y presentar las pruebas que considere convenientes a su derecho, dentro del plazo de diez (10) días hábiles contados desde la fecha de notificación de la carta notarial;

c) Evaluadas las pruebas por la DGE la declaratoria de caducidad, de ser procedente, se resolverá por Resolución Directoral en un plazo máximo de veinte (20) días hábiles contados a partir de la notificación a la EDE de la causal de la caducidad; y,

d) En la Resolución Directoral que declara la caducidad, deberá designarse las respectivas personas naturales o jurídicas que se encarguen de llevar a cabo la intervención administrativa y la subasta de los bienes y derechos de la concesión.



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Artículo 60.- Contradicción judicial

60.1 El titular de la Concesión Eléctrica Rural podrá contradecir la declaratoria de caducidad ante el Poder Judicial en la vía que corresponda. La demanda deberá ser interpuesta de acuerdo a lo establecido en el Texto Único Ordenado de la Ley Nº 27584, Ley que regula el Proceso Contencioso Administrativo, y sus normas complementarias y modificatorias.

60.2 En este caso, la intervención se mantendrá hasta que se resuelva definitivamente la causa mediante resolución judicial expedida en última instancia. Sancionada definitivamente la caducidad de una concesión, el Ministerio procederá a subastar públicamente los derechos y los bienes de la concesión.

Artículo 61.- Renuncia de la Concesión

61.1 El concesionario podrá renunciar total o parcialmente a la Concesión Eléctrica Rural. Si la renuncia es total, la EDE deberá comunicar de este hecho a la DGE con una anticipación no menor de un año.

El concesionario podrá renunciar total o parcialmente a la Concesión Eléctrica Rural. Si la renuncia es total, la EDE deberá comunicar de este hecho a la DGE con una anticipación no menor de un año.

61.2 La DGE evaluará la renuncia y expedirá la respectiva Resolución Directoral, determinando la fecha en que ésta se haga efectiva.

61.3 Aceptada la renuncia, se designará un Interventor de las operaciones del concesionario eléctrico rural, hasta el cumplimiento del plazo respectivo, y se procederá a la subasta de los derechos y los bienes de la concesión, de acuerdo a la directiva que emitirá la DGE.

TÍTULO X SERVIDUMBRE RURAL

Artículo 62.- Imposición de Servidumbre Rural

62.1 Las servidumbres requeridas para los SER, son de utilidad pública y de

preferente interés público, y serán impuestas por la DGE, mediante Resolución Directoral.

62.2 El uso de bienes públicos o de dominio público no da lugar a pago de compensación alguna, únicamente se indemnizará los daños y perjuicios que puedan generarse.

Artículo 63.- Tipos de Servidumbre

Las servidumbres podrán ser:

1. De acueductos, embalses y de obras hidroeléctricas; 2. De electroductos para establecer subestaciones de transformación, líneas de

transmisión y redes de distribución;



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3. De ocupación de bienes de propiedad particular indispensables para la instalación de subestaciones de distribución para Servicio Público de Electricidad;

4. De sistema de telecomunicaciones; 5. De paso para construir vías de acceso; y, 6. De tránsito para custodia, conservación y reparación de las obras e instalaciones.

Artículo 64.- Solicitud

64.1 Las solicitudes para imponer una servidumbre rural, deberán ser presentadas

por el titular de la concesión eléctrica rural, según corresponda, con los siguientes datos y requisitos:

1. Identificación y domicilio legal del solicitante. 2. Naturaleza, tipo y duración de la servidumbre. 3. Breve justificación técnica y económica. 4. Relación de los predios a ser gravados, señalando el nombre y domicilio de cada

propietario o posesionario, si fuese conocido. Cuando el propietario del predio no sea conocido, o fuere incierto o se ignore su domicilio, o en cualquier otra situación análoga que impida conocer, determinar o localizar al propietario o poseedor, el solicitante deberá adjuntar declaración jurada con firma certificada de haber agotado todos los medios para establecer la identidad y el domicilio del propietario o posesionario. La posesión deberá ser acreditada con documento registral, judicial o del Ministerio de Agricultura.

5. Breve descripción de la situación y uso actual de los predios y aires por gravar. 6. Coordenadas UTM (WGS84) y planos donde aparezca el área de la servidumbre

solicitada de cada uno de los predios con cuyos propietarios no exista acuerdo sobre el monto de la compensación.

7. En los casos en que no exista acuerdo entre las partes debidamente acreditado, el peticionario deberá presentar la propuesta de compensación, cuando corresponda.

8. La servidumbre sobre propiedades que ha sido objeto de adjudicación gratuita por COFOPRI, conforme se indica en los respectivos contratos de concesión, sólo darán lugar a indemnización en el caso que existan daños que se causen a los sembríos, plantaciones, retiro de edificaciones o reparación de infraestructura de irrigación.

9. Otros que la EDE considere necesarios. 64.2 Las especificaciones de servidumbre a que se contrae el numeral 4)

precedente, contendrán los tipos de servidumbres requeridas, áreas de servidumbre, ubicación a nivel de distritos, y provincias, por lo menos, y sus principales características técnicas.

Artículo 65.- Derechos

65.1 Las servidumbres que se establezcan comprenderán también las de caminos de acceso y edificaciones, tanto para su operación como para su mantenimiento.

65.2 Las servidumbres de electroducto que se impongan para las instalaciones de

transmisión y de distribución, ya sean aéreos y/o subterráneos, comprende: a) Ocupación de la superficie del suelo, subsuelo y/o de sus aires, necesarios para la

instalación de las subestaciones de transformación;



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b) Ocupación de la superficie necesaria y de sus aires, para la instalación de las estructuras de sustentación de conductores eléctricos, así como de la faja de los aires o del subsuelo en el que éstos se encuentren instalados; y,

c) Delimitación de la zona de influencia del electroducto, en caso de ser aéreo, representada por la proyección sobre el suelo de la faja de ocupación de los conductores, cuyo ancho se determinará, en cada caso, de acuerdo a las disposiciones de las normas técnicas.

65.3 Ni el propietario ni el posesionario del predio sirviente podrán construir sobre la

faja de servidumbre impuesta para conductores eléctricos subterráneos, ni efectuar obras de ninguna clase y/o mantener plantaciones cuyo desarrollo supere las distancias mínimas de seguridad, debajo de las líneas ni en la zona de influencia de los electroductos, definida en el numeral 3) del inciso precedente.

65.4 Para efectuar labores con uso de explosivos a una distancia menor a 500

metros de las instalaciones de una Central Hidroeléctrica o a 200 metros del eje de un electroducto se deberá obtener autorización de la Autoridad competente, previa opinión de la DGE, demostrando que se han tomado todas las precauciones que el caso exige, con opinión antelada y favorable de defensa civil.

Artículo 66.- Subsanación Si la solicitud de servidumbre no reúne los requisitos señalados en el artículo anterior será observada por la DGE, y sólo se admitirá a trámite si es subsanada la observación dentro del plazo de diez (10) días hábiles contados a partir del día siguiente de la notificación de la observación. Caso contrario, la solicitud será declarada inadmisible. Artículo 67.- Notificación 67.1 Una vez admitida la solicitud, la DGE notificará a los propietarios o posesionarios, con los que no exista acuerdo económico, adjuntando copia de la solicitud y de los documentos que la sustentan. Los propietarios deberán exponer su opinión dentro del plazo máximo de diez (10) días hábiles. 67.2 Cuando el propietario del predio o posesionario no sea conocido, o fuere incierto o se ignore su domicilio, o en cualquier otra situación análoga que impida conocer, determinar o localizar al propietario o poseedor, la DGE notificará al solicitante con el modelo del aviso para que lo publique, a su cargo, dentro del plazo de diez (10) días hábiles de notificado. La publicación se efectuará por dos (02) días hábiles consecutivos en el Diario Oficial “El Peruano” y en uno de los diarios de mayor circulación del lugar donde se encuentra ubicado el predio. 67.3 Dentro del plazo de tres (03) días hábiles de notificado con el aviso, el solicitante presentará a la DGE las páginas completas originales de los diarios antes referidos donde aparezca la publicación ordenada.



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Artículo 68.- Valorización

68.1 Se procederá a determinar el monto de la compensación y/o de la indemnización, si fuera el caso, que debe ser pagada por el solicitante, si no ha sido materia de acuerdo entre las partes.

68.2 Para tal efecto, la DGE encargará la valorización de la compensación y/o de la indemnización, si fuera el caso, por las áreas por ser gravadas, a cualquier institución especializada. El pago de los honorarios correspondientes a la entidad encargada de la valorización será de cargo del solicitante.

Artículo 69.- Modificación

La Resolución que emita la DGE estableciendo o modificando la servidumbre, sólo podrá ser contradicha en la vía judicial, únicamente en lo que se refiere al monto fijado como compensación y/o indemnización.

Artículo 70.- Acumulación

Procede acumular en una solicitud dos o más tipos de servidumbres, cuando éstas correspondan a un mismo SER.

Artículo 71.- Extinción

La DGE a pedido de parte o de oficio, declarará la extinción de las servidumbres establecidas cuando:

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

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

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

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

DISPOSICIONES COMPLEMENTARIAS FINALES

PRIMERA.- TRANSFERENCIA DE OBRAS

Aquellas obras ejecutadas por la DGER y que a la fecha de entrada en vigencia del presente Decreto Supremo se encuentren en la etapa de recepción de la obra conforme a las normas que regulan la contratación estatal, serán transferidas a las EDES vinculadas al ámbito de FONAFE mediante Resolución Ministerial y de forma gratuita, previo el cumplimiento de los siguientes requisitos:

a) Acta de conformidad de operación experimental de la EDE. b) Liquidación del proyecto.



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c) Informe Técnico Legal de la DGER. SEGUNDA.- PLAZO DE ADECUACIÓN PARA CONCESIÓN ELÉCTR ICA RURAL Dentro del plazo de un (01) año contados desde la fecha de publicación del presente

Decreto Supremo, los titulares de instalaciones de electrificación rural que se encuentren en operación comercial y no cuenten con la concesión eléctrica rural , solicitarán a la DGE la regularización de dicha concesión . Previamente, deberán solicitar la calificación SER.

TERCERA.- PLAZOS PARA REVISAR LOS CRITERIOS DE DIS EÑO Y CONSTRUCCIÓN PARA PROYECTOS DE ELECTRIFICACIÓN RURA L En un plazo máximo de seis (06) meses a partir de la publicación del presente

Decreto Supremo, la DGE mediante Resolución Directoral, deberá aprobar las normas técnicas que establezcan criterios de diseño y construcción aplicables para los proyectos de electrificación rural. CUARTA.- FINANCIAMIENTO DE PROYECTOS Y OBRAS DE ELE CTRIFICACIÓN

RURAL A TRAVÉS DE SUBSIDIO A LA INVERSIÓN

Conforme a lo dispuesto en los artículos 19 y 21 de la Ley, son objeto de promoción de la inversión privada los estudios, ejecución de obras, la operación, el mantenimiento o la transferencia en propiedad de los proyectos de electrificación rural para el desarrollo de actividades de generación eléctrica.

El proceso de promoción de la inversión privada se desarrollará de acuerdo al marco establecido en el Decreto Legislativo N° 1224, Decreto Legislativo del Marco de Promoción de la Inversión Privada mediante Asociaciones Público Privadas y Proyectos en Activos, y su Reglamento, aprobado con Decreto Supremo N° 410-2015-EF.

proyecto de reglamento de la lgerproyecto de decreto supremo en prepublicaciÓn hasta el 11 de...

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