El presente informe analiza los principales problemas jurídicos presentes en la tramitación del procedimiento administrativo trilateral seguido por Azteca contra Enel a cargo de los órganos de solución de controversias de OSIPTEL, recaído en el Expediente N°008-2018-CCO-ST/CI, donde se discute la devolución de supuestos montos cobrados por la empresa eléctrica que superaron el precio máximo legal establecido para el concepto de la contraprestación periódica por acceso y uso de infraestructura eléctrica, concepto regulado en la fórmula reglamentaria establecida bajo el Ley de Banda Ancha. Inicialmente, se analiza la competencia del Cuerpo Colegiado Ad Hoc para resolver las pretensiones de Azteca, en contraposición de lo resuelvo en Laudos Arbitrales emitidos en paralelo, que declaran su propia competencia. En la segunda parte, se analiza la cuestión de fondo de la controversia, que implica tomar posición respecto a la correcta interpretación de la fórmula reglamentaria que determina el monto de la contraprestación periódica antes referida. Asimismo, el presente informe está enfocado, desde una perspectiva práctica, en establecer un panorama general sobre la situación de las quince (15) reclamaciones similares interpuestas por Azteca y así poner de manifiesto los distintos criterios utilizados por los operadores jurídicos para resolver esta controversia. / This report analyzes the main legal problems present in the processing of the trilateral administrative procedure (PAT) followed by Azteca against Enel in charge of the dispute resolution organs of OSIPTEL, filed in Case N°008-2018-CCO-ST/CI, where the refund of alleged amounts charged by the electric company that exceeded the maximum legal price established for the concept of the periodic consideration for access and use of electric infrastructure, a concept regulated in the regulatory formula established in the Broadband Law Regulation, is discussed. Initially, the competence of the Ad Hoc Collegiate Body to resolve Azteca's claims is analyzed, as opposed to what was resolved in Arbitral Awards issued in parallel, which declare its own competence. The second part of the report analyzes the merits of the dispute, which involves taking a position on the correct interpretation of the regulatory formula that determines the amount of the periodic consideration referred to above. Likewise, this report is focused, from a practical perspective, on establishing an overview of the situation of the fifteen (15) similar claims filed by Azteca and thus highlighting the different criteria used by the legal operators to resolve this controversy.

El presente trabajo tiene como objetivo analizar la regulación y aplicación de la fuerza mayor en el derecho administrativo, con especial énfasis en el sector eléctrico. Para ello, se utiliza el método de investigación de tipo dogmático interdisciplinario, centrándose en el estudio de doctrina y jurisprudencia de derecho civil y administrativo. Se realiza un estudio de las principales posiciones teóricas al momento de conceptualizar las instituciones del caso fortuito y la fuerza mayor, así como su regulación en el Código Civil y los criterios especiales que existen en la normativa del sector eléctrico, para su análisis y determinación. Asimismo, se estudia la casuística existente, tanto a nivel de instancias administrativas como jurisdiccionales respecto a controversias que impliquen la configuración de un evento de fuerza mayor relacionado al objeto de estudio. Las principales conclusiones a las que llegamos es que no resulta necesaria una conceptualización particular a nivel de derecho positivo aplicable al ámbito administrativo de la fuerza mayor; a su vez, resulta importante que, en aquellos casos en los que la normativa especial establezca criterios específicos, estos sean debidamente aplicados por los funcionarios administrativos; y por último, que los jueces del contencioso administrativo tienen el deber de observar dichos criterios particulares y diferenciarlos del esquema genérico del derecho civil, en aquellos casos que provengan de dichos sectores

El presente trabajo de investigación tiene por objeto diagnosticar, analizar y proponer acciones de mejora al proceso de gestión de interrupciones imprevistas en el suministro eléctrico de baja tensión. El marco teórico presenta la importancia de la energía eléctrica en la economía y su presencia en los sectores: primario, secundario y terciario.Se analizará relación alas actividades productivas, al ser un factor de costeo directo o indirecto, en el mantenimiento de la calidad de vida y, finalmente, sus impactosen el medio ambiente. Asimismo, se describen los costos directos e indirectos de la falta de electricidad y el costo de la energía no suministrada. En el siguiente capítulo se describe la organización del sector eléctrico empezando por el marco legal, los principales actores del sector como los usuarios o clientes, las empresas eléctricas, el Comité de Operación Económica del Sistema Integrado Nacional (Coes- Sinac), el Ministerio de Energía y Minas (MEM) y el Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minas (Osinergmin) y el Instituto de Defensa de la Libre Competencia y la Propiedad Intelectual (Indecopi). El cuarto capítulo expone la actividad de distribución: la prestación de un servicio básico e indispensable para el desarrollo de la economía, la energía eléctrica. Se presentan los principales activos de esta actividad como las redes de distribución y las subestaciones de distribución.La fijación de las tarifas, administración de subsidios y los aportes al ente regulador conforman la regulación de esta actividad.Asimismo, se mencionan las características técnicas, como el voltaje en las redes de alta, media y baja tensión, y económicas, como el costo de capital,operación y mantenimiento, y las pérdidas de energía y potencia. Finalmente, se describen los tipos de clientes que ha diferenciado la compañía pudiendo ser estos residenciales, comerciales e industriales. Posteriormente, se muestra la teoría sobre la calidad del suministro eléctrico desde sus cuatro aspectos: la calidad del producto, la calidad del suministro, la calidad comercial y el alumbrado público. Asimismo, al centrarse el presente estudio en el segundo aspecto de la calidad mencionado, se describen los indicadores establecidos por Osinergmin para medir la frecuencia media de interrupción por cliente (SAIFI) y el tiempo total promedio de interrupción por usuario (SAIDI) en un periodo determinado.Finalmente, se describen los tipos de interrupciones en el suministro eléctrico, programadas e imprevistas, y las compensaciones a los usuarios por la falta de calidad del suministro eléctrico. El siguiente capítulo presenta a la compañía, su misión, visión y valores organizacionales, el organigrama general, las funciones de la Gerencia Técnica, la Subgerencia de Mantenimiento y Obras MT/BT, y la Sección Mantenimiento Distribución. Finalmente, se describe el proceso de gestión de las interrupciones imprevistas en baja tensión. Posteriormente, se procede a realizar un diagnóstico del actual proceso de gestión de interrupciones imprevistas en baja tensión de la compañía. Para ello se realizaron entrevistas y reuniones a los responsables del proceso, y la información recopilada fue analizada utilizando las siete herramientas básicas de la calidad las cuales son: la hoja de datos, el diagrama de Pareto, el histograma, el diagrama de flujo, el diagrama causaefecto, el diagrama de dispersióny los gráficos de control. De acuerdo con el diagnóstico, se encontraron los siguientes resultados: Las interrupciones imprevistas del tipo SAE tienen un duración en su mayoría de 1 a 2 horas. Las fallas más comunes son las siguientes: defecto interno en instalación de cliente, falso contacto y material o equipo defectuoso. Solo estas tres causas concentraron el 55.29% del total de interrupciones imprevistas en el año 2012. En el caso de interrupciones imprevistas del tipo OA, estas tienen un duración en su mayoría de 2 a 3 horas y, con una frecuencia menor, un pico aislado de 5 a 6 horas. Las fallas más comunes son las siguientes: sobrecarga, corrosión, humedad y envejecimiento. Solo estas cuatro causas concentraron el 70.28% del total de interrupciones imprevistas en el año 2012. Las interrupciones por sobrecarga han sido en su mayoría detectadas en las subestaciones de distribución, las redes aéreas son las que sufren mayor corrosión, y las redes subterráneas concentran el mayor índice de humedad y envejecimiento. xv En cuanto a la gestión de las cuadrillas de reparaciones, la Sucursal 1, como veremos más adelante,ha demostrado tener los mejores resultados de gestión al poseer el mayor número de clientes y el mayor número de fallas, y, pese a ello,posee el mejor tiempo promedio en reposición del suministro eléctrico tanto para SAE´s como para OA´s. Las rupturas de stock de materiales, si bien no son muy frecuentes, afectan gravemente el proceso de gestión de las interrupciones imprevistas en baja tensión en especial cuando involucran a más de un cliente. La elaboración de los pronósticos de compra actualmente se está basando en el consumo histórico de los materiales, lo que no se ajusta a las necesidades y consumos de las áreas usuarias. No se estáutilizando una metodología que permita ajustar los pronósticos de inventario. El costo de las unidades vehiculares para SAE y OA es muy cercano a pesar de las labores distintas que desempeñan, y la utilidad que le dan al espacio de cada una de sus unidades. La diferencia de costos entre las cuadrillas de reparaciones SAE y OA reside en la intensidad de mano de obra que requieren. Los costos por compensaciones en baja tensión se han estado incrementando desde el año 2005. Las compensaciones por la Ley de Concesiones Eléctricas (LCE) se incrementaron en 529% mientras que las compensaciones por la Norma Técnica de Calidad en el Sector Eléctrico (NTCSE) lo hicieron en 106%. Por todo ello, es importante que se realicen mejoras teniendo en cuenta tres aspectos: la gestión de las fallas, la gestión del personal, y la gestión de inventarios. En el primer aspecto se propone implementar identificadores de fallas para las redes de distribución, utilizar un logaritmo u otro medio discriminador para despachar cuadrillas según la representatividad de las fallas, reducir el costo operativo de la cuadrilla de reparaciones SAE mediante la adopción de otro tipo de unidad vehicular, y reducir el tiempo de llegada al punto de falla mediante la utilización de un sistema de posicionamiento global (GPS). En el segundo, se propone la modificación de los turnos de las cuadrillas de reparaciones de un día de trabajo por uno de descanso por uno diario de ocho horas. Ello se basa en una mejora de la eficiencia operativa del proceso traducida en menores niveles de fatiga física y mental, el mantenimiento de la calidad del servicio de reparación y la reducción de accidentes por manipulación de equipos y cableado eléctrico. El último aspecto trata de la adopción de un método de pronóstico de inventarios conocido como suavizamiento exponencial adaptativoque permitiría aumentar la precisión de los pronósticos en el corto y mediano plazo.

El presente informe jurídico versa sobre el análisis del Expediente N° 1179-2005, una controversia respecto al pago por los excesos de consumo de energía de Luz del Sur S.A.A (LDS) a Electroperú S.A. (ELP), en el marco de un proceso contencioso administrativo. El objetivo del presente estudio consiste en determinar qué parte debe asumir los costos por los retiros en exceso de la energía contratada. Para ello, analizamos el rol del Estado en la tutela de los servicios públicos y si estamos ante un escenario de precios libres o precios regulados, a efectos de evaluar si resulta viable realizar una interpretación sistemática del contrato con la LCE y su Reglamento. Asimismo, identificamos el alcance de los decretos de urgencia, figuras jurídicas como la contraprestación y penalidad, así como la supuesta vulneración a los principios de legalidad y debida motivación en los extremos de las resoluciones impugnadas de OSINERGMIN. Finalmente, concluimos que LDS debe pagarle a ELP los excesos de consumo de energía considerando los costos marginales, siempre y cuando éstos no sobrepasen la tarifa en barra al estar destinados dichos consumos a usuarios regulados. Por esta razón, es necesario modificar la LCE y su Reglamento, a fin de trasladar los costos por los retiros en exceso del consumo de energía a los usuarios finales para garantizar al funcionamiento del mercado eléctrico y la inversión privada. / This legal report deals with the analysis of Case No. 1179-2005, a controversy regarding the payment for excess energy consumption of Luz del Sur S.A.A. (LDS) to Electroperú S.A. (ELP), in the framework of an administrative litigation proceeding. The objective of this study is to determine which party should bear the costs for withdrawals in excess of the contracted energy. For this purpose, we analyze the role of the state in the protection of public utilities and whether we are facing a scenario of free prices or regulated prices, in order to assess whether it is feasible to perform a systematic interpretation of the contract with the LCE and its Regulations. Likewise, we identified the scope of the emergency decrees, legal figures such as the consideration and penalty, as well as the alleged violation of the principles of legality and due motivation in the challenged resolutions of OSINERGMIN. Finally, we conclude that LDS must pay ELP for the excess energy consumption considering the marginal costs, as long as these do not exceed the busbar tariff since said consumption is destined to regulated users. For this reason, it is necessary to modify the LCE and its Regulations, in order to transfer the costs for withdrawals in excess of energy consumption to end users to guarantee the functioning of the electricity market and private investment.

La presente tesis tiene como objetivo principal analizar la crisis del Covid-19 y su efecto en las pérdidas crediticias esperadas de las cuentas por cobrar según la NIIF 9 en las empresas de distribución de energía eléctrica de Lima Metropolitana, para lo cual se realiza la evaluación de indicadores del sector eléctrico y macroeconómicos, ejecución de una encuesta a clientes residenciales sobre las facilidades de pago implementadas por el Covid-19 y el cálculo del valor Z de Altman de los clientes libres. Esta investigación es relevante, dado que no solo analiza empresas de un sector que es fundamental para el desarrollo económico nacional, sino también el impacto de una crisis sin precedentes, caracterizada por un alto nivel de incertidumbre. Así, la tesis se sustenta, principalmente, en información pública de entidades estatales como Osinergmin, COES, MINEM, SNMPE, BCRP, SMV, etc. Asimismo, los resultados se soportan en fuentes académicas. La metodología de la investigación de tipo aplicada y cuantitativa, dado que se describe el efecto de la crisis del Covid-19 según la norma contable y se calcula variables estadísticas y ratios financieros. Por último, se concluye que el Covid-19 tiene efecto negativo en la determinación de las pérdidas crediticias esperadas de las cuentas por cobrar de las empresas de distribución de energía eléctrica de Lima Metropolitana en el período 2020 porque los indicadores con mayor correlación incrementaron su volatilidad, los clientes residenciales con menores ingresos no fueron aquellos con mayor porcentaje de percepción de las facilidades de pago y el valor Z de Altman de los clientes libres disminuyó.

En el presente trabajo se analizan los problemas derivados del tratamiento tributario desarrollado por la Administración Tributaria y el Tribunal Fiscal respecto a las pérdidas no técnicas de energía, producidas en el marco de las actividades de transmisión de las empresas pertenecientes al sector eléctrico. A pesar de mediar diversos pronunciamientos, no se ha establecido de forma clara los criterios bajo los cuales este gasto puede o no ser deducible, producto de la existencia de criterios contradictorios, bajo los cuales se exige o exime diversos requisitos para su deducción. Este trabajo tiene como finalidad analizar los mencionados criterios antes indicados y, a la luz de la regulación sectorial y, específicamente, a la naturaleza de las pérdidas no técnicas de energía, examinar las diferentes opciones mediante las cuales se podría deducir este concepto. Como resultado del presente análisis, se llega a la conclusión que las pérdidas no técnicas de energía califican como “pérdidas ordinarias” que se producen en el desarrollo de las actividades de transmisión de las empresas de energía, las cuales, a pesar de no encontrarse reguladas de forma específica en la normativa del impuesto a la renta, deben ser deducibles conforme la aplicación del principio de causalidad establecido en la Ley del Impuesto a la Renta. / The current article analyzes the problems derived from the tax treatment developed by the Tax Administration and the Tax Court regarding non-technical energy losses, produced within the framework of the transport activities of companies belonging to the electricity sector. Despite mediating various pronouncements, the criteria under which this expense may or may not be deductible has not been clearly established as a consequence of the existence of contradictory criteria, under which various requirements for its deduction are required or exempted. The purpose of this paper is to analyze the aforementioned criteria and, in light of the sectoral regulation and, specifically, the nature of nontechnical energy losses, examine the different options through which this concept could be deduced. As a result of this analysis, it is concluded that the nontechnical energy losses that occur in the development of the transmission activities of energy companies qualify as "ordinary losses", which, despite not being specifically regulated in the regulations of the income tax, must be deductible in accordance with the application of the causality principle established in the Income Tax Law. / Trabajo académico

El presente trabajo de investigación identifica los remedios que pueden adoptar los Generadores ante el incumplimiento de pago por concepto de los retiros sin contrato por los Distribuidores sin suficiente capacidad económica en el Mercado Mayorista de Electricidad (MME). Sucede que, en la actualidad, existen antecedentes que evidencian que esta problemática afecta a los Generadores porque no pueden decidir a quién suministrarle energía ni asegurar sus pagos por el concepto de retiro sin contrato o retiros no declarados. En ese sentido, concluimos que los Generadores tienen remedios contractuales, remedios regulatorios y remedios judiciales o constitucionales como mecanismos alternativos para exigir el pago por los retiros sin contrato o, como medida a gran escala, modificar los factores de proporción, considerados por COES para determinar el consumo de los Distribuidores en el Mercado de Corto Plazo. / This research work identifies the remedies that can be adopted by the Generators in the event of non-payment for withdrawals without contract by Distributors without sufficient economic capacity in the Wholesale Electricity Market (MME). It happens that, at present, there is evidence that this problem affects the Generators because they cannot decide to whom to supply energy or ensure their payments for the concept of withdrawals without contract or undeclared withdrawals. In that sense, we conclude that the Generators have contractual remedies, regulatory remedies and judicial or constitutional remedies as alternative mechanisms to demand payment for withdrawals without contract or, as a large-scale measure, modify the proportion factors considered by COES to determine the consumption of the Distributors in the Short-Term Market. / Trabajo académico

La generación distribuida está presente en la generación eléctrica de nuestro país, sin estar formalmente constituida a través de un reglamento que defina sus características, aplicaciones y objetivos. La existencia de pequeñas centrales hidroeléctricas conectadas al Sistema Eléctrico Interconectado Nacional del orden de 120 kW y reportadas al COES; así como otras que están suministrando electricidad a usuarios aislados. Esta situación en conjunto con el aumento del número de instalaciones de generación solar fotovoltaica de pequeña magnitud para atender usuarios aislados en diversas regiones del oriente peruano, que tienen capacidad no utilizada y podrían estar formando parte de la generación distribuida. En este trabajo se revisa la normativa nacional e internacional en países de Latinoamérica (LATAM), se evalúa las tecnologías utilizadas en la GD, los criterios económicos y de tarifas; y así plantea las características de una propuesta de modificaciones del proyecto de reglamento que permita el desarrollo de proyectos de generación distribuida conectados a la red de Distribución. Se propone incluir en el Reglamento de Generación Distribuida, una definición que considera y precisa las fuentes de recursos energéticos renovables no convencionales, junto con la cogeneración eficiente, los cuales estarán conectados a la red de distribución, ya sea en baja o media tensión, para que su generación o excedentes sean inyectados a la red de distribución. Esta actividad puede ser desarrollada por usuarios del Servicio Público de Electricidad, o persona natural o jurídica, que cumplen las condiciones técnicas del Reglamento. Así mismo define categorías para los generadores distribuidos en función de la capacidad instalada, su condición como usuario del servicio público y que produce para su autoconsumo y para la inyección de sus excedentes a la red de distribución. La categorización de los generadores distribuidos define el punto de conexión en la red de la Empresa de Distribución, sea en baja tensión o en medía tensión. Finalmente propone un esquema de tarifas relacionado con la categoría del GD, que dependiendo del caso es Net Metering, Net Billing o un esquema propuesto por el regulador.

El proceso de liberalización del sector de electricidad en Europa puede ser considerado como un referente a nivel mundial, una transformación progresiva, coordinada y por etapas fueron las características más importantes de este fenómeno. En la gran mayoría de países europeos, la liberalización del sector de electricidad fue hecha a partir de la segmentación de grandes monopolios legales. Estos monopolios, estaban constituidos por una sola empresa de propiedad del Estado, por lo que las actividades estaban sujetas a un régimen de derecho público. Sin embargo, con la creación del mercado único de la energía (creación de la Unión Europea), el antiguo régimen será substancialmente modificado con el fin de alcanzar el objetivo de un mercado interno único, y aplicar como regla de principio el derecho de la competencia en lugar del derecho público. En este contexto se encuentra Francia, este país presenta una muestra interesante de como el derecho público y el derecho de la competencia pueden ser armonizados y equilibrados. El sector de electricidad francés es considerado como un sector esencial para el desarrollo del país por el solo hecho de ser considerado como servicio público, por este motivo se le consideró, en un inicio, como exclusivamente reservado al Estado. Por otro lado tenemos la realidad peruana, el sector eléctrico peruano, el cual fue sujeto de una extensa nacionalización, fue liberalizado de la misma manera pero por razones de un funcionamiento defectuoso y una gestión estatal ineficaz. Existía una reticencia a la actividad económica del Estado, considerándola como inapropiada y deficiente. El principio de subsidiariedad aplicado a la acción pública y la promoción de la iniciativa privada serán los principios que guiarán esta nueva etapa en la evolución del sector eléctrico peruano. Muchos puntos en común se pueden notar entre la evolución del sector eléctrico peruano y francés, más allá de diferencia estructurales del mercado, será muy interesante analizar cómo los poderes públicos afrontaron la compleja decisión de abrir el sector eléctrico a la libre competencia, qué mecanismos y qué plan de ruta se estableció para cada realidad.

Luego de una “ola privatizadora” en los años ´90, la actividad de distribución eléctrica quedó dividida entre dos tipos de empresas. Así, por un lado, se tenía a las empresas privadas, mientras que por el otro, el Estado continuaba con sus empresas estatales. Estas últimas sometidas a un régimen privado, pero con las limitaciones y controles inherentes a toda Administración Pública e inmunes a los incentivos propios del mercado. Con el tiempo esta situación presentaría inconvenientes que se reflejarían en el alto índice de obligaciones incumplidas, las cuales OSINERGMIN sancionaría. Asimismo, estas empresas mostrarían un bajo nivel de inversión comparado con las empresas privadas, lo cual repercutiría en la calidad del servicio eléctrico prestado. En este contexto, luego del análisis a esta problemática, se ha propuesto una serie de medidas a ser implementadas de manera gradual y sistemática, a fin de mejorar la gestión de las empresas públicas. Para esto, en el presente trabajo, primero se ha señalado el marco teórico que permita identificar los problemas propios de toda empresa pública (Capítulo II). Asimismo, en dicho capítulo se ha considerado los resultados obtenidos de la experiencia colombiana en la gestión de empresas públicas eléctricas. Finalmente, se ha tomado en cuenta el marco normativo de las empresas públicas a fin de poder identificar aquella regulación adicional que poseen, en comparación a las empresas privadas. De otro lado, en el Capítulo III se ha detallado la estructura del mercado peruano de distribución eléctrica, precisando el marco regulatorio, de supervisión y de fiscalización que incide en el desempeño de las empresas eléctricas peruanas. Luego de este marco de referencia, en el Capítulo IV se ha expuesto los estudios más importantes sobre desempeño de las empresas públicas peruanas de distribución eléctrica. Asimismo, se ha analizado los principales indicadores de gestión a fin de evaluar a la empresa pública de distribución eléctrica. No solo se ha considerado los indicadores de calidad (SAIDI/SAIFI) de la empresa, sino que se ha tomado como indicador el nivel de cumplimiento de sus obligaciones como distribuidora eléctrica. En el Capítulo V se ha evaluado las posibles causas de este desempeño, identificándolas como una problemática a nivel normativo, regulatorio y financiero, asimismo, identificando aquellos problemas derivados de la supervisión y fiscalización del regulador. Finalmente, en el Capítulo VI se ha propuesto una serie de medidas que tratan de dar solución a cada problema encontrado. Asimismo, se ha precisado que estas medidas deben formar parte de un plan de mejora a cinco años, que finalmente permita que la empresa pública, sin que el Estado pierda su titularidad, pueda desempeñarse como una empresa privada eficiente. / Tesis