Modifican diversos procedimientos de facturación y la Norma “Condiciones Generales del Servicio de Distribución de Gas Natural y de la Aplicación de las Tarifas al Usuario Final”, aprobada por la Res. Nº 054-2016-OS/CD

RESOLUCIÓN DEL CONSEJO DIRECTIVO

ORGANISMO SUPERVISOR DE LA INVERSIÓN EN ENERGÍA Y MINERÍA

OSINERGMIN Nº 193-2020-OS/CD

Lima, 10 de noviembre de 2020

VISTOS:

El Informe Técnico Nº 552-2020-GRT elaborado por la División de Gas Natural y el Informe Legal Nº 554-2020-GRT elaborado por la Asesoría Legal de la Gerencia de Regulación de Tarifas del Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (en adelante “Osinergmin”).

CONSIDERANDO:

Que, en el inciso c) del numeral 3.1 del artículo 3 de la Ley Nº 27332, Ley Marco de los Organismos Reguladores de la Inversión Privada, el artículo 22 y el inciso n) del artículo 52 del Reglamento General de Osinergmin (en adelante “Reglamento de Osinergmin”), aprobado mediante Decreto Supremo Nº 054-2001-PCM, se establece que el Consejo Directivo de Osinergmin tiene la facultad de dictar, dentro de su ámbito de competencia, normas, reglamentos, directivas y resoluciones referidas a intereses, obligaciones o derechos de las entidades o actividades supervisadas de sus usuarios. Asimismo, en los artículos 21 y 23 del citado reglamento, se señala que, en ejercicio de la función normativa, Osinergmin puede emitir disposiciones referidas a normas de carácter particular y a mecanismos de aplicación de sistemas tarifarios y regulatorios;

Que, mediante Decreto Supremo Nº 040-2008-EM, se aprobó el TUO del Reglamento de Distribución de Gas Natural por Red de Ductos (en adelante “Reglamento de Distribución”), el cual contiene los lineamientos y criterios básicos para la fijación de las tarifas por el servicio público de distribución de gas natural por red de ductos. Asimismo, dispone que la fijación tarifaria y supervisión de los contratos de concesión del servicio de distribución de gas natural se encuentran a cargo de Osinergmin;

Que, con la finalidad de acelerar la masificación del uso del gas natural en los sectores domiciliarios e industrial, en la actualidad se han otorgado diversas concesiones de distribución de gas natural en diferentes regiones del país. De acuerdo a lo señalado en los respectivos contratos, las concesiones de distribución de gas natural por red de ductos se rigen también por los procedimientos aprobados por Osinergmin. En concordancia con lo señalado, mediante las Resoluciones Nº 088-2015-OS/CD, Nº 286-2015-OS/CD, Nº 023-2016-OS/CD, Nº 020-2017-OS/CD, Nº 055-2018-OS/CD y Nº 169-2019-OS/CD, Osinergmin aprobó los procedimientos de facturación aplicables a las concesiones Norte, del departamento de Ica, de la Región Piura, del departamento de Tumbes, de Lima y Callao y Suroeste, respectivamente;

Que, en los procedimientos de facturación aprobados por Osinergmin se ha establecido: i) la metodología, principios y criterios aplicables a la facturación del gas natural, del servicio de transporte y del servicio de distribución, ii) el contenido y procedimiento de evaluación de los pliegos tarifarios, iii) disposiciones vinculadas a la determinación del tipo de cambio aplicable, iv) el contenido de los recibos, entre otros aspectos;

Que, mediante Resolución Nº 054-2016-OS/CD Osinergmin aprobó la Norma “Condiciones Generales del Servicio de Distribución de Gas Natural y de la Aplicación de las Tarifas al Usuario Final” (en adelante “Norma de Condiciones Tarifarias”), consolidando lo regulado en diversos dispositivos tales como los contratos de concesión, el Reglamento de Distribución, las resoluciones tarifarias del Regulador y los procedimientos de facturación aprobados para cada concesión;

Que, de la experiencia recogida en los 4 años de vigencia de la Norma de Condiciones Tarifarias, la aprobación de nuevos procedimientos de facturación, la evolución y desarrollo del mercado de gas natural, así como resultado del acontecimiento de situaciones excepcionales como las suscitadas debido al brote del COVID-19, se ha identificado la necesidad de modificar la norma antes mencionada así como los procedimientos de facturación aprobados, a fin de establecer nuevos conceptos, adecuar, precisar y/o modificar otros, con el consiguiente beneficio que ello reportará a los usuarios, concesionarios y demás agentes intervinientes en el servicio público de distribución de gas natural;

Que, entre los aspectos más importantes que justifican la modificación de la Norma de Condiciones Tarifarias y los procedimientos de facturación es necesario modificar la metodología de cálculo del Precio Medio del Gas (PMG) y Costo Medio de Transporte (CMT), ello con la finalidad de perfeccionar la señal regulatoria al mercado a fin de que los Concesionarios tengan el incentivo de realizar contrataciones eficientes para el suministro y transporte de gas natural. Asimismo, con la nueva metodología se superan las deficiencias normativas identificadas en el marco de la Emergencia Sanitaria y el Estado de Emergencia Nacional declarados debido al brote del COVID-19 y que motivaron la adopción de medidas de carácter temporal para el cálculo del PMG y CMT que fueron aprobadas con Resolución Nº 073-2020-OS/CD;

Que, asimismo, se efectúan precisiones a fin de evitar interpretaciones erróneas por parte de los agentes y mitigar cualquier ejercicio abusivo del derecho que pretenda trasladar a los usuarios sobrecostos vinculados a volúmenes y/o capacidades de gas y de transporte sobredimensionados, producto de contrataciones ineficientes o que responden a estrategias comerciales propias de las empresas; reiterándose, lo previsto en el Reglamento de Distribución y la normativa sectorial respecto a que en la contratación del suministro de gas natural y servicio de transporte se debe observar el criterio de eficiencia; por lo que cualquier costo ineficiente será de entera responsabilidad de los concesionarios de distribución y no podrá ser trasladado a los usuarios del servicio;

Que, del mismo modo, como resultado del monitoreo efectuado a la metodología de determinación del tipo de cambio utilizada en los procedimientos de facturación vigentes, se ha verificado que ésta es sensible a las variaciones que la tasa de cambio de referencia pueda presentar en periodos cortos, lo que se traduce en un tipo de cambio aplicable fluctuante e inestable. En tal sentido, la metodología propuesta considera el promedio de un mayor rango de valores de referencia, 25 días del mes, y un mecanismo de actualización el cual evalúe mensualmente la procedencia de efectuar dicha actualización;

Que, en cuanto a la revisión y validación de pliegos tarifarios, se ha identificado la necesidad de formalizar el procedimiento que se viene aplicando de manera mensual, ello con la finalidad de establecer de manera clara e indubitable los plazos y etapas aplicables, a fin de evitar futuras confusiones o interpretaciones erróneas por parte de los administrados;

Que, adicionalmente, se incorporan precisiones a los criterios de evaluación para efectuar la recategorización de usuarios pertenecientes a las categorías tarifarias generales o volumétricas, con la finalidad de que los meses en los cuales los volúmenes consumidos se hayan visto afectados como consecuencia de la declaración de Estado de Emergencia o Emergencia Sanitaria declarada por la Autoridad Gubernamental correspondiente; o declaratoria de Emergencia que active el Mecanismo de Racionamiento establecido mediante Decreto Supremo Nº 017-2018-EM o el que lo modifique o sustituya, no sean considerados para efectos del cálculo del promedio móvil del consumo de los últimos seis (06) meses a que se refiere el artículo 8 de la Norma de Condiciones Tarifarias;

Que, de conformidad con lo establecido en el artículo 25 del Reglamento General de Osinergmin, aprobado mediante Decreto Supremo Nº 054-2001-PCM y en el artículo 14 del Reglamento aprobado mediante Decreto Supremo Nº 001-2009-JUS, mediante Resolución Nº 092-2020-OS/CD publicada en el diario oficial El Peruano el 31 de julio de 2020, se dispuso la publicación del proyecto de resolución con el que se modifica la Norma “Condiciones Generales del Servicio de Distribución de Gas Natural y de la Aplicación de las Tarifas al Usuario Final” aprobada mediante Resolución Nº 054-2016-OS/CD y los Procedimientos de Facturación de las Concesiones de Distribución de Gas Natural por red de ductos y se otorgó un plazo de 15 días calendarios, contados desde el día siguiente de su publicación en el diario oficial, a fin de que los interesados remitan sus comentarios y sugerencias a la Gerencia de Regulación de Tarifas de Osinergmin. Dicho plazo fue prorrogado a solicitud de los agentes hasta el 30 de agosto de 2020, mediante Resolución Nº 112-2020-OS/CD;

Que, los comentarios y sugerencias presentados han sido analizados en los informes que sustentan la presente decisión, habiéndose acogido aquellos que contribuyen con el objetivo de la propuesta normativa, correspondiendo su aprobación final;

Que, se ha emitido el Informe Técnico Nº 552-2020-GRT y el Informe Legal Nº 554-2020-GRT, elaborados por la División de Gas Natural y la Asesoría Legal de la Gerencia de Regulación de Tarifas, respectivamente, los cuales, complementan la motivación que sustenta la decisión del Consejo Directivo de Osinergmin, cumpliendo de esta manera con el requisito de validez de los actos administrativos;

De conformidad con lo establecido en el TUO de Ley Orgánica de Hidrocarburos que norma las actividades de Hidrocarburos en el territorio nacional, aprobado por Decreto Supremo Nº 042-2005-EM; en la Ley Nº 27332, Ley Marco de los Organismos Reguladores de la Inversión Privada en los Servicios Públicos; en el TUO del Reglamento de Distribución de Gas Natural por Red de Ductos, aprobado mediante Decreto Supremo Nº 040-2008-EM; y en lo dispuesto en el TUO de la Ley Nº 27444, Ley del Procedimiento Administrativo General, aprobado por Decreto Supremo Nº 004-2019-JUS y sus normas modificatorias, complementarias y conexas, y;

Estando a lo acordado por el Consejo Directivo de Osinergmin en su Sesión Nº 043-2020.

SE RESUELVE:

Artículo 1.- Modificar el numeral 5.4 del artículo 5, el artículo 7 y el numeral 9.2.3 del artículo 9 del Procedimiento aprobado mediante Resolución Nº 286-2015-OS/CD, conforme a lo siguiente:

“5.4 En la conversión a moneda nacional de los conceptos a ser facturados en virtud del presente Procedimiento, el Tipo de Cambio a utilizarse será determinado según lo dispuesto por el artículo 35 de la Norma aprobada por Resolución Nº 054-2016-OS/CD o la que la modifique o sustituya.”

“Artículo 7.-Facturación del Transporte

La facturación por el concepto de transporte de gas natural se efectuará de acuerdo a lo previsto en el Artículo 12 de la Norma aprobada por Resolución Nº 054-2016-OS/CD o la que la modifique o sustituya.”

“9.2.3 El Concesionario determinará el pliego tarifario aplicable a las Categorías de Consumidores conforme al marco normativo vigente y remitirá a Osinergmin, copia suscrita por su representante legal. La remisión del pliego tarifario y su posterior publicación por parte del Concesionario, se regirá por lo dispuesto en el artículo 21 de la Norma aprobada por Resolución Nº 054-2016-OS/CD o la que la modifique o sustituya.”

Artículo 2.- Modificar el numeral 5.4 del artículo 5 y el numeral 9.2.3 del artículo 9 del Procedimiento aprobado mediante Resolución Nº 088-2015-OS/CD, conforme a lo siguiente:

Artículo 3.-Modificar el numeral 5.4 del artículo 5 y el numeral 9.2.3 del artículo 9 del Procedimiento aprobado mediante Resolución Nº 169-2019-OS/CD, conforme a lo siguiente:

Artículo 4.- Modificar los artículos 11 y 18 de la Resolución Nº 023-2016-OS/CD, conforme a lo siguiente:

“Artículo 11.- Conversión a moneda nacional

Los valores definidos en los artículos 4º, 6º, 7º, 8º y 9º anteriores, se convertirán a moneda nacional con el Tipo de Cambio que se determine de acuerdo a lo dispuesto por el artículo 35 de la Norma aprobada por Resolución Nº 054-2016-OS/CD o la que la modifique o sustituya.”

“Artículo 18.- Remisión y Publicación de las Tarifas del Concesionario

El Concesionario determinará el pliego tarifario aplicable a las Categorías de Consumidores conforme al marco normativo vigente y remitirá a Osinergmin, copia suscrita por su representante legal. La remisión del pliego tarifario y su posterior publicación por parte del Concesionario, se regirá por lo dispuesto en el artículo 21 de la Norma aprobada por Resolución Nº 054-2016-OS/CD o la que la modifique o sustituta.”

Artículo 5.- Modificar los artículos 10 y 17 de la Resolución Nº 020-2017-OS/CD, conforme a lo siguiente:

“Artículo 10.- Conversión a moneda nacional

Los valores definidos en los artículos 4º, 5º, 6º, 7º, 8º y 9º anteriores, se convertirán a moneda nacional con el Tipo de Cambio que se determine de acuerdo a lo dispuesto por el artículo 35 de la Norma aprobada por Resolución Nº 054-2016-OS/CD o la que la modifique o sustituya.”

“Artículo 17.- Remisión y Publicación de las Tarifas del Concesionario

Artículo 6.- Modificar los artículos 4, 8 literal b), 12, 20, 21, 34 y 35 de la Norma aprobada por Resolución Nº 054-2016-OS/CD, conforme a lo siguiente:

“Artículo 4 Definiciones

Para los efectos de la presente Norma, se aplicarán las definiciones contenidas en el presente artículo, así como, en lo que resulte pertinente, las definiciones contenidas en el Reglamento de Distribución.

4.1 Banda de Gas Natural: Conformada por un límite superior (LSB) y un límite inferior (LIB), determinada en base a las cantidades de gas natural y/o capacidades de transporte contratadas por el Concesionario para atender a los Consumidores y el factor de desviación “e”. Permite determinar los costos a reconocer por el suministro de gas natural y por el servicio de transporte para cada mes del Periodo de Aplicación.

4.2 Periodo de Aplicación: Es el periodo de 1 año calendario en el cual se encuentra vigente el Precio Medio del Gas (PMG) y el Costo Medio de Transporte (CMT).

4.3 Periodo de Evaluación: Corresponde a los 12 meses previos al Periodo de Aplicación donde se cuenta con información disponible para el cálculo del PMG y/o CMT.

4.4 Periodo Histórico: Es el periodo de 24 meses previos al Periodo de Aplicación en los que se cuenta con información histórica disponible para el cálculo del factor de desviación “e” que permite determinar el LIB. Excepcionalmente el Periodo Histórico no contabilizará los meses en los cuales los volúmenes consumidos se hayan visto afectados por situaciones de Estado de Emergencia o Emergencia Sanitaria declarada por la Autoridad Gubernamental correspondiente; o declaratoria de Emergencia que active el Mecanismo de Racionamiento establecido mediante Decreto Supremo Nº 017-2018-EM o el que lo modifique o sustituya.”

“Artículo 8.- Recategorización de Consumidores de las Categorías Tarifarias Generales o Volumétricas

(...)

b) Mediante evaluación del Concesionario de los consumos históricos. Se evaluará la categoría tarifaria por volumen asignado tomando en cuenta el promedio móvil del consumo de los últimos seis (06) meses entre los que se incluirá el mes que se factura. En este caso el Concesionario podrá cobrar por la diferencia del Derecho de Conexión inicialmente asignado en el Contrato de Suministro y el nuevo Derecho de Conexión determinado. El pago por la diferencia respectiva solo será cuando el nuevo Derecho de Conexión supere en más del 15% respecto al Derecho de Conexión asignado. La mencionada evaluación no considerará los meses en los cuales los volúmenes consumidos se hayan visto afectados por situaciones de Estado de Emergencia o Emergencia Sanitaria declarada por la Autoridad Gubernamental correspondiente; o declaratoria de Emergencia que active el Mecanismo de Racionamiento establecido mediante Decreto Supremo Nº 017-2018-EM o el que lo modifique o sustituya.

(...)”

“Artículo 12 Compra del Gas Natural y Transporte

El Concesionario facturará un Precio Medio del Gas (PMG) y/o un Costo Medio de Transporte (CMT) a los Consumidores, para lo cual se tomarán los siguientes criterios:

a) Las cantidades de gas o las capacidades de transporte contratadas deben ser acordes con la demanda de los consumidores y en caso de existir costos ineficientes ocasionados por una cantidad de gas natural o capacidad de transporte sobredimensionada, atribuibles a errores de planificación o a estrategias empresariales del Concesionario, éstos deben ser de entera responsabilidad de este último, y no ser trasladados a los consumidores.

b) No se reconocerán penalidades, compensaciones, intereses moratorios u otros aspectos que no se encuentren vinculados con el suministro del gas natural ni el transporte del gas natural.

c) El Concesionario tiene la obligación de remitir a Osinergmin copia de los acuerdos o contratos suscritos en el marco de las operaciones que realice en el Mercado Secundario, dentro de un plazo máximo de diez (10) días hábiles posteriores a su suscripción, y siempre antes de ser incorporados al cálculo del PMG y/o CMT en los pliegos tarifarios.

d) Para cada Consumidor, el monto facturado por gas natural será igual al producto del PMG vigente por el volumen consumido en el mes de facturación, mientras que, el monto facturado por el transporte de gas natural, será igual al producto del CMT vigente por el volumen consumido en el mes de facturación.

e) Para los Consumidores Independientes que tienen contrato directo con el Productor o Transportista, la facturación se efectuará directamente por dichos agentes, debiendo aplicarse lo establecido en los respectivos contratos de compra de gas o de servicio de transporte.

f) Osinergmin determinará y aprobará para cada año calendario un valor de desviación “e” para cada Concesión, que representa la variación de volúmenes de gas natural máximo y mínimo consumidos mensualmente en la Concesión en el Periodo Histórico. Dicho valor “e” permitirá determinar el LIB, la cual a la vez permite determinar los costos a ser reconocidos por el suministro de gas natural (CRG) y por el transporte de gas natural (CRT).

g) En base a los costos a ser reconocidos en el literal f) del presente artículo, Osinergmin determinará y aprobará el PMG y/o CMT para el Periodo de Aplicación de cada Concesión. Este cálculo se basará en los costos a ser reconocidos de los meses correspondientes al Periodo de Evaluación.

h) El Concesionario consignará en sus pliegos tarifarios el PMG y/o CMT antes aprobados.

i) Osinergmin podrá evaluar la aplicación de un reajuste del PMG y/o CMT a la mitad del Periodo de Aplicación, con el objetivo de reducir la brecha entre los costos reconocidos y los ingresos por la aplicación del PMG y/o CMT. Dicho reajuste procederá sólo si de la evaluación se obtuviera una variación del PMG y/o CMT respecto al aprobado en el Periodo de Aplicación en más de 5%, en cuyo caso se reajustará hasta dicha variación.

j) Osinergmin realizará una liquidación antes del inicio de un nuevo Periodo de Aplicación, con la finalidad de determinar las diferencias entre los costos reconocidos por el suministro y transporte de gas natural, respecto de los ingresos percibidos por la aplicación del PMG y/o CMT calculados conforme a la presente norma.

k) Para determinar el costo medio de algún cargo, recargo o tarifa aplicable al suministro de gas natural o el servicio de transporte de gas natural, se seguirá el mismo procedimiento para la determinación y liquidación del PMG o CMT descrito en el presente artículo.

l) En caso se requiera utilizar en los cálculos el poder calorífico del gas natural para efectos de conversión de unidades, se utilizará el promedio ponderado de los poderes caloríficos reportado por los Productores o Suministradores del periodo que corresponda.

12.1 Determinación del Precio Medio del Gas (PMG)

El PMG, a ser trasladado a los Consumidores, será determinado por Osinergmin, de acuerdo a la siguiente fórmula:

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Donde:

PMGi : Precio Medio del Gas según tipo de consumidor “i” a ser utilizado por el Concesionario en el Periodo de Aplicación.

CRGi : Costo Reconocido por el Suministro de Gas Natural para atender al tipo de consumidor “i” en el Periodo de Evaluación, determinado según la metodología descrita en el numeral 2.4 del Anexo Nº 1 de la presente norma.

VEPi : Volumen de gas natural entregado por los Productores o Suministradores en la Concesión para atender al tipo consumidor “i”, en el Periodo de Evaluación, obtenido de las facturas emitidas por los Productores o Suministradores.

SLGi : Saldo de Liquidación por el Suministro de Gas Natural según tipo de consumidor “i”, determinado según la metodología descrita en el numeral 3.1 del Anexo Nº 1 de la presente norma.

i : Tipo de consumidor “i” de acuerdo al contrato del Concesionario con el Productor o Suministrador.

12.2 Determinación del Costo Medio de Transporte (CMT)

El CMT a ser trasladado a los Consumidores será determinado por Osinergmin, de acuerdo a la siguiente fórmula:

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Donde:

CMT : Costo Medio del Transporte a ser utilizado por el Concesionario en el Periodo de Aplicación.

CRT : Costo Reconocido por el Transporte de Gas Natural para atender a los Consumidores en el Periodo de Evaluación, determinado según la metodología descrita en el numeral 2.5 del Anexo Nº 1 de la presente norma.

VET : Volumen de gas natural entregado por los Transportistas en la Concesión para atender a los Consumidores, determinado para el mismo Periodo de Evaluación, obtenido de las facturas emitidas por los Transportistas.

SLT : Saldo de Liquidación por el servicio de Transporte de Gas Natural, determinado según la metodología descrita en el numeral 3.2. del Anexo Nº 1 de la presente norma.”

“Artículo 20 Conceptos Comprendidos en la Facturación

El Concesionario define una lista de precios y tarifas por categoría de Consumidor, la cual constituye el pliego tarifario.

De acuerdo con el artículo 106 del Reglamento de Distribución, los conceptos a asumir por los Consumidores, son los siguientes:

“Artículo 21 Publicación de las tarifas y Pliego Tarifario

Las Tarifas de Transporte y Distribución de Gas Natural son revisadas y aprobadas por Osinergmin cada 2 o 4 años, según corresponda, e incluyen sus fórmulas de actualización. Las tarifas aprobadas por Osinergmin son aplicables a partir del día siguiente de su publicación o en la fecha que señale la resolución que disponga su publicación.

Los Concesionarios deben publicar los pliegos tarifarios mensualmente en su página web. Previo a dicha publicación, Osinergmin deberá validar los pliegos que determinen los Concesionarios conforme al siguiente procedimiento:

a) El Concesionario remitirá a Osinergmin el pliego tarifario propuesto, como máximo, hasta el día 28 del mes anterior al mes de su aplicación.

b) Recibido el pliego tarifario conforme a la actividad descrita en el literal a), Osinergmin validará que los valores contenidos no superen los valores máximos calculados según los procedimientos generales, procedimientos de facturación y contratos de concesión que correspondan.

c) Realizada la validación por parte de Osinergmin, este comunicará la conformidad u observaciones a los mencionados pliegos tarifarios en un plazo máximo de dos (02) días hábiles contados a partir de la actividad descrita en el literal a).

d) Recibidas las observaciones, el Concesionario tendrán un plazo máximo de dos (02) días hábiles para efectuar la subsanación correspondiente, la misma que incluirá la remisión del pliego corregido a Osinergmin.

e) Obtenida la conformidad y autorización de publicación de parte de Osinergmin, el Concesionario deberá publicar el pliego tarifario autorizado.

f) En caso el Concesionario no absuelva las observaciones en el plazo previsto en el literal d), se mantendrá la aplicación del ultimo pliego tarifario vigente. Una vez realizada la absolución de observaciones, el Concesionario deberá refacturar los montos cobrados a los consumidores en base al pliego tarifario actualizado.

El medio de comunicación a utilizarse en la validación de los pliegos tarifarios podrá ser vía electrónica, para lo cual, Osinergmin y los Concesionarios registrarán un correo electrónico para dicho fin. Osinergmin queda facultado para implementar sistemas informáticos que le permitan efectuar la validación de los pliegos tarifarios, e indicará oportunamente a los Concesionarios los formatos a ser utilizados.

Los pliegos tarifarios de los Concesionarios tendrán como periodo de aplicación el mes calendario, es decir, tendrán vigencia desde primer día calendario hasta el último día calendario del mes de aplicación.

Los valores consignados en el pliego tarifario serán expresados en moneda nacional. En el caso de aquellos cargos que sean aprobados en moneda extranjera, el valor a consignar en el pliego tarifario corresponderá a aquel que resulte de la aplicación del tipo de cambio referido en el artículo 35 de la presente Norma. Lo mencionado se realizará considerando el siguiente detalle:

(1) : En caso corresponda

Los pliegos tarifarios serán publicados en el diario de mayor circulación en la zona de Concesión, conforme a lo dispuesto en el artículo 126 del Reglamento de Distribución, únicamente cuando se aprueben nuevos pliegos tarifarios en el marco de un proceso regulatorio.”

“Artículo 35 Tipo de Cambio

En la conversión a moneda nacional de los conceptos a ser facturados en el Recibo de Consumo, el Tipo de Cambio a utilizarse será: Valor de referencia para el Dólar de los Estados Unidos de Norteamérica, determinado por la Superintendencia de Banca y Seguros del Perú, correspondiente a la “Cotización de Oferta y Demanda - Tipo de Cambio Promedio Ponderado” o el que lo reemplace. Se considera el valor venta promedio de las cotizaciones diarias disponibles y publicadas al día 25 (incluido) del mes correspondiente a la fecha de la actualización.

La actualización del Tipo de Cambio será evaluada mensualmente y aplicable sólo si el valor que se calcule varía en más de 3% respecto a la tasa empleada en la última actualización, o si transcurren más de cuatro (04) meses desde esta última. El valor actualizado tendrá vigencia al inicio del mes siguiente al que se efectúa la actualización. El Tipo de Cambio será expresado con redondeo a cuatro (04) decimales.”

Artículo 7.- Reemplazar el primer y segundo párrafo del artículo 34 de la Norma aprobada por Resolución Nº 054-2016-OS/CD, conforme a lo siguiente:

“Artículo 34 Facturación del Gas Comprado por el Distribuidor

El Concesionario comprará el Gas Natural del Productor y el servicio de transporte para los Consumidores Regulados y podrá suministrar el Gas Natural y el servicio de transporte a los Consumidores Independientes que lo soliciten. El Concesionario facturará ambos conceptos conforme a lo dispuesto por el artículo 12 de la presente Norma.

(...)”

Artículo 8.-Incorporar el Anexo Nº 1 “Determinación del Costo Reconocido por el Suministro de Gas Natural (CRG), Costo Reconocido por el Transporte de Gas Natural (CRT), Saldo de Liquidación por el Suministro de Gas Natural (SLG) y Saldo de Liquidación por el Transporte de Gas Natural (SLT)” como parte integrante de la Norma aprobada por Resolución Nº 054-2016-OS/CD, conforme a lo siguiente:

“

ANEXO Nº 1

DETERMINACIÓN DEL COSTO RECONOCIDO POR EL SUMINISTRO DE GAS NATURAL (CRG), COSTO RECONOCIDO POR EL TRANSPORTE DE GAS NATURAL (CRT), SALDO DE LIQUIDACIÓN POR EL SUMINISTRO DE GAS NATURAL (SLG) Y SALDO DE LIQUIDACIÓN POR EL TRANSPORTE DE GAS NATURAL (SLT)

En el presente anexo se desarrolla la metodología para el cálculo de las variables CRG, CRT, SLG y SLT, definidas en el artículo 12 de la presente Norma, para lo cual se requiere que el Concesionario remita información, con carácter de declaración jurada, que servirá de insumo para el cálculo de las variables antes señaladas, utilizando para ello criterios de eficiencia a través de una Banda de Gas Natural que permita reconocer los volúmenes o cantidades eficientes y en consecuencia los costos que se trasladaran a los Consumidores.

1. REQUERIMIENTO DE INFORMACIÓN

El Concesionario deberá remitir a Osinergmin la información solicitada en los siguientes párrafos. El plazo máximo para la entrega de dicha información será el último día hábil del mes de octubre de cada año a efectos de realizar la determinación del PMG y CMT del nuevo Periodo de Aplicación. Para efectos del reajuste establecido el literal i) del artículo 12 de la presente norma, solo se deberá remitir lo establecido en el literal b) el último día hábil del mes de mayo de cada año.

a) El Concesionario presentará la información de cada uno de sus Consumidores, para cada mes del Periodo de evaluación, con el siguiente detalle:

• Numero de suministro.

• Nombre o razón social.

• Volúmenes consumidos por mes, en m3.

• Volúmenes facturados por mes, en m3.

• Categoría tarifaria.

• Facturación por PMG en Soles y en Dólares Americanos.

• Facturación por CMT en Soles y en Dólares Americanos.

• Tipo de cambio utilizado para la conversión de moneda.

• Facturación por costos medios de otros cargos, recargos y/o tarifas, aplicable al suministro de gas natural o el servicio de transporte de gas natural.

Para el caso de Consumidores de la industria pesquera, el Concesionario deberá identificar a dichos Consumidores en la información antes señalada.

b) El Concesionario presentará la siguiente información relacionada con sus proveedores por el suministro de gas natural y por el servicio de transporte, para cada mes del Periodo de Evaluación:

• Suministro de gas natural.

o Volúmenes de gas natural suministrados por el Productor o Suministrador por mes.

o Volúmenes no consumidos respecto al Take or Pay, por mes.

o Copia de las facturas emitidas por los Productores o Suministradores, incluyendo las notas de crédito y/o débito u otra documentación que acredite el pago por el suministro de gas natural.

o De ser el caso, el Concesionario deberá señalar las cantidades o volúmenes que han sido asignados por aplicación de cláusulas de compensación (carry forward) o de recuperación (make up) u otras.

o Transacciones efectuadas en el Mercado Secundario, señalando las cantidades o volúmenes transferidos indicando como positivo en el caso de compra de cantidad de gas y negativo en el caso de venta. Además, se debe adjuntar copias de los contratos de transferencias con las empresas con las que realiza las transacciones antes mencionadas, así como los precios pactados con estas.

• Transporte de gas natural:

o Volúmenes de gas natural entregados por el Transportista por mes.

o Volúmenes no consumidos respecto al volumen en modalidad firme, por mes.

o Copia de las facturas emitidas por los Transportistas, incluyendo las notas de crédito y/o débito u otra documentación que acredite el pago por el transporte de gas natural.

o De ser el caso, el Concesionario deberá señalar los volúmenes según tipo de contratación, firme o interrumpible.

o El balance o reporte operativo diario por punto de entrega.

o Transacciones efectuadas en el Mercado Secundario, señalando las cantidades o volúmenes transferidos indicando como positivo en el caso de compra de capacidad transporte y negativo en el caso de venta. Además, se debe adjuntar copias de los contratos de transferencias con las empresas con las que realiza las transacciones antes mencionadas, así como los precios pactados con estas.

El primer reporte del Concesionario deberá contener la información histórica de los últimos 36 meses respecto a los volúmenes de gas natural entregados por el o los transportistas a la Concesión.

En caso que no exista información histórica, Osinergmin utilizará como información las proyecciones de demanda provenientes del cálculo de las tarifas de distribución.

La información requerida en la presente sección será remitida en los formatos que para tal efecto Osinergmin comunique al Concesionario. En caso se desarrolle algún sistema para el envío de información Osinergmin comunicará oportunamente la implementación de dicho sistema con el fin de sistematizar y agilizar la entrega de la información.

Osinergmin podrá solicitar al Concesionario información y documentación adicional, a fin de garantizar la correcta aplicación de la presente norma. Asimismo, podrá realizar validaciones de la información remitida con el fin de verificar la veracidad de las cifras presentadas por el Concesionario.

En caso que la información presentada por el Concesionario, sea errada, imprecisa, inconsistente o incompleta; ello será notificado al Concesionario a efectos de que, por única vez, subsane las observaciones dentro del plazo otorgado por Osinergmin, el cual no podrá ser mayor a diez (10) días calendario contados a partir del día siguiente de la notificación. Superado dicho plazo, sin que el Concesionario haya cumplido con levantar las observaciones, se dará inicio al procedimiento sancionador a que hubiere lugar.

2. DETERMINACIÓN DEL COSTO RECONOCIDO CRG Y CRT

La metodología para el cálculo de las variables CRG y CRT establecidas en el artículo 12 de la presente Norma, se desarrollan en las siguientes secciones, asimismo se desarrolla la metodología para la determinación de la desviación histórica “et” y las Bandas de Gas Natural, tanto para el suministro de gas como para el transporte.

2.1 Determinación de la desviación histórica “et”

a) Osinergmin determinará el valor “et” que representa la desviación histórica de los volúmenes máximos y mínimos de gas natural destinados a atender a los Consumidores de cada uno de los años calendario del Periodo Histórico. En los literales siguientes se desarrolla los pasos para determinar el valor de “et”.

b) Se determina los volúmenes mensuales históricos de gas natural destinados a atender a los Consumidores de la Concesión de cada año del Periodo Histórico, según lo siguiente:

i. Se obtendrán los volúmenes históricos mensuales medidos por los Transportistas para atender a los Consumidores de la Concesión, para lo cual se utilizarán los balances operativos del Transportista. En caso la Concesión no cuente con el servicio de transporte, se podrá usar información de los volúmenes históricos mensuales de los Productores o Suministradores.

ii. Se obtendrán los volúmenes históricos mensuales medidos por el Concesionario a los usuarios de la industria pesquera que presenten consumos de gas natural de forma estacional o por temporadas.

iii. Con la información mensual obtenida del literal ii, se obtendrán los volúmenes totales de cada año consumidos por la industria pesquera. Luego, a cada uno de los dos valores obtenidos se les dividirá entre doce (12) meses, a fin de obtener un volumen promedio mensual consumido por las industrias pesqueras para cada año.

iv. A los volúmenes mensuales obtenidos en el literal i, se les retirará las respectivas demandas mensuales de las industrias pesqueras obtenidas en el literal ii.

v. Finalmente, a los volúmenes mensuales obtenidos en el literal iv se adicionará los respectivos volúmenes promedios mensuales obtenidos en el literal iii, obteniéndose los volúmenes históricos corregidos para cada uno de los meses de cada uno de los años del Periodo Histórico.

c) Con la información obtenida del literal b) del presente numeral, se determinará un volumen máximo y un volumen mínimo para cada uno de los años “k” del Periodo Histórico, mediante la siguiente fórmula:

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Donde:

Vmaxk : Volumen máximo mensual en metros cúbicos (m3), destinado para atender a los Consumidores para cada año “k” del Periodo Histórico.

Vmink : Volumen mínimo mensual en metros cúbicos (m3), destinado para atender a los Consumidores para cada año “k” del Periodo Histórico.

Vmk : Volumen de gas natural en metros cúbicos (m3) de cada mes “m” del año “k”, destinado para atender a los Consumidores, determinados según el literal b) del presente numeral.

k : Corresponde a cada uno de los años del Periodo Histórico.

d) Para cada uno de los años “k”, se determinará un factor de desviación “ek” que corresponde a la variación que existe entre el volumen máximo y volumen mínimo de gas natural destinados para atender a los Consumidores de la Concesión. Dicha desviación se determina mediante la siguiente fórmula:

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Donde:

ek : Desviación entre el volumen histórico máximo y mínimo de gas natural, destinado para atender a los Consumidores en el año “k”.

e) Con los valores de “ek” determinado para cada año “k”, se determina el valor “et” que corresponderá al valor mínimo de las desviaciones de cada uno de los años antes mencionados. Dicho valor de desviación se determina mediante la siguiente fórmula y será redondeado a cuatro (4) decimales:

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2.2 Determinación de la Banda de Gas Natural

Para la determinación de los costos a ser reconocidos con criterios de eficiencia, se definirá una Banda de Gas Natural para el suministro de gas natural y otra por el servicio de transporte, las cuales contarán con un límite superior (LSB) y un límite inferior (LIB).

2.2.1 Banda de Gas Natural para el suministro

Para el caso del suministro de gas natural, el LSBG corresponderá a la sumatoria de las cantidades o volúmenes de gas natural correspondiente al mes “m” con respaldo físico en la modalidad de Take or Pay (VToP), contratadas con los Productores o Suministradores, mientras que el LIBG corresponderá a la multiplicación del LSBG por el valor “et”. Los valores de LSBG y LIBG se determinan mediante las siguientes fórmulas:

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2.2.2 Banda de Gas Natural para el transporte

Para el caso del transporte de gas natural, el LSBT corresponderá a la sumatoria de las capacidades de transporte correspondiente al mes “m” con respaldo físico en la modalidad firme (CFirmem), contratadas con los Transportistas, mientras que el LIBT corresponderá a la multiplicación del LSBT por el valor “et”. Los valores de LSBT y LIBT se determinan mediante las siguientes fórmulas:

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2.3 Criterios para determinar los volúmenes o cantidades a ser reconocidos de forma eficiente

2.3.1 Para el suministro de gas natural

Para el reconocimiento de los costos eficientes a trasladar a los Consumidores por el suministro de gas natural, se debe tener en cuenta el volumen o cantidad de gas natural entregado por los Productores o Suministradores para atender a los Consumidores en cada mes “m” del Periodo de Evaluación (VEPm), el cual se evalúa respecto a la Banda de Gas Natural para el suministro de gas natural del numeral 2.2.1, definidas para el respectivo mes “m” y delimitada por los límites inferior y superior de las fórmulas 5 y 6, según lo siguiente:

i. Caso 1:

Si VEPm > LSBGm : El volumen o cantidad de gas natural a ser reconocido para el mes “m” del Periodo de Evaluación será igual al VEPm.

ii. Caso 2:

Si LIBGm < VEPm < LSBGm : El volumen o cantidad de gas natural a ser reconocido para el mes “m” del Periodo de Evaluación será igual a la suma de: a) El VEPm; y, b) El volumen no consumido hasta alcanzar el LSBGm.

iii. Caso 3:

Si VEPm < LIBGm : El volumen o cantidad de gas natural a ser reconocido para el mes “m” del Periodo de Evaluación será igual al VEPm.

Siendo que:

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Donde:

VEPm : Volumen o cantidad de gas natural entregado por los Productores o Suministradores para atender a los Consumidores en el mes “m” del Periodo de Evaluación.

VEPi,m : Volumen o cantidad de gas natural entregado por los Productores o Suministradores en la Concesión para atender al tipo consumidor “i” en el mes “m” del Periodo de Evaluación.

2.3.2 Para el servicio de transporte de gas natural

Para el reconocimiento de los costos eficientes a trasladar a los Consumidores por el servicio de transporte de gas natural, se debe tener en cuenta el volumen o cantidad de gas natural entregado por los Transportistas para atender a los Consumidores en cada mes “m” del Periodo de Evaluación (VETm), el cual se evalúa respecto a la Banda de Gas Natural para el transporte de gas natural del numeral 2.2.2, definidas para el respectivo mes “m” y delimitada por los límites inferior y superior de las fórmulas 7 y 8, según lo siguiente:

i. Caso 1:

Si VETm > LSBTm : El volumen o cantidad de gas natural a ser reconocido para el mes “m” del Periodo de Evaluación (VRTm) será igual al LSBTm.

ii. Caso 2:

Si LIBTm < VETm < LSBTm : El volumen o cantidad de gas natural a ser reconocido para el mes “m” del Periodo de Evaluación (VRTm) será igual al LSBTm.

iii. Caso 3:

Si VETm < LIBTm : El volumen o cantidad de gas natural a ser reconocido para el mes “m” del Periodo de Evaluación (VRTm) será igual al VETm.

Donde:

VETm : Volumen o cantidad de gas natural entregado por los Transportistas para atender a los Consumidores en cada mes “m” del Periodo de Evaluación.

VRTm : El volumen o cantidad de gas natural a ser reconocido para el mes “m” del Periodo del Evaluación.

2.4 Determinación del Costo Reconocido por el Suministro de Gas Natural (CRG)

El CRG a ser trasladado a los Consumidores se determina de acuerdo a la siguiente fórmula:

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Donde:

CRGi : Costo Reconocido por el Suministro de Gas Natural para atender al tipo de consumidor “i” en el Periodo de Evaluación.

PGi,m : Precio de Gas Natural para el tipo de consumidor “i”, vigente en el mes “m” del Periodo de Evaluación, según contratos de suministro de gas natural con los Productores o Suministradores.

CToPi,m : Costo reconocido por los volúmenes no consumidos para el tipo de consumidor “i” en el mes “m” del Periodo de Evaluación. Para los casos 1 y 3 del numeral 2.3.1 del presente anexo, el CToPi,m será igual a cero (0). Solo para el caso 2 del numeral 2.3.1, éste se determina según la siguiente fórmula:

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Donde:

PToPm : Precio Take or Pay de gas natural vigente en el mes “m” del Periodo de Evaluación, según los contratos de suministro con los Productores o Suministradores.

De existir algún mecanismo en los contratos de suministro con los Productores o Suministradores, en donde no se trasladen los costos CToPi,m en su totalidad, ya sea por montos topes, descuentos u otros, estos se asignarán a cada tipo de consumidor “i” en forma proporcional a la facturación de los volúmenes realizados por el Productor (PGi x VEPi), resultando en un nuevo valor CToPi,m para cada tipo de consumidor a ser considerado en la fórmula (10).

CGMSi,m : Costo de gas por transferencias en el Mercado Secundarios asignado al tipo de consumidor “i” del correspondiente mes “m” del Periodo de Evaluación, determinado según los siguientes criterios:

• Si las transferencias en el Mercado Secundario son por la venta de excedentes de volúmenes o cantidades de gas natural, se considerará con signo negativo, valorizadas al precio de gas natural vigente del mes “m” y según el tipo de consumidor “i” o la que resulte del MECAP.

• Si las transferencias en el Mercado Secundario son por la compra de volúmenes o cantidad de gas natural, se considerará con signo positivo. Si el Concesionario cuenta con suficientes volúmenes o cantidades de gas natural bajo cláusulas Take or Pay para atender su demanda, no se reconocerán las transferencias de volúmenes o cantidades de gas natural que haya comprado el Concesionario en el Mercado Secundario.

• Sean cualquiera de las modalidades de transferencia dichos costos serán asignados proporcionalmente al VEPi,m de cada tipo de consumidor “i” del mes “m” del Periodo de Evaluación.

2.5 Determinación del Costo Reconocido por el Transporte de Gas Natural (CRT)

El CRT a ser trasladado a los Consumidores se determina de acuerdo a la siguiente fórmula:

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Donde:

CRT : Costo Reconocido por el Transporte de Gas Natural para atender a los Consumidores en el Periodo de Evaluación.

TTm : Tarifa de Transporte vigente en el mes “m” del Periodo de Evaluación, según contratos de transporte con los Transportistas.

VRTm : Volumen reconocido por el transporte de gas natural en el mes “m” del Periodo de Evaluación, determinado de acuerdo a los casos establecidos en el numeral 2.3.2. del presente anexo.

CIMSm : Costo por el servicio interrumpible y/o por transferencias en el Mercado Secundario en el mes “m” del Periodo de Evaluación, determinado según los siguientes criterios:

• Si las transferencias en el Mercado Secundario son por la venta de excedentes de capacidad de transporte, se considerará con signo negativo, valorizadas con la tarifa vigente del servicio de transporte o la que resulte del MECAP.

• Si las transferencias en el Mercado Secundario son por la compra de capacidad de transporte, se considerará con signo positivo. Si el Concesionario cuenta con suficiente capacidad de transporte en modalidad firme contratada con el Transportista para atender su demanda, no se reconocerán las transferencias de capacidad de transporte que haya comprado el Concesionario en el Mercado Secundario.

3. DETERMINACIÓN DEL SALDO DE LIQUIDACIÓN SLG Y SLT

Osinergmin previo al inicio de un nuevo Periodo de Aplicación determinará el saldo de liquidación por el suministro de gas (SLG) y/o por el servicio de transporte (SLT), con el fin de cuantificar las diferencias entre los costos reconocidos por el suministro de gas natural y por el servicio de transporte, respecto de los ingresos percibidos por la aplicación del Precio Medio del Gas (PMG) y del Costo Medio de Transporte (CMT) calculados conforme a la presente norma.

De existir notas de crédito y/o débito emitidas por el Productor o Transportista al Concesionario, mediante las cuales corrija o modifiquen los volúmenes que se utilicen en el presente anexo, estos serán tomados en cuenta para fines de la liquidación al que se refiere el presente numeral. Asimismo, similar tratamiento se tendrá en cuenta para aquellos montos por notas de crédito y/o notas de débito emitidas por los Productores o Suministradores y que estén directamente relacionadas al suministro de gas natural, producto de las cláusulas de compensación (carry forward) o de recuperación (make up) u otras, contenidas en los contratos de suministro respectivos.

En caso los saldos SLG y/o SLT que resulten bajo la aplicación de la presente metodología generen impactos significativos en el cálculo del PMG y/o CMT del artículo 12 de la presente norma, Osinergmin podrá establecer en forma excepcional que estos se liquiden en un periodo mayor al Periodo de Aplicación.

Esta metodología será aplicable a los meses transcurridos desde su entrada en vigencia. Los meses previos deben ser liquidados conforme a la normativa que estuvo vigente al momento en que se generaron los ingresos o egresos materia de liquidación.

3.1 Determinación del Saldo de Liquidación por el Suministro de Gas Natural (SLG)

El cálculo del SLG se realiza para cada Concesión en base a los costos mensuales por el suministro de gas natural reconocidos con criterios de eficiencia y los Ingresos mensuales del Concesionario por aplicación del PMG vigente en el Periodo de Evaluación, ello según los tipos de Consumidores.

Para la liquidación, se utiliza la información reportada por el Concesionario según el numeral 1 del presente anexo. Esta liquidación permite determinar la existencia de saldos, sean estos positivos o negativos, lo cual servirá a Osinergmin para definir los montos que serán considerados en el cálculo del PMG del Periodo de Aplicación.

El Saldo de Liquidación del PMG (SLG) se determina según la siguiente fórmula:

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Dónde:

SLGi : Saldo de Liquidación del Precio Medio del Gas para el tipo de consumidor “i” del Periodo de Evaluación.

CRGi : Costo Reconocido por el Suministro de Gas Natural para atender al tipo de consumidor “i” en el Periodo de Evaluación, determinado según el numeral 2.4 del presente anexo.

IPMGi,m : Ingresos mensuales del Concesionario por aplicación del PMG vigente por tipo de consumidor “i” del mes “m” del Periodo de Evaluación.

IMCi : Ingresos del Concesionario por la aplicación de cláusulas de compensación (carry forward) o de recuperación (make up) u otras, por tipo de consumidor “i” en el Periodo de Evaluación. Este resulta de la asignación proporcional de las notas de crédito o débito emitidas por el Productor o Suministrador según los costos reconocidos por el suministro de gas natural para atender al tipo de consumidor “i” en el Periodo de Evaluación.

SLGAi : Saldo de Liquidación del PMG para el tipo de consumidor “i” del Periodo de Evaluación anterior.

3.2 Determinación del Saldo de Liquidación por el Transporte de Gas Natural (SLT)

El cálculo del SLT se realiza para cada Concesión en base a los costos mensuales por el servicio de transporte de gas natural reconocidos con criterios de eficiencia y los Ingresos mensuales del Concesionario por la aplicación del CMT vigente en el Periodo de Evaluación.

El Saldo de Liquidación del CMT (SLT) del periodo anterior se determina según la siguiente fórmula:

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Dónde:

SLT : Saldo de Liquidación del Costo Medio de Transporte del Periodo de Evaluación.

CRT : Costo Reconocido por el Transporte de Gas Natural para el Periodo de Evaluación, determinado según el numeral 2.5 del presente anexo.

ICMT : Ingresos mensuales del Concesionario por aplicación del CMT vigente del mes “m” del Periodo de Evaluación.

SLTA : Saldo de Liquidación del CMT del Periodo de Evaluación anterior.

Artículo 9.- Incorporar la Única Disposición Complementaria Final como parte integrante de la Norma aprobada por Resolución Nº 054-2016-OS/CD, conforme a lo siguiente:

“DISPOSICIÓN COMPLEMENTARIA FINAL

ÚNICA.- La facturación y determinación del Precio Medio del Gas (PMG) y/o Costo Medio de Transporte (CMT) conforme a lo previsto en el artículo 12 de la presente norma serán aplicables a partir del término de la vigencia de la Resolución Nº 073-2020-OS/CD, mediante la cual se aprobó la Norma “Procedimiento Temporal para el Cálculo del Precio Medio del Gas (PMG) y Costo Medio de Transporte (CMT) aplicables en la Facturación de las Concesiones de Distribución de Gas Natural en el marco de la Emergencia Sanitaria y el Estado de Emergencia Nacional declarados debido al brote del COVID-19”.”

Artículo 10.- Incorporar la Segunda Disposición Complementaria Transitoria como parte integrante de la Norma aprobada por Resolución Nº 054-2016-OS/CD, conforme a lo siguiente:

“SEGUNDA.- Por un plazo de veinticuatro (24) meses, contados a partir de la publicación de la presente resolución, o hasta el término de la vigencia del contrato de suministro de gas natural o de servicio de transporte suscritos por el Concesionario, lo que ocurra primero; el reconocimiento del volumen o cantidad de gas a ser reconocido para el mes “m” del Periodo de Evaluación, VEPm y VRTm, a que se refiere el Caso 3 de los numerales 2.3.1 y 2.3.2 del Anexo Nº 1 de la presente norma, respectivamente, serán determinados de la siguiente manera:

Si VEPm < LIBGm : El volumen o cantidad de gas natural a ser reconocido para el mes “m” del Periodo de Evaluación será igual al VEPm dividido entre “et”.

Si VETm < LIBTm : El volumen o cantidad de gas natural a ser reconocido para el mes “m” del Periodo de Evaluación (VRTm) será igual al VETm dividido entre “et”.

Para efectos de la aplicación de la presente disposición no se considerarán ampliaciones, renovaciones y/o adendas que extiendan los plazos establecidos en los contratos vigentes a la fecha de entrada en vigencia de la presente disposición complementaria transitoria.”

Artículo 11.- Modificar la Única Disposición Transitoria de la Norma aprobada por Resolución Nº 054-2016-OS/CD, conforme a lo siguiente:

“DISPOSICIONES COMPLEMENTARIAS TRANSITORIAS

PRIMERA.- Para efectos de aplicación de la presente norma se tendrán en cuenta las siguientes disposiciones:

(...)”

Artículo 12.- Incorporar el Informe Técnico Nº 552-2020-GRT y el Informe Legal Nº 554-2020-GRT, como parte integrante de la presente resolución.

Artículo 13.- Disponer la publicación de la presente Resolución en el Diario Oficial El Peruano, y que sea consignada conjuntamente con los Informes Nº 552-2020-GRT y Nº 554-2020-GRT en la página web institucional: https://www.osinergmin.gob.pe/Resoluciones/Resoluciones-GRT-2020.aspx

Antonio Miguel Angulo Zambrano

Presidente del Consejo Directivo (e)

Osinergmin

1901872-1