Dec. No. 655-21 que establece el Reglamento del Pacto Nacional para la Reforma del Sector Eléctrico. G. O. No. 11041 del 22 de octubre de 2021. LUIS ABINADER Presidente de la República Dominicana NÚMERO: 655-21 CONSIDERANDO: Que mediante el Decreto núm. 389-14 del 13 de octubre de 2014 fue convocado el Consejo Económico y Social para que, en conjunto con las instancias del gobierno competentes organicen el espacio para la discusión y la concreción del pacto nacional para la reforma del sector eléctrico. CONSIDERANDO: Que el 25 de febrero de 2021 fue firmado un pacto eléctrico con la participación de diversos actores del subsector eléctrico de la República Dominicana, instituciones del gobierno central, el Consejo Económico y Social, con representantes de organizaciones empresariales, laborales y sociales, partidos políticos y otros actores de la sociedad dominicana, con la presencia de los expertos e invitados especiales en calidad de testigos. CONSIDERANDO: Que de acuerdo con los numerales 1 y 2 del artículo 147 de la Constitución de la República, el Estado dominicano garantiza el acceso a servicios públicos de calidad, directamente o por delegación, mediante concesión, autorización, asociación en participación, transferencia de la propiedad accionaria u otra modalidad contractual. CONSIDERANDO: Que, del mismo modo, la constitución establece que los servicios públicos prestados por el Estado o por los particulares, en las modalidades legales o contractuales, deben responder a los principios de universalidad, accesibilidad, eficiencia, transparencia, responsabilidad, continuidad, calidad, razonabilidad y equidad tarifaria. CONSIDERANDO: Que la Ley núm.1-12 que establece la Estrategia Nacional de Desarrollo 2030 (END), del 25 de enero de 2012, consigna como objetivo estratégico crear las condiciones necesarias para asegurar un suministro confiable de electricidad, a precios competitivos y en condiciones de sostenibilidad financiera y ambiental. CONSIDERANDO: Que, para el logro de este objetivo es necesario, de acuerdo con el artículo 35 de la END, que las fuerzas políticas, económicas y sociales arriben a un pacto para solucionar la crisis estructural del subsector eléctrico, asegurando la necesaria previsibilidad en el marco regulatorio e institucional que posibilite la inversión necesaria en la energía que demanda el desarrollo nacional. CONSIDERANDO: Que como se establece en el artículo 15 de la Ley núm. 1-12 de Estrategia Nacional de Desarrollo, es una política transversal promover la participación social en la formulación, ejecución, auditoría y evaluación de las políticas públicas, mediante la creación de espacios y mecanismos institucionales que faciliten la corresponsabilidad ciudadana, la equidad de género, el acceso a la información, la transparencia, la rendición de cuentas, la veeduría social y la fluidez en las relaciones Estado-sociedad. En este sentido, la Ley núm. 1-12 designa al Consejo Económico y Social, en virtud de su mandato constitucional, como el espacio para la discusión y concreción del Pacto Nacional para la Reforma del Sector Eléctrico. CONSIDERANDO: Que los problemas nodales del subsector eléctrico, que frenan su desarrollo y capacidad de adaptación ágil y eficiente a las nuevas condiciones del desarrollo actual, han sido identificados, de una u otra forma, por los diferentes sectores de la sociedad, por expertos nacionales e internacionales y por las autoridades del sector gubernamental. CONSIDERANDO: Que el proceso de consulta, discusión y concreción del pacto nacional para la reforma del sector eléctrico, ordenado por el Decreto 389-14, en cumplimiento del mandato de la Ley núm. 1-12 de la Estrategia Nacional de Desarrollo, se estructuró con el propósito de encontrar soluciones consensuadas, producto del diálogo entre los distintos actores, para superar los nudos y obstáculos que a la fecha han sido la causa principal de que los instrumentos legales, planes e iniciativas relacionadas con el subsector eléctrico no hayan logrado sus objetivos. CONSIDERANDO: Que la finalidad del pacto nacional para la reforma del sector eléctrico es construir una visión consensuada del sistema eléctrico al que aspira la nación que guíe las acciones a desarrollar en el corto, mediano y largo plazo para que la República Dominicana cuente definitivamente con un servicio eléctrico eficiente, competitivo y sostenible a través del tiempo, en beneficio de la población y el desarrollo nacional. CONSIDERANDO: Que la suscripción del pacto nacional para la reforma del subsector eléctrico busca igualmente garantizar la instauración en el subsector eléctrico de los mecanismos de evaluación y rendición de cuentas integrales, sistemáticos, permanentes y transversales para todos los procesos y actores públicos y privados del sistema eléctrico en la República Dominicana de acuerdo con la Constitución, leyes y normas vigentes. CONSIDERANDO: Que el párrafo 10.1 del Pacto establece que “en un plazo no mayor de ciento veinte (120) días contados a partir de la fecha de suscripción del Pacto Nacional para la Reforma del Sector Eléctrico (…) deberá aprobarse mediante decreto un reglamento de aplicación del Pacto sobre la base de los acuerdos pactados que establezca: (i) las responsabilidades y acciones específicas que deberán llevar a cabo cada uno de los actores, instituciones y agentes en el subsector eléctrico dominicano, incluyendo los indicadores y metas por instituciones o empresas; (ii) un cronograma de ejecución, (iii) los mecanismos de seguimiento y veeduría e índices de desempeño que permitirán medir el grado de avance en la ejecución y logro de los objetivos y, (iv) los recursos y sus fuentes de financiamiento para el buen funcionamiento de las tareas de seguimiento y veeduría”. CONSIDERANDO: Que el párrafo 10.6 del Pacto establece que “en concordancia con los establecido en la Ley 41-08 de Función Pública y el punto 8.1.2 de este documento de Pacto, el régimen de consecuencia será determinado por el presidente de la República tomando en cuenta los informes de cumplimiento a las metas proyectadas, las causas explicativas de una eventual desviación, así como los informes del Comité de Seguimiento y Veeduría y del Sistema de Cumplimiento de las Metas Presidenciales, SIGOB”. CONSIDERANDO: Que los párrafos 5.1.1, 5.1.2, 5.1.3, 6.1.2 y 6.1.4 del Pacto establecen los compromisos asumidos por el Estado dominicano. CONSIDERANDO: Que los párrafos 5.3.4, 5.3.15, 6.3.2, 6.5.1, 6.7.2, 7.2.4, 8.2.2.3 y 10.7 del Pacto establecen las responsabilidades y acciones específicas a llevar a cabo por parte del Poder Ejecutivo, incluyendo los correspondientes indicadores, metas y plazos para su cumplimiento. CONSIDERANDO: Que los párrafos 8.1.13, 8.2.3.4, 8.6.6 y 8.6.7 del Pacto establecen las responsabilidades y acciones específicas a llevar a cabo por parte del Ministerio de Hacienda, incluyendo los correspondientes indicadores, metas y plazos para su cumplimiento. CONSIDERANDO: Que los párrafos 5.3.3, 5.3.5, 5.3.9, 5.3.10, 5.3.11, 6.1.5, 6.2.5, 7.2.6, 7.2.7, 8.1.15, 8.6.4, 9.2, 9.3, 9.4, 9.4.1, 9.5.1, 9.6.3, 9.8.1, 9.8.2, 9.8.3, 9.8.7, 9.9.1, 9.10.1 y 9.10.2 del Pacto establecen las responsabilidades y acciones específicas a llevar a cabo por parte del Ministerio de Energía y Minas, incluyendo los correspondientes indicadores, metas y plazos para su cumplimiento. CONSIDERANDO: Que los párrafos 5.2.1, 6.1.1, 6.1.5, 6.2.3, 6.2.6, 6.2.7, 6.2.8, 6.2.9, 6.3.1, 6.4.1, 6.4.2, 6.4.3, 6.5.4, 6.8.2, 6.8.3, 6.8.4, 8.1.5, 8.1.8, 8.2.2.2, 8.2.2.3, 8.2.3.2, 8.2.3.3, 8.3.1, 8.4.1, 8.6.5, 8.6.9, 8.6.10, 8.6.12, 8.6.13, 9.6.2 del Pacto establecen las responsabilidades y acciones específicas a llevar a cabo por parte de la Superintendencia de Electricidad, incluyendo los correspondientes indicadores, metas y plazos para su cumplimiento. CONSIDERANDO: Que el párrafo 5.3.16 del Pacto establece la responsabilidad y acción específica a llevar a cabo por parte del Organismo Coordinador del Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI), incluyendo el correspondiente indicador, meta y plazo para su cumplimiento. CONSIDERANDO: Que, los párrafos 6.5.2, 6.5.3, 6.5.4, 6.5.5, 6.5.8.1, 6.6.1, 6.6.2, 6.8.1, 7.2.2, 7.2.3, 8.1.2, 8.1.3, 8.1.4, 8.1.10, 8.2.3.5, 8.5.2, 8.5.3, 8.6.3, 8.6.11 y 9.7.1 del Pacto establecen las responsabilidades y acciones específicas a llevar a cabo por parte de las empresas distribuidoras de electricidad Edenorte Dominicana S.A. (Edenorte), Edesur Dominicana S.A. (Edesur) y la Empresa Distribuidora de Electricidad del Este S.A. (Edeeste), incluyendo los correspondientes indicadores, metas y plazos para su cumplimiento. CONSIDERANDO: Que los párrafos 6.2.4, 6.8.1, 7.2.2, 7.2.3, 8.1.2, 8.1.3, 8.1.10, 8.5.2, 8.5.3, 8.6.3, 8.6.11 y 9.6.1 del Pacto establecen las responsabilidades y acciones específicas a llevar a cabo por parte de la Empresa de Transmisión Eléctrica Dominicana (ETED), incluyendo los correspondientes indicadores, metas y plazos para su cumplimiento. CONSIDERANDO: Que los párrafos 6.8.1, 7.2.2, 7.2.3, 8.1.2, 8.1.3, 8.1.10, 8.5.2, 8.5.3, 8.6.3, 8.6.11, 9.8.5 y 9.8.6 del Pacto establecen las responsabilidades y acciones específicas a llevar a cabo por parte de la Empresa de Generación Hidroeléctrica (EGEHID), incluyendo los correspondientes indicadores, metas y plazos para su cumplimiento. CONSIDERANDO: Que los párrafos 6.8.1, 7.2.2, 7.2.3, 7.2.6, 7.2.7, 8.1.2, 8.1.3, 8.1.10, 8.5.2, 8.5.3, 8.6.3 y 8.6.11 del Pacto establecen las responsabilidades y acciones específicas a llevar a cabo por parte de la Administración General de la Central Termoeléctrica Punta Catalina (CTPC), incluyendo los correspondientes indicadores, metas y plazos para su cumplimiento. CONSIDERANDO: Que los párrafos 7.2.2 y 7.2.3 del Pacto establecen las responsabilidades y acciones específicas a llevar a cabo por parte de todas las empresas eléctricas, incluyendo los correspondientes indicadores, metas y plazos para su cumplimiento. CONSIDERANDO: Que el párrafo 8.6.1 establece una responsabilidad específica de todas las instituciones que suscribieron el Pacto, incluyendo los correspondientes indicadores, metas y plazos para su cumplimiento. CONSIDERANDO: Que, en lo relacionado al seguimiento y monitoreo del cumplimiento de los compromisos y objetivos del Pacto, el párrafo 10.2 establece que se pondrá en funciones un Comité de Seguimiento y Veeduría. CONSIDERANDO: Que el párrafo 10.3 establece que “el Comité de Seguimiento y Veeduría es el responsable de dar seguimiento a la ejecución de las acciones derivadas para el cumplimiento de los compromisos del Pacto (…) la detección de posibles retrasos, la generación de sinergias que faciliten el cumplimiento de los mismos y las recomendaciones de ajustes en la planeación según se entienda pertinente”. CONSIDERANDO: Que, el mismo párrafo 10.3 del Pacto establece que “para el logro de sus funciones esenciales el Comité de Seguimiento y Veeduría realizará las siguientes funciones, sin que se consideren limitativas: a) Recibir informes, observaciones, denuncias y sugerencias de ciudadanos y ciudadanas u organizaciones, instituciones, empresas, en cuanto al cumplimiento o incumplimiento de los compromisos acordados; b) Requerir cualquier información o evidencia documental para la verificación del cumplimiento de los compromisos asumidos por todos los actores y el logro de los objetivos propuestos; c) Verificar el cumplimiento e implementación de los acuerdos pactados de acuerdo a los cronogramas de ejecución que se establezcan; y d) Presentar los informes de los resultados de la veeduría al pleno del Consejo Económico y Social (CES) que a su vez los hará llegar con sus recomendaciones al Presidente de la República y, de la misma manera, informar a la ciudadanía respecto de dichos informes”. CONSIDERANDO: Que, el párrafo 10.4 del Pacto establece que “El Comité de Seguimiento y Veeduría estará integrado por siete (7) miembros, a saber: tres (3) representantes de instituciones del sector gubernamental que no tengan responsabilidad directa con los compromisos del Pacto y cuatro (4) representantes de los sectores que conforman el Consejo Económico y Social (CES), es decir, dos (2) representantes del sector empresarial y MIPYMES, uno (1) del sector laboral y uno (1) del sector social, seleccionados por los respectivos integrantes del Consejo Económico y Social (CES), quienes tampoco serán parte de instituciones o empresas con responsabilidad directa en el Pacto, así como por el Presidente y la Dirección Ejecutiva del Consejo Económico y Social (CES). Cada representante tendrá su respectivo suplente”. CONSIDERANDO: Que, el párrafo 10.5.1 del Pacto establece que “A fin de conocer sobre el proceso de implementación del Pacto se acuerda que el Comité de Seguimiento y Veeduría del Pacto Nacional para la Reforma del Sector Eléctrico presentará los siguientes informes: i) un informe de seguimiento trimestral que se remitirá a la Comisión Ejecutiva del Consejo Económico y Social (CES), que dé cuenta de los indicadores de desempeño para el seguimiento de los acuerdos del Pacto; ii) un informe de veeduría semestral que dé cuenta sobre observaciones, denuncias, sugerencias recibidas, así como los resultados de las indagatorias de dicho Comité de Seguimiento y Veeduría en torno al grado de cumplimiento de los compromisos con responsabilidad directa; iii) un informe de veeduría del segundo semestre que dará cuenta de los resultados obtenidos durante el año en el seguimiento de los acuerdos del Pacto, hallazgos y recomendaciones y hechos relevantes del año”. CONSIDERANDO: Que, las organizaciones que integran los tres (3) sectores miembros del CES realizaron sus respectivos procesos de elección y comunicaron al CES, vía la dirección ejecutiva, las personas designadas como representantes en el Comité de Seguimiento y Veeduría, en cumplimiento de lo establecido en el párrafo 10.4 del Pacto. CONSIDERANDO: Que, el párrafo 10.3.1 del Pacto otorga la responsabilidad de “preparar el borrador de Reglamento de Aplicación del Pacto Eléctrico (…)” al Comité de Seguimiento y Veeduría. CONSIDERANDO: Que, por el tiempo transcurrido entre la redacción del Pacto y su firma, han quedado desfasados algunos de los períodos y metas establecidas en el mismo, por lo que el Pleno del CES, el 22 de abril de 2021, en virtud de las facultades que le confiere la Ley núm. 142-15, acordó conformar un comité especial de carácter técnico para la adecuación del Pacto Eléctrico, conformada por tres (3) representantes de cada uno de los sectores miembros del CES, así como tres (3) representantes de las instituciones de Gobierno vinculadas al subsector eléctrico, con el fin de concertar y proponer las adecuaciones necesarias para la aplicación de las metas establecidas en el Pacto. CONSIDERANDO: Que, por el tiempo transcurrido entre la redacción del Pacto y su firma, han quedado desfasados los períodos establecidos en el párrafo 8.1.3 del Pacto para la implementación de los Planes de Mejora de Gestión y Planes de Reducción de Pérdidas, así como las metas para dichos planes y los periodos para su cumplimiento establecidos en los párrafos 8.1.6 y 8.1.7 del Pacto y los periodos considerados para establecer las líneas de base de estos planes en los párrafos 8.1.6 y 8.1.8. CONSIDERANDO: Que, por la misma razón ha quedado desfasado el periodo de transición tarifaria, así como las fechas específicas para los diferentes hitos en materia tarifaria establecidos en la sección 8.2 del Pacto. CONSIDERANDO: Que igualmente durante el tiempo transcurrido se han producido cambios políticos, sociales, económicos, regulatorios y tecnológicos que han incidido en la dinámica del subsector eléctrico de la República Dominicana, resultando propicio y oportuno el momento actual para que aquellos temas del Pacto Eléctrico que quedaron en disenso, fueron omitidos o surgieron con posterioridad a la fecha de redacción del Pacto Eléctrico, sean retomados por la Comisión Especial para el Pacto Eléctrico conformada el 22 de abril de 2021 con el propósito de complementar el Pacto Eléctrico a través de la concertación más amplia posible. VISTO: El texto del Pacto Nacional para la Reforma del Sector Eléctrico firmado el 25 de febrero de 2021. VISTO: El Reglamento de Aplicación del Decreto núm. 749-02 que ratifica la plena vigencia del Reglamento de Aplicación de la Ley General de Electricidad, contenido en el Decreto núm. 555-02. VISTO: El Decreto núm. 389-14, del 13 de octubre de 2014, que convoca el espacio para la discusión y la concreción del Pacto Nacional para la Reforma del Sector Eléctrico. VISTO: El Decreto núm. 489-20, del 23 de septiembre de 2020, que crea el Gabinete del Sector Eléctrico. VISTA: La Ley General de Electricidad núm. 125-01, de fecha 26 de junio de 2001. VISTA: La Ley núm. 186-07, que introduce modificaciones a la Ley General de Electricidad, núm. 125-01. VISTA: La Ley núm. 57-07 sobre Incentivo al Desarrollo de Fuentes Renovables de Energía y de sus Regímenes Especiales. VISTA: La Constitución de la República Dominicana proclamada el 13 de junio de 2015. En ejercicio de las atribuciones que me confiere el artículo 128 de la Constitución de la República Dominicana, dicto el siguiente REGLAMENTO DEL PACTO NACIONAL PARA LA REFORMA DEL SECTOR ELÉCTRICO ARTÍCULO 1: Se reconocen los compromisos que conforman las bases del Pacto Nacional para la Reforma del Sector Eléctrico de la República Dominicana, suscrito el 25 de febrero de 2021, como los siguientes: a) La energía eléctrica es un servicio esencial para lograr el desarrollo económico y social del país y debe ser provisto en condiciones de sostenibilidad financiera y ambiental y con una adecuada gestión de riesgos. Un suministro de electricidad crecientemente sostenido, de mejor calidad, confiable, eficiente, resiliente y al menor precio posible constituye el propósito social fundamental de los acuerdos, convenios, tratos, valoraciones y políticas derivadas del presente Pacto. Lograrlo, depende en buena medida de asegurar que el mercado eléctrico funcione de manera fluida y competitiva, donde todos los agentes que participan en el mismo cumplan sus roles con eficiencia, transparencia y apego a la ley, siendo el regulador la única autoridad técnica y legal, en el ámbito administrativo regulatorio, que haga posible la sana competencia y la protección de los intereses de los consumidores sin menoscabo de la actuación de otras instancias establecidas. (acápite 1.1 de Pacto Nacional para la Reforma del Sector Eléctrico). b) Los acuerdos y compromisos asumidos en el Pacto Eléctrico son de distinta naturaleza. Algunos implican políticas públicas concretas y reformas legislativas, otros exigen dedicar mayores esfuerzos públicos y privados, y otros promueven cambios de paradigmas en nuestro accionar cotidiano, personal y colectivo. No obstante, todos están orientados a alcanzar un sistema eléctrico que contribuya al desarrollo nacional sostenible y al bienestar de la población. (acápite 1.2 de Pacto Nacional para la Reforma del Sector Eléctrico). c) Los acuerdos que han resultado del diálogo franco y abierto entre los compromisarios del Pacto, están orientados a fortalecer la eficiencia, eficacia y seguridad jurídica del subsector eléctrico; así como, a eliminar los incumplimientos, los solapamientos de roles, las insuficiencias legales y las distorsiones actuales en la aplicación de la normativa. Entendemos que el logro de todo lo anterior contribuirá a mejorar la confianza, el clima de inversiones, la competitividad empresarial y sistémica, el desempeño sostenible de las finanzas públicas y la ejecución de importantes programas gubernamentales llamados a resolver problemas cruciales del desarrollo del subsector y del país. (acápite 1.3 de Pacto Nacional para la Reforma del Sector Eléctrico). d) Toda reforma es un proceso continuo, complejo y dinámico, en la que confluyen distintos intereses y actores. El principal valor agregado de este Pacto Nacional para la Reforma del Sector Eléctrico será implementar mecanismos adecuados y transparentes para el cumplimiento de cada uno de los compromisos asumidos, así como la definición de cronogramas, metas cuantificables y mecanismos para el seguimiento, la evaluación, la veeduría ciudadana y la retroalimentación constante, con la participación social activa y sistemática. (acápite 1.4 de Pacto Nacional para la Reforma del Sector Eléctrico). e) La transformación del sistema eléctrico requiere realizar los máximos esfuerzos en procura de asegurar el financiamiento y desarrollo de todos y cada uno de los acuerdos derivados de este Pacto en un marco permanente de transparencia, de evaluación y de rendición de cuentas de la eficacia de las estrategias y acciones adoptadas. (acápite 1.5 de Pacto Nacional para la Reforma del Sector Eléctrico). f) La visión al 2030 que establece que: la República Dominicana cuenta con un servicio eléctrico universal, de calidad, eficiente, confiable, resiliente, ambiental y financieramente sostenible. (acápite 1.6 de Pacto Nacional para la Reforma del Sector Eléctrico). g) La misión que establece que: proveer un servicio eléctrico bajo los principios de universalidad, accesibilidad, eficiencia, transparencia, responsabilidad, continuidad, razonabilidad y equidad tarifaria, mediante la operación en condiciones de sana competencia conforme al marco legal, la seguridad jurídica, la promoción de sinergias entre actores públicos y privados, el aprovechamiento de fuentes de energía renovable, la innovación tecnológica, así como la adopción de políticas y planes coherentes y consistentes en el tiempo, sujetos a evaluación permanente y mecanismos de rendición de cuentas; todo ello en beneficio del desarrollo nacional sostenible. (acápite 1.7 de Pacto Nacional para la Reforma del Sector Eléctrico). ARTÍCULO 2: Son compromisos del Estado dominicano dentro del marco del Pacto Nacional para la Reforma del Sector Eléctrico, los siguientes: a) Fortalecer el ejercicio de las funciones del Estado de carácter normativo, promotor, regulador y fiscalizador, esenciales en la prestación del servicio eléctrico, ya sea provisto por empresas públicas, privadas o mixtas, de manera que dicha prestación responda a los principios de universalidad, accesibilidad, eficiencia, transparencia, responsabilidad, continuidad, calidad, razonabilidad y equidad tarifaria previstos en la Constitución. (acápite 5.1.1 de Pacto Nacional para la Reforma del Sector Eléctrico). b) Mantener la participación del Estado con carácter monopólico en la generación hidroeléctrica mayor de 5MW y la transmisión de energía en el Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI). (acápite 5.1.2 de Pacto Nacional para la Reforma del Sector Eléctrico). c) Promover la participación del sector privado en las actividades de generación y distribución eléctrica, ya sea mediante concesión, autorización, asociación en participación, transferencia de la participación accionaria u otra modalidad contractual, de conformidad con la Constitución de la República y la Ley 125-01 y sus modificaciones. (acápite 5.1.3 de Pacto Nacional para la Reforma del Sector Eléctrico). d) Garantizar la estabilidad del marco normativo, la seguridad jurídica y un adecuado clima de inversiones, en el que no existan condiciones de competencia desleal o barreras a la entrada a la inversión privada, de conformidad con lo establecido en la Constitución de la República y las leyes. (acápite 6.1.2 de Pacto Nacional para la Reforma del Sector Eléctrico). e) Garantizar la igualdad de tratamiento a los distintos actores y agentes, empresas públicas y privadas, en los segmentos de mercado en los que opere un régimen de competencia. (acápite 6.1.4 de Pacto Nacional para la Reforma del Sector Eléctrico). ARTÍCULO 3: El Poder Ejecutivo realizará las siguientes acciones en los plazos indicados, verificables a través de sus respectivos indicadores de cumplimiento: Acción Indicador de cumplimiento Plazo 5.3.4 25 de febrero de Anteproyectos de ley depositados en el Congreso Nacional Someter las iniciativas legislativas necesarias, con el objeto de garantizar la coherencia en la separación de las actividades institucionales en: (i) diseño e implementación de políticas públicas subsectoriales, (ii) planificación energética, (iii) regulación y (iv) iniciativa empresarial para producción y prestación del servicio eléctrico. 5.3.15 Ratificar por ley la creación de ETED y EGEHID 25 de febrero de Anteproyecto de ley depositado en el Congreso Nacional 6.3.2 25 de agosto de Propuesta de modificación presentada al Congreso Nacional Proponer la derogación de los párrafos II y III del artículo 108 de la Ley 125-01 modificada por la Ley 186-07, así como el artículo 139 del Reglamento General de Electricidad, modificado por el Decreto 494-07 en su artículo 25 que disponen el pago de un subsidio a las empresas distribuidoras por parte de los Usuarios no Regulados (UNR). 6.5.1 25 de febrero decreto con modificación del reglamento de la ley emitido Revisar el Capítulo III del Título X del Reglamento de Aplicación de la Ley 125-01 y sus modificaciones, referente a los derechos del cliente o usuario titular en su relación con las empresas de distribución, con el objetivo de identificarlos, compilarlos y actualizarlos para un mejor ejercicio por parte de los clientes o usuarios titulares. 6.7.2 25 de junio de 2021 Informe de la Comisión de Alumbrado Público emitido Conformar una comisión que deberá coordinar los trabajos para hacer recomendaciones que permitan mejorar el alumbrado público nacional integrada por: a) el Ministerio de Energía y Minas que la preside, b) un representante de FEDOMU, c) un representante de FEDOIM, d) un representante de las empresas distribuidoras, e) un representante de los sistemas aislados, f) un representante de FUNDECOM, g) un representante de los 5 principales ayuntamientos del país, h) un representante de cada sector del CES. 7.2.4 25 de febrero Integración del Sistema Eléctrico al Sistema de Emergencia implementada Integrar el Sistema Eléctrico Nacional al Sistema Nacional de Emergencias con personal capacitado en el área específica para responder ante situaciones de riesgos que atentan contra la vida a través de: a) establecer en el Sistema de Emergencia 911 capacidades de respuesta ante eventos relacionados con el subsector eléctrico que pongan en riesgo la vida, elaborando y siguiendo protocolos de coordinación y procedimientos con las empresas eléctricas; b) concientizar al ciudadano para establecer una cultura de qué hacer y cómo responder ante casos de riesgo y accidentes eléctricos para preservar vidas. 8.2.2.3 decreto emitido 30 de junio de 2021 Definir la nueva política de subsidios para el subsector eléctrico en función del Índice de Calidad de Vida y el nivel de consumo de electricidad de una vivienda digna en condiciones de pobreza, tanto en términos de subsidio cruzado y directo, como a través del programa Bonoluz. 8.2.2.3 Poner en vigencia la nueva política de subsidios definida. 30 de septiembre de 2021 Subsidios focalizados y cruzados aplicándose 10.7 Anteproyectos de leyes remitidos 25 de febrero Remitir al pleno del Consejo Económico y Social (CES) las propuestas de modificaciones de textos legales que se entienden necesarias para cumplir con los acuerdos pactados. ARTÍCULO 4: Corresponde al Ministerio de Hacienda realizar las siguientes acciones en los plazos indicados, verificables a través de sus respectivos indicadores de cumplimiento: Acción Indicador de cumplimiento Plazo 8.1.13 Transferencias ejecutadas Realizar las transferencias de capital requeridas para financiar las inversiones previstas en el Plan de Reducción de Pérdidas, mientras el Estado sea el propietario de las empresas distribuidoras y sujeto al cumplimiento de las metas acordadas en los términos pactados. Conforme al calendario del Presupuest o General del Estado 8.2.3.4 Presupuestos generales del Estado sometidos con aprobación del Congreso Nacional Conforme al calendario del Presupuest o General del Estado Incluir en los presupuestos generales del Estado los montos topes de las transferencias corrientes y de capital que se realizarán a las empresas distribuidoras de electricidad administradas por el Estado con el propósito de: a) realizar las inversiones requeridas para la implementación de los programas de reducción de pérdidas y expansión de redes durante el período de transición y mientras sean de propiedad estatal; b) cubrir el costo del programa Bonoluz para la totalidad del año que se presupuesta sobre la base de una clara identificación del número de beneficiarios y el valor del subsidio mensual que recibirá cada uno que estará determinado por la proyección para el año que se presupuesta de la tarifa que cubre el costo de la cadena de suministro, la cual nunca podrá ser menor que el de la tarifa de referencia y la cantidad tope de kilovatios hora por mes a ser subsidiados; c) cubrir el costo de consumo eléctrico de las Instituciones Gubernamentales No Cortables para la totalidad del año que se presupuesta sobre la base de la proyección de consumo de la institución declarada como no cortable y de la tarifa correspondiente proyectada; d) realizar los aportes corrientes en caso de que sea necesario, para cubrir las posibles diferencias entre los valores de compra y venta de energía, así como cubrir los gastos operativos de las empresas distribuidoras siempre que sean consistentes con las metas de reducción de pérdidas, mejora de eficiencia y el esquema de fijación de tarifas acordado. 8.6.6 25 de agosto Normativa del Ministerio de Hacienda emitida Emitir una normativa que establezca el procedimiento para el pago total de la factura del servicio eléctrico de las Instituciones Gubernamentales no Cortables. 8.6.7 Identificar de manera desglosada y detallada en la ley de Presupuesto General del Estado y en los informes de ejecución presupuestaria, el uso específico de las transferencias corrientes y de capital por parte de las empresas eléctricas estatales. Conforme al calendario del Presupuest o General del Estado Ley de PGE e informes de Ejecución presupuestaria con transferencias desglosadas y detalladas, publicados ARTÍCULO 5: Corresponde al Ministerio de Energía y Minas realizar las siguientes acciones en los plazos indicados, verificables a través de sus respectivos indicadores de cumplimiento: Acción Indicador de cumplimiento Plazo 5.3.3 25 de febrero de Informes de Auditorías publicados Realizar a cada una de las instituciones sujetas a reestructuración, una auditoría por firma independiente, con el objetivo de determinar los activos y pasivos objeto de reasignación. 5.3.5 25 de junio de 2021 Organigrama y presupuesto del MEM que muestre la integración de la CNE aplicándose Integrar las competencias de la Comisión Nacional de Energía (CNE) pasando todas las funciones y competencias a los viceministros y direcciones correspondientes; y traspasar el personal y presupuesto necesario, evitando solapamiento y duplicidades y procurando el uso racional de los recursos disponibles para el logro de los objetivos y planes institucionales y subsectoriales. 25 de junio de 2021 Organigrama y presupuesto del MEM que muestre la integración de la UERS 5.3.9 Integrar las competencias de la Unidad de Electrificación Rural y Suburbana (UERS) mediante la creación de una unidad especializada dentro del Viceministerio de Energía; dimensionar la unidad en términos financieros y de recursos humanos, tomando en cuenta las políticas públicas, los planes de desarrollo y de expansión subsectorial, el presupuesto anual del ministerio y los recursos consignados en la Ley 125-01 y sus modificaciones para financiar la electrificación rural y suburbana. 5.3.10 25 de febrero de Planes de expansión que incluyan zonas no electrificadas emitidos Incluir la expansión de la electrificación en zonas no electrificadas en los planes indicativos de expansión del Ministerio de Energía y Minas, guardando respeto a los derechos de las respectivas empresas y cooperativas concesionadas dentro de su área correspondiente. 5.3.11 25 de febrero de Planes de expansión que incluyan zonas no electrificadas emitidos Proponer los planes de expansión y electrificación de las comunidades rurales y suburbanas a las concesionarias, las cuales podrán establecer que los mecanismos autogestionarios sean a través de las empresas distribuidoras concesionadas o las cooperativas concesionadas. 6.1.5 Estudio publicado 25 de octubre de Realizar un estudio detallado de lo establecido en la Ley 125-01 y su reglamento para introducir las mejoras que sean necesarias en relación con los procedimientos y plazos para el otorgamiento de concesiones provisionales y definitivas, conforme a las buenas prácticas internacionales. 6.2.5 25 de febrero Cualificaciones para el subsector eléctrico en el MNC Definir, en el Marco Nacional de Cualificaciones, las habilidades, conocimientos y competencias que deben ser adquiridas en los niveles de educación y formación técnica profesional y educación superior por parte de los recursos humanos a ser empleados en el subsector eléctrico. 8.1.15 25 de agosto Normativa sobre persecución del fraude emitida Revisar la normativa, procesos y protocolos de actuación de la Procuraduría General Adjunta para el Sistema Eléctrico (PGASE), con la finalidad de redefinir la política de persecución estratégica del fraude eléctrico, en el marco de lo dispuesto en la Ley 125-01 y sus modificaciones. 8.6.4 Resolución del MEM sobre IGNC publicada 25 de mayo de Elaborar normativa que establezca los criterios y determinación de las instituciones gubernamentales que se considerarían no cortables en virtud del artículo 95 de la Ley 125-01. 9.2 25 de febrero de Realizar de manera periódica estudios de estimación y proyección de demanda de energía y tomarlos en cuenta en la actualización de los planes indicativos de expansión de generación, transmisión y distribución de electricidad. Estudios de Estimación y Proyección de Demanda de Energía publicados 9.3 25 de agosto de Estudio de localización de proyectos de generación publicado Realizar un estudio nacional para identificar localizaciones apropiadas para los proyectos de generación eléctrica, en función de diferentes opciones tecnológicas, fuentes de suministro, tipo de combustible, uso óptimo de las redes de transmisión, como un insumo necesario para la planificación de la expansión de la generación, transmisión y distribución eléctrica. 9.4 25 de febrero de Planes de expansión de Generación, Transmisión y Distribución publicados Coordinar y conducir la elaboración de los planes de expansión de generación, transmisión y distribución en consulta con el Ministerio de Economía, Planificación y Desarrollo (MEPYD) y la participación activa de los agentes del Mercado Eléctrico Mayorista, así como las instituciones públicas del subsector eléctrico. 9.4.1 Incorporar los planes indicados en los Planes Nacionales Plurianuales del Sector Público, revisarlos y actualizarlos cada cuatro años. Según el calendario del PNPSP Planes Plurianuales del Sector Público con Planes Indicativos incorporados, publicados 9.5.1 Plan de expansión de Generación publicado 25 de febrero de Establecer en el Plan de Expansión de Generación: a) la participación diversificada de fuentes energéticas convencionales, renovables y alternativas, priorizando en la medida de lo posible esta dos últimas; b) las metas específicas sobre la capacidad, ubicación y tipos de combustibles de las centrales eléctricas a construir incluyendo el porcentaje requerido de participación de las energías renovables; c) los parámetros requeridos para la seguridad del sistema a un costo mínimo eficiente de generación; d) la profundización de la diversificación de la matriz energética dominicana fomentando la construcción de nuevas terminales de combustibles y la conversión a gas natural y otras tecnologías y combustibles con la finalidad de optimizar costos, reducir el impacto ambiental y las emisiones de dióxido de carbono; e) la definición de las características de los proyectos de inversión, a fin de distribuir de forma óptima las decisiones de inversión a realizar en todo el territorio nacional conforme a la Estrategia Nacional de Desarrollo, tomando en consideración los estudios realizados de tamaño y localización de la nueva generación. 9.6.1 Plan de expansión de Transmisión publicado. 25 de febrero de Elaborar, bajo las directrices emanadas del Ministerio de Energía y Minas, el Plan Indicativo de Expansión del Sistema de Transmisión para hacerlo consistente con los Planes Indicativos de Generación y de Transmisión y considerando: a) la construcción de las redes necesarias para la expansión de la transmisión a zonas no electrificadas conforme a los Planes de Expansión de Distribución y la Estrategia Nacional de Desarrollo; b) las adecuaciones necesarias en las redes de transmisión que contribuyan a resolver de forma óptima los problemas existentes, cumpliendo con los criterios de seguridad y calidad del servicio en el SENI aprobado en la normativa vigente; c) el desarrollo o adecuación de la infraestructura necesaria para posibilitar la interconexión con el SENI de las nuevas inversiones consideradas en los Planes Indicativos de Generación y de Distribución, los cuales deben incluir los pronósticos de demanda de energía y potencia, en base a la normativa de calidad en cumplimiento con las normas técnicas y ambientales; d) la identificación de posibles fuentes y modalidades de financiamiento de los proyectos a ser desarrollados en el marco del plan. 9.6.3 Evaluar la factibilidad de la interconexión eléctrica en la región del Caribe 25 de febrero de Estudio de factibilidad de interconexión publicado 9.7.1 Planes Indicativos de Distribución publicados. 25 de febrero de Elaborar, bajo las directrices emanadas del Ministerio de Energía y Minas, el Plan Indicativo de Distribución incorporando el Plan Maestro de Distribución y el Plan de Gestión Comercial, esto planes deberán: a) ser formulados tomando en consideración las condiciones socioeconómicas y geográficas nacionales y los estándares internacionales de sistemas de distribución eficientemente dimensionados; b) establecer metas de cobertura territorial a nivel urbano, suburbano y rural, de abastecimiento, de reducción de pérdidas técnicas y no técnicas, de calidad del servicio y de cobertura de alumbrado público; c) identificar los requerimientos y características del equipamiento del sistema de distribución de energía eléctrica, conforme a las metas contenidas en el plan y a las mejoras tecnológicas a introducir en la prestación del servicio; d) elaborar un programa de repotenciación de subestaciones y circuitos que actualmente se encuentren con cargas por encima del 80% de su capacidad, con la finalidad de satisfacer el crecimiento de la demanda y la seguridad del suministro; e) determinar los cascos urbanos o áreas que por su naturaleza lo requieran, en las cuales se promoverá el soterrado de las líneas existentes de media y baja tensión, favorecer que las instalaciones en las nuevas urbanizaciones sean soterradas, evaluando la factibilidad técnica y económica de dichas instalaciones de forma previa a la decisión de inversión; f) establecer los requerimientos de recursos humanos, equipamiento, infraestructura física y tecnologías de la información y comunicación, destinados a mejorar los sistemas de compras y contrataciones, facturación-cobro y atención al cliente-usuario; g) estimar los recursos requeridos para su realización e identificar las fuentes y modalidades para el financiamiento de los proyectos desarrollados en el marco del plan. 9.8.1 25 de febrero de Estudiar y promover proyectos para la producción de energía renovable gestionable tales como los procedentes del aprovechamiento de biomasa, Estudios sobre producción de energía renovable biogás, desechos sólidos, alimentos, algas marinas u otros que sean factibles. gestionable publicados 9.8.2 25 de febrero de Realizar los estudios necesarios para establecer el nivel óptimo de incentivos requeridos para la apropiada promoción de inversiones en energías renovables. Estudios sobre incentivos óptimos a energía renovable publicados 9.8.3 Promover y facilitar el uso de energías renovables a nivel domiciliario, comercial e industrial. 25 de febrero de Normativa para la promoción del uso de energías renovables emitida 9.8.7 25 de febrero de Planes de estudios y oferta curricular que incluya la formación de técnicos en instalación y manejo de energías renovables Gestionar a través del Ministerio de Educación, el Ministerio de Educación Superior Ciencia y Tecnología, la Universidad Autónoma de Santo Domingo y el Instituto para la Formación Técnico- Profesional, la incorporación en la oferta curricular y planes de estudios de las instituciones de formación, educación técnico-profesional y educación superior a nivel gubernamental y privado, la formación de técnicos medio y superiores en manejo e instalación de centrales y equipos en energías renovables y alternativas. 9.9.1 25 de febrero de Realizar estudios para evaluar el uso de hidrógeno y en el largo plazo el uso de la energía nuclear en la generación eléctrica mediante un programa de investigación, desarrollo e innovación. Estudios sobre uso de hidrógeno y estudios sobre el uso de energía nuclear 9.10.1 25 de febrero de Anteproyecto de ley remitido al Poder Ejecutivo Elaborar y someter al Poder Ejecutivo un anteproyecto de ley de promoción del uso racional de la energía que contendrá, de manera no limitativa, los siguientes conceptos: a) normas para la construcción que promuevan eficiencia energética en las edificaciones públicas y privadas; b) desincentivos a la importación de equipos eléctricos de baja eficiencia, mediante la implementación del impuesto selectivo al consumo de los mismos; c) estímulos al uso de equipos eléctricos eficientes. 9.10.2 25 de febrero de Coordinar la estructuración de un programa nacional de ahorro y eficiencia energética, contenido en el proyecto de ley de promoción del uso racional de energía, con el objetivo de incentivar el uso eficiente de la energía en todos los niveles de consumo. Programa nacional de ahorro y eficiencia energética implementado ARTÍCULO 6: Es responsabilidad de la Superintendencia de Electricidad (SIE) realizar las siguientes acciones en los plazos indicados, verificables a través de sus respectivos indicadores de cumplimiento: Acción Indicador de cumplimiento Plazo 5.2.1 Resolución de la SIE emitida 25 de febrero de Emitir mediante resolución una normativa que establezca las condiciones necesarias para que las empresas distribuidoras puedan subcontratar la actividad de comercialización, para mejorar la gestión, bajo un sistema transparente de contratación de servicios vía licitación pública con empresas privadas o de capital mixto y cooperativas eléctricas y entes y órganos con capacidad legal, previamente aprobadas por la SIE, así como los procedimientos que regirán esta subcontratación. Esta normativa igualmente establecerá los derechos, obligaciones y responsabilidades de la empresa o cooperativa que resulta subcontratada para dichos servicios de comercialización, incluyendo una definición del modelo de subcontratación, que puede ser a través de la segmentación de circuitos, zonas, región u otro criterio que se considere pertinente a fin de medir y gestionar los resultados de la misma. 6.1.1 Resolución de la SIE emitida 25 de febrero de Revisar la forma de identificación y tipificación de los casos de competencia desleal y abuso de posición dominante, y reforzar la capacidad sancionadora en el marco legal, acorde con la ley de defensa de la competencia. 6.2.3 25 de febrero de Resolución SIE y protocolo SIE- INDOCAL emitidos Elaborar la norma relativa a las características de los medidores a utilizar en el sistema eléctrico nacional y, conjuntamente con el Instituto Dominicano para la Calidad (INDOCAL), establecer el protocolo correspondiente para la ejecución y seguridad de cumplimiento del debido proceso de verificación, certificación y recertificación de medidores, por lo que en caso de violación se procederá a implementar el régimen de consecuencias que establezca la Ley 125-01 y sus modificaciones. 6.2.6 25 de febrero de Crear el Registro Nacional de Técnicos Eléctricos Certificados; y establecer los criterios para cumplir con dicha certificación. Registro Nacional de Técnicos Eléctricos Certificados creado y Resolución SIE emitida 6.2.7 25 de febrero de Dictar normativas sobre auditorías técnicas periódicas establecidas en el Artículo 24 literal c) de la Ley 125- 01. Resolución SIE sobre Auditorías Técnicas emitida 6.2.8 25 de febrero de Actualizar los estudios para determinar el costo marginal de la potencia y publicarlos previa emisión de la resolución que corresponda. Resolución SIE sobre Costo Marginal de Potencia emitida 6.2.9 25 de febrero de Revisar la metodología para la asignación de potencia firme para la remuneración de todas las centrales del SENI, tanto térmicas como hidroeléctricas; y realizar un estudio para revisar la metodología de asignación de potencia firme para la remuneración de otras energías renovables y/o alternativas. Resolución SIE sobre Asignación de Potencia Firme emitida y Estudio sobre Potencia Firme de Alternativas publicado 6.3.1 25 de febrero de Establecer tarifas técnicas en sistemas aislados, estándares de calidad y confiabilidad del servicio que brinda cada sistema aislado y planificación de inversiones para el desarrollo de los sistemas. Resoluciones SIE estableciendo Tarifas Técnicas, Calidad del Servicio y Planes de inversiones en Sistemas Aislados emitidas 6.4.1 25 de febrero de Resolución SIE sobre calidad del servicio emitida Actualizar las normas técnicas de calidad del servicio público de distribución de electricidad conforme a lo establecido en la normativa vigente en el subsector eléctrico, incluyendo las respectivas penalidades por incumplimiento conformar a lo establecido en la Ley 125-01; y establecer los niveles de racionamiento permitidos. 6.4.2 25 de febrero de Fortalecer los sistemas de supervisión y fiscalización para el cumplimiento de las normas relativas a la calidad del servicio eléctrico. Procedimientos de fiscalización de normas de calidad ejecutados 6.4.3 25 de febrero de Resolución SIE sobre calidad del servicio comercial emitida Actualizar e implementar la Norma de Calidad del Servicio Comercial para la Prestación del Servicio Público de Distribución de Electricidad, incorporando las actividades de verificación y certificación, dispuestas en la normativa referida a los usuarios; y aplicar las sanciones correspondientes por incumplimiento en la calidad de la prestación del servicio. 6.5.4 Revisar la normativa de acceso y prestación del servicio de energía eléctrica trifásica. 25 de febrero de Resolución SIE sobre Energía Trifásica emitida 6.8.2 1 de octubre de Cronograma y estadísticas publicadas Publicar las informaciones que reciba de las empresas reguladas de manera regular y sistemática con formato uniforme que permita la comparación, de conformidad a los artículos 24 literal j) y 28 de la Ley 125-01 y el artículo 104 del Reglamento de la ley; y establecer un cronograma de publicación de las estadísticas, datos e informaciones contemplados en la normativa mencionada. 6.8.3 25 de noviembre de 2021 Resolución SIE con el Reglamento de Contabilidad Regulatoria emitido Emitir el reglamento relativo a la contabilidad regulatoria, estableciendo los plazos para la entrada en vigencia de la misma en todas las empresas de transmisión y distribución del subsector eléctrico e indicando las medidas a ser tomadas por dichas empresas para cumplir con el referido reglamento. 6.8.4 25 de agosto de Todas las informaciones publicadas en los portales web Mantener permanentemente actualizado su portal electrónico asegurando la publicación y permanencia de las resoluciones regulatorias, así como de todas las informaciones operativas, administrativas, comerciales, de personal y compras, incluyendo las estadísticas del subsector y las variables técnicas, comerciales y financieras, incluyendo sus informes de gestión, que permitan monitorear su desempeño cumpliendo con los plazos establecidos en la Ley 200- 04. 8.1.5 25 de agosto de Metodología y línea de base establecida Oficializar la metodología de medición del índice de pérdidas de electricidad y establecer su línea de base al momento de inicio del Plan de Reducción de Pérdidas. 8.1.8 Metodología establecida 25 de agosto de Adoptar la metodología para la medición de los indicadores de cobranzas de electricidad, la relación Gastos Operativos/Ingresos y del Índice de Abastecimiento y establecer los valores para las líneas de base. 8.2.2.2 Realizar un estudio para determinar las Tarifas de Referencia. Estudio publicado 25 de agosto de 8.2.2.3 Establecer las Tarifas de Referencia. Resolución SIE emitida 25 de agosto de 8.2.3.2 Resoluciones SIE emitidas A partir del 25 de septiembre de 2021 Ajustar trimestralmente la tarifa de transición a aplicar a los usuarios regulados en función de las variaciones en el precio medio de compra, las variaciones en la tasa de cambio, la reducción de pérdida y la mejora de eficiencia, tomando en cuenta sus respectivas ponderaciones, con base al siguiente detalle: i. Los valores que servirán como base para medir las variaciones del precio medio de compra y la tasa de cambio serán los disponibles al segundo trimestre de 2021. El Precio Medio de Compra de las Distribuidoras (PMC) resulta de sumar en cada momento: (1) costo de la energía y potencia adquirida en el mercado de contrato, (2) costo de la energía y potencia adquirida en el mercado spot, (3) peaje de transmisión, (4) pago de compensaciones por despacho forzado y (5) los aportes a las instituciones regulatorias y de operación del mercado, todo esto dividido entre el total de energía comprada. Por su parte la tasa de cambio será el promedio de los valores publicados por el Banco Central correspondiente a los agentes de cambio, del trimestre anterior hasta el día 25 del mes inmediatamente anterior en el que se hace el ajuste. ii. Si la variación en el Precio Medio de Compra, PMC y la tasa de cambio es al alza, todos los tramos de la estructura tarifaria de transición serán ajustados hacia el alza. Por su parte, si la variación es a la baja, ésta se transferirá siempre y cuando los niveles tarifarios de transición estén por encima del piso de la tarifa de referencia. iii. El valor base de la relación gastos operativos/ ingresos, así como el del porcentaje de pérdidas, será el existente al cierre del año 2020, el cual deberá ser auditado. iv. En los ajustes de los niveles de las tarifas de transición a aplicar, la reducción máxima de pérdidas a reconocer cada año será la meta del año previo establecida en el Programa de Reducción de Pérdidas. En caso de no alcanzarse la meta acordada para el año previo, se reconocerá en el referido cálculo la reducción efectivamente lograda, siempre que dicha reducción sea superior o igual a dos (2) puntos porcentuales. Si la reducción de pérdida efectiva es menor de dos (2) puntos porcentuales, se reconocerá un mínimo de dos (2) puntos porcentuales. v. El primer ajuste a los niveles de las tarifas aplicadas (tarifa de transición), a efectuarse el 1ro. de octubre de 2021, reconocerá la reducción de pérdidas correspondiente al año 2020, siguiendo el esquema acordado en el párrafo anterior. En lo adelante, en los subsiguientes tres (3) trimestres se considerará una reducción de pérdidas equivalente a 0.5 puntos porcentuales. En cada 1ro de julio a partir de 2022 se reconocerá la reducción de pérdidas correspondiente al año anterior, siguiendo el esquema acordado, menos uno punto cinco (1.5) puntos porcentuales de reducción de pérdidas previamente reconocidos en los tres trimestres anteriores. vi. A partir del 2022, cada segundo semestre la tarifa de transición aplicada se ajustará para reconocer el porcentaje de la mejora de la eficiencia de la gestión lograda en el año anterior en función de la ponderación que tengan los gastos operativos en la estructura de costo en la tarifa de referencia. 8.2.3.3 Resoluciones SIE emitidas Disminuir gradualmente el porcentaje de subsidio cruzado vigente hasta converger al subsidio cruzado contenido en las tarifas de referencia. A partir del 25 de septiembre de 2021 8.3.1 Resoluciones SIE emitidas A partir del 25 de septiembre de 2021 Calcular trimestralmente los niveles de las tarifas correspondientes al régimen tarifario de referencia utilizando las informaciones actualizadas disponibles, a fin de evaluar la conveniencia de pasar a la adopción anticipada de dicho régimen o de mantener la estructura tarifaria de transición establecida para el período 2021-2026. 8.4.1 Resoluciones SIE emitidas A partir del 25 de diciembre de 2026 Una vez implementada la tarifa de referencia la Superintendencia de Electricidad (SIE) verificará la existencia de las condiciones establecidas en la Ley núm. 125-01 para la entrada en vigencia de la tarifa técnica y procederá a determinar la factibilidad de fecha de entrada de la misma, luego de este pliego tarifario simplificado de referencia que tendrá una duración máxima de cuatro (4) años. PÁRRAFO: En lo que respecta al subsidio cruzado moderado una vez entre en vigencia la tarifa técnica, si las condiciones lo ameritan, la Superintendencia de Electricidad (SIE) podrá mantener este subsidio por un tiempo determinado excluyendo a los subsectores productivos. 8.6.5 Resolución SIE 25 de agosto de Establecer normativa y protocolo a seguir en el caso de que se rompa la cadena de pago del servicio eléctrico por no pago oportuno del mismo por parte de prestadores privados de servicios públicos conforme a lo establecido en el artículo 95 de la Ley 125-01 8.6.9 25 de agosto de Resolución SIE sobre Aportes de Financiamiento Reembolsables Emitir normativa para reglamentar los artículos 103 al 106 y 135 de la Ley 125-01 sobre los Aportes de Financiamientos Reembolsables, incluyendo el procedimiento para la adquisición de obras eléctricas y la eliminación de la duplicidad de costos para los usuarios finales. 8.6.10 1 de octubre de Resolución SIE sobre fianzas emitida, información sobre fianzas publicada e incluida en las facturas Fiscalizar que las empresas distribuidoras de electricidad cumplan con las disposiciones contenidas en la normativa referente a depósitos, capitalización, actualización y devolución de fianzas para contratos entre usuarios regulados y empresas distribuidoras, incluyendo la inclusión en la factura los montos correspondientes a las fianzas y los intereses devengados. 8.6.12 25 de febrero de Actualizar el peaje de transmisión de ETED para los siguientes 4 años basado en un estudio técnico y económico Resolución SIE sobre el Peaje de Transmisión emitida 8.6.13 Actualizar la normativa sobre calidad del servicio de transmisión 25 de febrero de Resolución SIE sobre calidad del servicio de transmisión emitida 9.6.2 25 de febrero de Estudio sobre transferencia de líneas de 69kV publicado Elaborar un estudio para determinar la viabilidad técnica, económica y operacional de transferir a las empresas distribuidoras las líneas de transmisión de 69kV propiedad y operación de la Empresa de Transmisión Eléctrica Dominicana (ETED) ARTÍCULO 7: Tarifa de Transición. Para aplicar la transición tarifaria hasta alcanzar la Tarifa de Referencia o la Tarifa Técnica, como lo establece el Pacto, se instruye a la Superintendencia de Electricidad (SIE) a que, en aras de simplificar el proceso y reducir al mínimo posible los impactos sobre los clientes, la transición tarifaria se extienda hasta diciembre de 2026 como establece el Pacto, con ajustes trimestrales en cada componente de cada tarifa, como forma de lograr una convergencia lineal desde los valores actualmente aplicados a los valores establecidos en las Tarifas de Referencia. PÁRRAFO I: En adición a los cambios en las tarifas implicados por lo señalado en el párrafo anterior, se instruye a la SIE a aplicar trimestralmente los ajustes que correspondan para reflejar las variaciones en el precio medio de compra, tal como señala el párrafo 8.2.3.2, literal i) del Pacto. PÁRRAFO II: Los ajustes trimestrales aplicados durante el proceso de transición en las tarifas deberán reflejar las mejoras en la gestión de las empresas distribuidoras comprometidas en el marco del Pacto Eléctrico, aplicando los ajustes a la baja a las tarifas que no estén subsidiadas. PÁRRAFO III: A fin de posibilitar el inicio del proceso de transición tarifaria a partir de septiembre 2021, la Superintendencia de Electricidad (SIE), luego de un proceso de discusión y consulta con el Comité Especial del CES para el Pacto Eléctrico, deberá emitir una resolución que explique la metodología de convergencia lineal, los ajustes por precio medio de compra y tasa de cambio, y los ajustes de reducción de precios por mejora de eficiencia; así como el cálculo de todos los ajustes contenidos en los párrafos anteriores, que sirva de marco para la transición tarifaria a iniciarse en ese mismo mes. PÁRRAFO IV: En un plazo no mayor de doce (12) meses a partir de la emisión del presente Reglamento, la Superintendencia de Electricidad (SIE) deberá establecer, por resolución, la actualización de las Tarifas Técnicas en los términos establecidos por Ley 125-01 y su Reglamento, así como la consecuente actualización de las Tarifas de Referencia que contemple todas las indicaciones establecidas en el Pacto Eléctrico sobre las mismas. Para la elaboración de los términos de referencia para la contratación de la firma consultora a cargo de los estudios que soporten la actualización de las tarifas, la SIE agotará un proceso de discusión y consulta con el Comité Especial del CES para el Pacto Eléctrico. ARTÍCULO 8: Política de Subsidios. A fin de garantizar a los hogares en condición socioeconómica menos favorecida, el suministro de electricidad mínimo indispensable con que debe contar una vivienda digna, se instruye al Gabinete de Coordinación de Políticas Sociales, a la Superintendencia de Electricidad y las empresas distribuidoras de electricidad, a realizar todas las acciones necesarias para la incorporación al Programa Bonoluz de todos los hogares beneficiados por el Programa Supérate. Dicha incorporación será gradual para que de esta forma se asegure una implementación exitosa. ARTÍCULO 9: Es responsabilidad del Consejo de Coordinación del Organismo Coordinador del SENI realizar la siguiente acción, en el plazo indicado y se establece el correspondiente indicador de cumplimiento: 5.3.16 Estatutos del OC revisados 25 de agosto de Revisar los estatutos del Organismo Coordinador (OC) del Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI) para lograr que en la representación y toma de decisiones exista un equilibro entre los representantes del mismo, conforme al artículo 38 de la Ley 125-01 y sus modificaciones, y entre el subsector público y el subsector privado, ya que es el organismo que garantiza el equilibro y la sostenibilidad del sistema. ARTÍCULO 10: Corresponde a las empresas distribuidoras Edenorte, Edesur y Edeeste realizar las siguientes acciones en los plazos indicados, verificables a través de sus respectivos indicadores de cumplimiento: Acción Indicador de cumplimiento Plazo 6.5.2 Reclamos de clientes atendidos 25 de febrero de Garantizar al cliente o usuario el derecho de acceso y prestación del servicio de electricidad medido, en la ubicación especificada, conforme a las condiciones que incidan en la calidad del producto, como potencia, tensión y frecuencia nominal, con diferencias que no excedan el margen de tolerancia admitido en la reglamentación sobre normas de calidad de la SIE 6.5.3