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Sin Vigencia
Que el Gobierno de la República de Nicaragua mediante el Decreto No. 70-2007 creó la Comisión Interinstitucional para la negociación con Unión Fenosa Internacional, y para dar seguimiento al "Memorándum de Intenciones entre el Gobierno de la República de Nicaragua y la Empresa Unión Fenosa Internacional", suscrito en La Moncloa, Madrid, el veintiocho de junio del año dos mil siete.
Que como fruto de las negociaciones que legitimó el Decreto No. 70-2007, el día veintinueve de mayo del corriente año dos mil ocho, en la ciudad de Managua, Nicaragua, se suscribió el Protocolo de Entendimiento entre las Empresas Distribuidora de Electricidad del Norte, S.A. (DISNORTE), Distribuidora de Electricidad del Sur, S.A (DISSUR), el Grupo Unión Fenosa Internacional S.A., y el Gobierno de la República de Nicaragua, el que ha sido sometido al conocimiento del Presidente de la República, y aprobado mediante Decreto Ejecutivo No. 29-2008, todo de conformidad con lo establecido en el citado artículo cinco del Decreto No. 70-2007.
Que el objetivo general de la firma del Acuerdo Internacional de Carácter Económico "Protocolo de Entendimiento" es establecer soluciones a corto y mediano plazo que nos permitan, como nación, dar respuesta a los problemas planteados por los usuarios del servicio eléctrico, así como por los distintos agentes del sector, mediante la concertación de diferentes instituciones del Estado con las Distribuidoras de electricidad y sus inversores extranjeros.
Que los acuerdos alcanzados permiten disminuir y, en algunos casos, resolver los problemas financieros y técnicos que afectan el buen funcionamiento del servicio de distribución eléctrica, en el marco de resultados favorables y satisfactorios en defensa del patrimonio del Estado y los intereses nacionales.
En uso de sus facultades;
El siguiente;
Artículo 1 Apruébese el "Protocolo de Entendimiento entre las Empresas Distribuidora de Electricidad del Norte, S.A. (DISNORTE), Distribuidora de Electricidad del Sur, S.A. (DISSUR), el Grupo Unión Fenosa Internacional S.A., y el Gobierno de la República de Nicaragua", suscrito el 29 de mayo del año 2008 en la ciudad de Managua, Nicaragua, adjunto, con sus anexos que forman parte integrante de este Decreto, conforme el siguiente listado:

1. Ley para la Distribución v el Uso Responsable del Servicio Público de Energía Eléctrica, publicada en La Gaceta, Diario Oficial No. 143 del 28 de Junio del 2008, Anexo No. 1.

2. Plan de Inversión 2007 - 2011, Anexo No. 2.

3. Certificación de Resolución INE - No. 788-12-2007, el que se refiere al régimen tarifario, publicado en La Gaceta, Diario Oficial No. 246 del 21 de Diciembre del 2007. Anexo No. 3.

4. Conciliación y Compensación de deudas entre el Gobierno y las Distribuidoras DISNORTE-DISSUR. Anexo No. 4.

Art. 2 El presente Decreto entrará en vigencia a partir de su publicación en La Gaceta, Diario Oficial. Por tanto publíquese.

Dado en la Sala de Sesiones de la Asamblea Nacional. Managua, a los doce días del mes de febrero del año dos mil nueve. Ing. René Núñez Téllez, Presidente de la Asamblea Nacional.- Dr. Wilfredo Navarro Moreira. Secretario de la Asamblea Nacional.
Reunidos en el Palacio de la Moncloa, en la Ciudad de Madrid, en presencia de David Taguas Director de la Oficina Económica del Presidente del Gobierno de España, por una parte la delegación del Gobierno de Nicaragua compuesta por el Comandante Bayardo Arce Castaño, Asesor Económico de la Presidencia, y el Embajador de Nicaragua en España, Augusto Zamora, y de otra la delegación de Unión FENOSA, presidida por Honorato López Isla Consejero Delgado de la empresa, declaran:

1. La disposición del Gobierno de Nicaragua de que Unión FENOSA continúe operando en el país, y Unión FENOSA su voluntad de continuar operando en Nicaragua, en un marco de cooperación y entendimiento, para garantizar el mejor servicio a la población Nicaragüense.

2. En este marco, el Gobierno de Nicaragua hizo entrega a Unión FENOSA del proyecto de ley de Reformas y Adiciones a la Ley 554 de Estabilidad Energética, remitido a la Asamblea Nacional por el Presidente de la República de Nicaragua, Daniel Ortega Saavedra, y del Anteproyecto de Ley de Protección y Promoción del Uso Responsable de los Servicios Públicos, para su conocimiento.

3. Unión FENOSA expresó su disposición de realizar en Nicaragua las inversiones necesarias, una vez la Asamblea Nacional haya aprobado las leyes mencionadas en el apartado anterior. Estas inversiones se destinarían a mejorar la red energética nicaragüense, el servicio a los usuarios y la lucha contra el fraude. Unión FENOSA expresó también su disposición de no retirar, durante un período de 3 años, las utilidades obtenidas de sus actividades en Nicaragua.

4. El Gobierno de Nicaragua manifestó su voluntad de apoyar la lucha contra el fraude con los medios humanos y materiales que sean necesarios, dentro del marco jurídico vigente en el país, así como de que se creen mecanismos transparentes para que las tarifas reflejen el coste real de la energía.

5. El Gobierno de Nicaragua y Unión FENOSA expresaron su disposición de crear comisiones técnicas para la resolución de todos los problemas técnicos, económicos y financieros actualmente existentes y que afectan el buen servicio de distribución eléctrica. A tal efecto Unión FENOSA enviará ejecutivos desde España para atender estos problemas con ejecutivos nicaragüenses.

6. Unión FENOSA se compromete a enviar personal técnico para que, junto con técnicos de Nicaragua, analicen y traten de resolver los problemas técnicos que afectan a las plantas generadoras instaladas, con el fin de mejorar su eficiencia y aumentar la capacidad de generación de energía del país.

7. Para el caso de que se firme el Protocolo de Entendimiento vinculante, Unión FENOSA expresa su intención de suspender la reclamación internacional del seguro MIGA, y no emprender la demanda al CIADI, el Gobierno de Nicaragua manifiesta su disposición de realizar gestiones a fin de suspender el proceso de arbitraje en curso y cualquier otro proceso que dificulte el proceso de entendimiento actualmente en marcha.

Este memorando de intenciones es la base de un futuro protocolo de entendimiento que vinculará al Gobierno de Nicaragua y a Unión FENOSA, que tratará de alcanzarse antes del 31 de julio de 2007.

Madrid. 28 de Junio de 2007.- Bayardo Arce Castaño. Honorato López Isla. David Taguas.
En la ciudad de Managua, capital de la República de Nicaragua, a 2 de Agosto de 2007.
El Gobierno de la República de Nicaragua (que en lo sucesivo se denominará "El Estado"), representado por el Ingeniero Emilio Rappaccioli, Ministro de Energía y Minas, como presidente de la "Comisión Interinstitucional para la Negociación con Unión FENOSA Internacional", en virtud del Decreto del Presidente de la República n° 70-2007, publicado en el Diario Oficial La Gaceta n°. 138 de 23 de julio de 2007.

Distribuidora de Electricidad del Norte, S.A. y Distribuidora de Electricidad del Sur S.A. (que en lo sucesivo se denominaran "las Distribuidoras" o "DINORTE y DISSUR", respectivamente) representadas por su Presidente, Lic. Danilo Lacayo Rappaccioli, y Unión Fenosa Internacional, S.A. Planificación e Inversión Estratégica, S.A. y aplicaciones y Desarrollos Profesionales Nuevo Milenio, S.L. (en adelante "el Grupo Unión Fenosa"), sociedades españolas, propietarias del 99,99% del capital social de las Distribuidoras, representadas por Don Honorato López Isla.
1. Que el 28 de junio de 2007 se suscribió un Memorando de Intenciones entre los representantes del Gobierno de Nicaragua y de Unión Fenosa para sentar las bases de un futuro acuerdo (en adelante el "Acuerdo").

2. Que durante el mes de julio las Partes vienen trabajando en el desarrollo de este Avance del Protocolo de Entendimiento, con la participación del Ing. David Castillo, Presidente del Consejo de Dirección del INE, el Dr. Eliseo Núñez, Presidente de la Comisión de Infraestructura de la Honorable Asamblea Nacional y el Diputado Ing. Edwin Castro, miembro de dicha Comisión, con el fin de alcanzar el Acuerdo.

3. Que a fecha 31 de julio de 2007 las partes han logrado consensuar definitivamente una parte del texto del Acuerdo, desde su inicio hasta la estipulación 3 inclusive, así como los anexos 1 y 2 del mismo (el texto del borrador de Acuerdo consensuado hasta ahora se adjunta a este documento).

4. Que en el ánimo de intentar llegar a acuerdos aceptables para las Partes sobre los asuntos objeto del Acuerdo, estas se comprometen a seguir negociando de buena fe, en el entendido de que el acuerdo es un acuerdo integral cuyas estipulaciones no vincularán a las Partes hasta que estas suscriban dicho instrumento completo, cuando finalicen las negociaciones en curso y en los términos en que quede suscrito. El Acuerdo deberá ser firmado a la mayor brevedad en el plazo que acuerden las Partes. Hasta que sea firmado las Partes se comprometen a poner sus mejores esfuerzos para que no falte el suministro de energía a los sectores productivos y a la población.

En fe de lo cual firmamos el presente documento en triple ejemplar en la fecha y lugar arriba señalados. Ministerio de Energía y Minas Ing. Emilio Rappaccioli. Grupo Unión FENOSA, Don Honorato López Isla. DISNORTE Y DISSUR Lic. Danilo Lacayo.
En la ciudad de Managua, capital de la República de Nicaragua, 2007.
El Gobierno de la República de Nicaragua (que en lo sucesivo se denominará "El Estado), representado por la "Comisión Interinstitucional para la Negociación con Unión FENOSA Internacional", integrada por el Ing. Emilio Rappaccioli, Ministro de Energía y Minas, quien la preside, el Ing. Ernesto Martínez Tíffer, Presidente Ejecutivo de ENEL y el Lic. Haraxa Sandino, en representación de la Dirección de Defensa del Consumidor del Ministerio de Fomento, Industria y Comercio, de conformidad con el Decreto del Presidente de la República n° 70-2007, publicado en el Diario Oficial la Gaceta n°, 138 de 23 de junio de 2007.

Distribuidora de Electricidad del Norte, S.A. y Distribuidora de Electricidad del Sur, S.A. (que en lo sucesivo se denominarán "las Distribuidoras" o "DISNORTE Y DISSUR", respectivamente) representadas por su Presidente, Lic. Danilo Lacayo Rappaccioli, y

Unión Fenosa Internacional, S.A., Planificación e Inversión Estratégica, S.A y Aplicaciones y Desarrollos Profesionales Nuevo Milenio, S.L. (en adelante "el Grupo Unión Fenosa"), sociedades Españolas, propietarias del 99.99% del capital social de las Distribuidoras, representadas por Don Honorato López Isla.

Y contado con la participación del Ing. David Castillo, Presidente del Consejo de Dirección del INE, el Dr. Eliseo Núñez, Presidente de la Comisión de Infraestructura de la Honorable Asamblea Nacional y el diputado Ing. Edwin Castro, miembro de dicha Comisión.
I. Que por diferentes causas, el sector eléctrico de Nicaragua está atravesando una situación de crisis que afecta la calidad de vida de los nicaragüenses y el desarrollo sostenible de la economía nacional, que requiere de una concertación de las diferentes instituciones del Estado con las Distribuidoras de electricidad y sus inversores extranjeros, con el fin de

Contribuir de manera rápida y efectiva a estabilizar el sector en un marco de cooperación y entendimiento mutuo, que se traduzca en servicios de mejor calidad y expansión de cobertura, así como contribuir a la posición competitiva de la economía nacional tanto para los sectores productivos como también para los potenciales inversionistas que miran al país como alternativa para radicarse en él.

II. Que en coherencia con el espíritu de lo establecido en el Memorándum de Intenciones firmado en fecha 28 de junio de 2007 en la ciudad de Madrid, los comparecientes suscriben el presente instrumento sujeto a la ratificación de la Honorable Asamblea Nacional de Nicaragua, dirigido a lograr soluciones a corto y mediano plazo que permitan como nación dar respuesta a los problemas planteados por los usuarios del servicio eléctrico así, como por los distintos agentes del sector eléctrico con el fin de mantener un servicio de suministro de electricidad financieramente viable, de calidad, seguro y estable para la población, de acuerdo a las siguientes:
1. PROMOCIÓN DEL USO RESPONSABLE DEL SERVICIO DE ELECTRICIDAD.

1.1 Las Distribuidoras manifiestan su firme voluntad de mejorar la prestación del servicio público para garantizar a la población nicaragüense el suministro de energía eléctrica, segura y confiable y ratifican su compromiso en la lucha contra el fraude eléctrico con responsabilidad empresarial.

1.2 Considerando que el Estado tiene la voluntad de apoyar la lucha contra el fraude de electricidad con los medios humanos y materiales necesarios y disponibles, dentro del marco jurídico vigente en el país, se ha constituido un Comité de trabajo integrado por representantes del Ministerio de Energía y Minas (en adelante "el MEM"), del INE y de las Distribuidoras que ha acordado por consenso el texto de un proyecto de Ley que incentive el uso lícito del servicio de electricidad, con especial énfasis en medidas que sancionen de manera clara y contundente el fraude en el uso y consumo de electricidad a aquellos que, teniendo capacidad de pago, no lo hacen. En ese sentido la ley a aprobar por la Asamblea Nacional fijará los procedimientos y las sanciones administrativas y penales adecuadas en correspondencia y Complementado el régimen previsto en materia de fraude y uso ilícito en los servicios públicos fijado en el proyecto de nuevo Código Penal que está siendo aprobado actualmente por la Honorable Asamblea Nacional.

1.3 Con el fin de adecuarla al objetivo de combatir el fraude de electricidad de manera efectiva, sin trabas o mecanismos engorrosos en estricto apego y observancia de las estipulaciones generales, criterios, principios y medios de prueba previstos por la Ley de Estabilidad Energética (Ley No. 554,), el texto consensuado de la Ley incluye un procedimiento detallado para la detección y sanción del fraude en el uso de la energía eléctrica.

1.4 Considerando que no basta un marco regulatorio y jurídico para erradicar el uso ilícito del servicio de electricidad, sino que se requiere acompañarlo de actuaciones de las autoridades públicas ágiles y eficaces para su aplicación, así como de inversiones que fortalezcan la seguridad de la red de distribución, las Distribuidoras están comprometidas a efectuar las inversiones que sean necesarias para alcanzar los objetivos de reducir tanto las pérdidas técnicas como las no técnicas, así como la expansión normal del sistema y las mejoras en la calidad del servicio.

1.5 Se adjunta al presente documento en calidad de Anexo No. 1 el texto consensuado de la propuesta de "Ley de Promoción del Uso Responsable del Servicio de Electricidad" y como Anexo No. 2 el Plan Básico de Inversiones para la mejora de la calidad y seguridad de la red de distribución.

1.6 El Estado se compromete a remitir a la Asamblea Nacional para su debido trámite la propuesta de Ley contenida en el Anexo No. 1, con el fin de que sea aprobada y sancionada para su plena entrada en vigor a mas tardar el 30 de noviembre de 2007.

1.7 El estado se compromete a impulsar una política de lucha antifraude, de acuerdo a los medios de que disponga, de manera que se cumpla lo previsto por la Ley antes mencionada y se cree en el país un estado de opinión favorable a dicho cumplimiento, procurando la participación activa de toda la población.

2. COMPROMISO DE INVERSIÓN.

2.1 Con el fin de poder costear la ejecución de las medidas antifraude contenidas en la Ley Mencionada en la estipulación 1 anterior, así como la mejora de la calidad del servicio de distribución y comercialización, la Reducción de las pérdidas técnicas, la expansión de la red y el control energético, las Distribuidoras han diseñado una propuesta de Plan Básico de Inversiones 2007-2011, adjunto como Anexo 2 a este documento, por un importe de US$ 33,7 millones cuya ejecución se condiciona especialmente a la entrada en vigor de la Ley cuyo texto forma parte del presente documento en calidad de Anexo No. 1. Una vez cumplido este último requisito las Distribuidoras realizarán sin retraso las inversiones previstas en el Plan Básico de Inversión.

2.2 El primer tramo de dicho Plan (para el período 2007-2009) ascenderá a un mínimo de US$ 23,7 millones (de los cuales US$ 20 millones se invertirán en el plazo de 24 meses a partir del cumplimiento del requisito antes mencionado) y se desglosará en los siguientes conceptos:

a) Lucha contra el fraude y modernización de la medición
b) Mejora de calidad e incremento de capacidad de la red de Distribución.
c) Crecimiento del Mercado de Atención a Cliente.

2.3 El segundo tramo de dicho Plan (para el periodo 2010-2011) ascenderá a US$ 10 millones como mínimo.

2.4 Se creará un comité de Seguimiento, integrado por el MEM, el INE y las Distribuidoras, para revisar el contenido del Plan Básico de Inversiones, ajustar el desglose a comienzo de cada año y supervisar su avance trimestralmente. Dicho Comité evaluará las recomendaciones de mejora que previsiblemente formulará el Banco Mundial en mayo de 2008, con el fin de incluir las que estime convenientes en la siguiente revisión anual del plan.

2.5 Durante un periodo de tres (3) años a partir de la firma de este documento, el Grupo Unión Fenosa renunciará a retirar cualesquiera utilidades o dividendos que pudieran repartirles las Distribuidoras. Estos fondos tendrán por objetivo reforzar la capacidad financiera de las Distribuidoras para realizar las inversiones en la lucha contra el fraude y la mejora del mantenimiento, operación y desarrollo de la red de distribución eléctrica y del servicio a los usuarios.

3. ASENTAMIENTOS

3.1 Las especiales condiciones socio-económicas de determinadas Zonas del País conocidas como Asentamientos Humanos Espontáneos, tal como se definen en la Ley No. 309, hacen necesaria la colaboración del Estado con las Distribuidoras para una apropiada gestión del servicio de suministro de energía eléctrica en esas zonas, con el fin de permitir que las personas que viven en ellas dispongan de un suministro de electricidad digno, seguro, eficiente y a una tarifa asumible por esto los sectores de la población económicamente vulnerables y de acuerdo a la política de precios y subsidios del MEM.

3.2 Dichos Asentamientos constituyen una realidad económico-social cuya solución requiere la constitución de un grupo de trabajo en el que estén representados el MEM, el INE y las Distribuidora, así como otras entidades, organismos o asociaciones que las partes consideren necesarios.

3.3 Este Comité deberá estar constituido a más tardar el día 15 de septiembre de 2007 y su trabajo, que deberá finalizar antes del 15 de diciembre de 2007, servirá de referencia para proponer alternativas para enfrentar los retos que plantea el suministro de energía a los Asentamientos.
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Resto de Estipulaciones en discusión:

4. SISTEMA TARIFARIO QUE REFLEJE EL COSTE REAL DE LA ENERGÍA Y LA DISTRIBUCIÓN DE ELECTRICIDAD Y SOSTENIBILIDAD DEL SECTOR ELÉCTRICO.

5. MECANISMO DE COMPENSACIÓN DE DEUDAS.

6. ASESORÍA TÉCNICA EN GENERACIÓN Y CONTRATACIÓN DE GENERACIÓN.

7. MARCO DE ENTENDIMIENTO ENTRE EL ESTADO Y LAS DISTRIBUIDORAS.

8. SUSPENSIÓN DE LAS RECLAMACIONES INTERNACIONALES.

9. VIGENCIA Y CUMPLIMIENTO ÍNTEGRO.

10. FORO COMPETENTE
En la ciudad de Managua, capital de la República de Nicaragua, a los veintinueve días del mes de Mayo del año 2008.
El Gobierno de la República de Nicaragua (que en lo sucesivo se denominará "El Gobierno"), representado por la "Comisión Interinstitucional para la Negociación con Unión Fenosa Internacional", integrada por el Ing. Emilio Rappaccioli, Ministro de Energía y Minas, quien la preside, el Ing. Ernesto Martínez Tíffer, Presidente Ejecutivo de ENEL y el Lic. Haraxa Sandino, en representación de la Dirección de Defensa del Consumidor del Ministerio de Fomento, Industria y Comercio, de conformidad con el Decreto del Presidente de la República No. 70-2007, publicado en el Diario Oficial La Gaceta No. 138 del 23 de julio de 2007.

Distribuidora de Electricidad del Norte, S.A. y Distribuidora de Electricidad del Sur, S.A. (que en lo sucesivo se denominarán "Las Distribuidoras" o "DISNORTE y DISSUR", respectivamente) representadas por su Presidente Danilo Lacayo Rappaccioli.

Unión Fenosa Internacional, S.A., Planificación e Inversión Estratégica, S.A. y Aplicaciones y Desarrollos Profesionales Nuevo Milenio, S. L. (en adelante "el Grupo Unión Fenosa"), sociedades españolas propietarias del 99,99% del capital social de las Distribuidoras, representada por Honorato López Isla.

Y contando con la participación del Ing. David Castillo, Presidente del Consejo de Dirección del Instituto Nicaragüense de Energía.

Todos los comparecientes habiendo presentado los poderes legales que los acreditan.
I. Que en fecha 28 de junio de 2007, reunidos en el Palacio de la Moncloa, de la ciudad de Madrid, España, don David Taguas, Director de la Oficina Económica del Presidente del Gobierno de España, don Bayardo Arce Castaño, Asesor Económico del Presidente de la República de Nicaragua. don Augusto Zamora, Embajador de Nicaragua en España y una delegación de Unión Fenosa Internacional presidida por don Honorato López Isla, Consejero Delegado de dicha empresa, suscribieron un Memorando de Entendimiento entre el Gobierno de Nicaragua y la empresa Unión Fenosa, el que servirá de base para un futuro Protocolo de Entendimiento.

II. Que en fecha 2 de agosto de 2007, los señores Emilio Rappaccioli, Honorato López y Danilo Lacayo en representación de las partes suscribieron el documento denominado Avance del Protocolo de Entendimiento.

Las partes suscriptoras del presente Protocolo declaran que los documentos antes relacionados, son parte integrante e inseparable y se deben considerar como copiados íntegramente en este Protocolo, el que contiene a continuación, el resto de acuerdos contados a partir de Estipulación Cuatro (4).
4.1. Considerando la entrada en vigencia de la Ley de Reformas y Adiciones a la Ley No. 554, "Ley de Estabilidad Energética" (Ley No. 627), cuyos objetivos fundamentales son atenuar temporalmente los problemas financieros del sector y asegurar su sostenibilidad, el pago de las notas de crédito de ENEL previstas en dicha Ley se realizará a su vencimiento, de conformidad con el Arto. 2 de dicha Ley.

4.2. A más tardar treinta (30) días después de la entrada en vigor de este Protocolo, se presentará a la Asamblea Nacional para su aprobación una propuesta de reforma a la Ley de la Industria Eléctrica, elaborada por un Comité conformado por el Ministerio de Energía y Minas (MEM), el INE y las Distribuidoras en un plazo de ocho (8) días después de la entrada en vigor del presente documento, que permita la revisión anual de la estructura de mercado, los ajustes por inflación y el comportamiento de la demanda, y en consecuencia sean efectuados los ajustes necesarios a la baja o a la alza; todo ello con el fin de procurar la recuperación de todos los costos de las Distribuidoras transferibles a tarifa, así como para que el modelo de actualización tarifaria garantice el menor margen posible de diferencia entre el Precio Medio de Venta teórico aprobado por el INE y el Precio Medio de Venta real para un nivel de pérdidas reconocidas a las Distribuidoras.

En el mismo acto, la Asamblea Nacional, discutirá para su aprobación "Ley de Reformas y Adiciones a la Ley de la Industria Eléctrica, Ley 272 y a la Ley de Estabilidad Energética, Ley 554" dentro de cuyas disposiciones se reforma lo procedente al factor de pérdidas reconocidas y subsidio parcial a los asentamientos.

La reforma a la Ley 272, incluirá los criterios acordados respecto al Impuesto Municipal sobre ingresos (IMI) y para determinar una nueva metodología de recuperación de costos del alumbrado público, descritos en el acápite 4.7 de este Protocolo.

4.3. Considerando que al mes de marzo del año 2008 los desvíos por costos mayoristas en la barra de media tensión acumulados a partir de abril 2007 ascienden a aproximadamente a US$ 26.97 millones equivalentes a US$ 22.68 millones a nivel de ventas facturadas, en virtud del presente documento se determina la necesidad de creación de un esquema de compensación de dichos desvíos tarifarios cuyo objetivo primordial es que el mes de julio de 2008 sea iniciado sin desvíos.

Dicho esquema consiste en lo siguiente: Según el Marco Regulatorio del sector, procede la autorización de ajustes tarifarios por parte del Ente Regulador para ajustar el precio de referencia contenido en la tarifa con el precio real. No obstante, dado el interés del Gobierno en no incrementar la tarifa a niveles elevados con el objetivo de reducir la afectación a la población usuaria, la recuperación de los desvíos tarifarios de costos mayoristas acumulados se realizará de la siguiente manera:

1. Mediante ajustes tarifarios ya realizadas de 3,56%, 2.5%, 3% y 8.54% en los meses de noviembre, y diciembre 2007 y en los meses de enero y febrero del 2008, respectivamente.

2. La cantidad restante, que se estima en US$ 20 millones, constituirá un crédito otorgado por ENEL a las Distribuidoras. Las Distribuidoras transferirán a ENEL dicha cantidad únicamente en la medida en que ésta sea reconocida vía tarifa.

En tanto las distribuidoras no tengan capacidad para cancelar dicho crédito vía tarifa, el Gobierno proporcionará a ENEL los recursos suficientes, vía Presupuesto General de la República u otras opciones, para que la operatividad de ENEL (GECSA e HIDROGESA) no se vea afectada producto de este crédito.

4.4. Para contribuir a la estabilidad y suficiencia financiera del sector, se ha acordado la elaboración de una fórmula de Ajuste Mensual de las tarifas, de manera que recoja todos los costos mayoristas de energía. Dicha fórmula y su procedimiento de aplicación ya han sido dados a conocer oficialmente, en la Resolución No. 788-12-2007 aprobada por el Consejo de Dirección del INE en sesión ordinaria No. 36, del 13 de diciembre del 2007, siendo publicada en La Gaceta, Diario Oficial, No 246 del 21 de diciembre del 2007. La descripción de dicha fórmula y su procedimiento de aplicación, forman parte del presente documento en calidad de Anexo No. 3.

4.5. La aplicación de los ajustes tarifarios, al alza o a la baja, derivados de la aplicación de la fórmula a que se hace referencia en el punto anterior, estará sujeta a la valoración del Ente Regulador. No obstante, el valor de los desvíos por costos mayoristas acumulados sin trasladar a tarifa no podrá superar el 2% de la facturación anual de las compras de energía que realicen las empresas de distribución, debiendo en este caso trasladarse en su totalidad dichos desvíos a la tarifa o cancelarse mediante subsidios. Este límite se aplicará en su totalidad a partir del 1 de julio del 2008.

Durante el primer semestre del año 2008, el límite del 2% será de aplicación únicamente para el reconocimiento en tarifa de los nuevos desvíos que sean generados sobre el precio de referencia calculado con base en los costos mayoristas de energía indicados en el punto anterior, y sin considerar los desvíos existentes al 31 de enero del 2008.

4.6. Dada la existencia de elementos de importancia no previstos por la Ley de Estabilidad Energética y sus reformas, tales como, el proyecto de evaluación de pérdidas de distribución a desarrollar por el MEM, el Plan de Inversiones de las Distribuidoras, el nivel de pérdidas existentes y el fenómeno económico social de los asentamientos, a partir de la entrada en vigor de este Protocolo, el Factor de Expansión de Pérdidas (FEP) será ajustado a 1.13 y permanecerá inalterable por un periodo de 5 años.

Transcurrido este periodo de cinco años, corresponderá al INE establecer el factor de Expansión de Pérdidas.

Durante un período de cuatro años, contados a partir de la fecha de entrada en vigor del Protocolo, el Gobierno otorgará un subsidio, cuyo objetivo será cubrir parcial y temporalmente el costo de la energía suministrada por las Distribuidoras a los consumidores de los asentamientos humanos espontáneos y barrios económicamente vulnerables. Dicho subsidio corresponderá al 4% del Precio Medio de Compra, en barras de media tensión, multiplicado por el total de la energía vendida a todos sus clientes por las Distribuidoras para los primeros doce meses, disminuyéndose en 1% al finalizar cada período de doce meses. Este subsidio será entregado mensualmente a las empresas distribuidoras, una vez que haya sido certificado por INE. Estos porcentajes podrán ser revisados en función de la evolución de los precios mayoristas de compra de energía.

A la firma del Protocolo, las empresas distribuidoras presentarán su Plan General de Reducción de Pérdidas y Lucha contra el Fraude, y un plan específico para reducir las pérdidas de energía en los asentamientos, el cual será elaborado en conjunto con el Ministerio de Energía y Minas, el Instituto Nicaragüense de Energía y la Dirección de Defensa del Consumidor y el mismo será evaluado y revisado cada 12 meses.

A efectos del plan general de reducción de pérdidas y lucha contra el fraude, dicha comisión priorizará la lucha anti fraude para apoyar acciones, controlar y asegurar los recursos y medios necesarios para la reducción de las pérdidas, así como pérdidas no técnicas de energía, así como definir la política de difusión y comunicación. Esta comisión entrará a funcionar inmediatamente después de la firma de este documento.

A partir del cuarto año, si se diese una reducción en las pérdidas totales mayor de 0.3 puntos porcentuales del plan proyectado por las Distribuidoras, el porcentaje de subsidio disminuirá en una proporción equivalente al 50% de los puntos de pérdidas incrementales reducidos.

4.7. Con respecto al Impuesto Municipal sobre Ingresos (IMI) y para determinar una nueva metodología de recuperación de costos del alumbrado público, han sido acordados los siguientes criterios para su inclusión en la ley que se menciona en el acápite 4.2 de este Protocolo.

- Impuesto Municipal sobre Ingresos (IMI):

a) La eliminación del pago en cascada del impuesto municipal, ya que tanto las empresas de generación como las Distribuidoras pagan a las Alcaldías respectivas sobre las facturaciones por ventas de energía. Por lo que las distribuidoras pagarán este impuesto sobre su margen de distribución, que resulta de la diferencia entre sus ingresos brutos por ventas de energía y los costos de generación y transmisión.

b) La transformación del importe que en concepto de IMI pagan las empresas de generación a las Municipalidades donde están instaladas, en un ISC, y el IMI que le corresponda pagar a las distribuidoras, enterados en la Cuenta Única del Tesoro, que administra el Ministerio de Hacienda y Crédito Público (MHCP), de manera que el total de lo recaudado se distribuya de la siguiente forma:

- Una parte entre las Municipalidades que alberguen plantas de generación, ubicadas en el área de concesión de las Distribuidoras.
- Y la otra parte entre el resto de los Municipios ubicados en las áreas de concesión de las Distribuidoras.

El impuesto municipal que le corresponderá pagar a las empresas distribuidoras sobre su margen de distribución no será trasladable a tarifas.

- Alumbrado Público:

a) Las distribuidoras prestarán directamente el servicio de Alumbrado Público en las municipalidades dentro de su área de concesión. En consecuencia, se exime la obligación de suscripción de Contratos de Alumbrado Público con las Alcaldías Municipales.

b) El costo de la prestación del servicio de Alumbrado Público será recuperado totalmente por las distribuidoras en la facturación a sus clientes mediante tasas o cargos que fija el INE. Para fijar estas tasas y cargos, el INE tomará en consideración el desarrollo económico de cada municipalidad, los niveles de iluminación y el principio de solidaridad entre las diferentes municipalidades.

c) El cobro por el servicio de Alumbrado Público se aplicará, según apruebe INE, a todos los clientes localizados en áreas urbanas, eximiendo inicialmente de su pago a todos aquellos ubicados en zonas rurales. El pago en las zonas rurales se irá incorporando en la medida en que el servicio de Alumbrado Público sea prestado en las mismas, y que el mismo sea comprobado y autorizado por el INE.

d) La Normativa actualmente vigente de Alumbrado Público será modificada a fin de asegurar a las Distribuidoras la recuperación de los costos reales de prestación del servicio de alumbrado público. Dicha modificación ampliará en veinte y cuatro (24) meses el plazo vencido en julio de 2007 que tenían las Distribuidoras para contar con un sistema de medición independiente que permita el control de la energía destinada al alumbrado público.

4.8. El INE reconocerá a las Distribuidoras el pago de los intereses moratorios que sobre las facturas de energía eléctrica cobran los generadores sobre la parte alícuota de los desvíos de costos mayoristas que se ocasionen por la falta de aprobación de los ajustes tarifarios que correspondan de conformidad con la metodología de cálculo prevista en los numerales 4.4 y 4.5 de este acápite. A partir de la entrada en vigor de este Protocolo, los desvíos de costos mayoristas que no hayan sido trasladados a tarifas incluirán los costos financieros correspondientes.

5. MECANISMOS DE CONCILIACIÓN Y COMPENSACIÓN DE DEUDAS.

5.1. En virtud del presente documento se hace constar que al 31 de marzo de 2008 las Distribuidoras tienen una deuda vencida de US$ 63,426,402 con GECSA e HIDROGESA en concepto de compras de energía. Para fines de conciliación, a esta cantidad se le restan los desvíos tarifarios correspondientes al período julio 2007-marzo 2008 por US$ 10,073,409 por la no aplicación del nuevo Pliego Tarifario aprobado a partir del 1 de julio de 2007, en concordancia con lo previsto por la Ley de Reformas y Adiciones a la Ley No. 554, "Ley de Estabilidad Energética" (Ley No. 627) y los desvíos por costos mayoristas a nivel de ventas facturadas a los clientes por la cantidad de US$ 22,682,702 acumulados al 31 de marzo 2008 y no trasladados a tarifas a esta última fecha. De la conciliación de estas cifras, resulta un saldo neto a favor de GECSA e HIDROGESA, de US$ 30,670,291.

Los desvíos tarifarios por US$ 10,073,409 se cancelarán de acuerdo a lo establecido en la Ley de Reforma a la Ley de Estabilidad Energética.

Los desvíos por costos mayoristas por US$ 22,682,702 se cancelarán según se describe en el punto 4.3.

Asimismo, se reconoce que al 31 de marzo de 2008 las Distribuidoras poseen una deuda vencida con ENATREL de US$ 7,863,705 en concepto de pago de peaje por transporte de energía.

Por otra parte, al 31 de marzo de 2008 se tienen las siguientes deudas con las empresas distribuidoras: ENEL adeuda US$ 1,410,738 en concepto de depósitos de clientes posteriores a la privatización, matrícula de apertura, compras de energía en el mercado de ocasión a las Distribuidoras y venta del Plantel "El Chapulín"; ENACAL adeuda US$ 5,343,139 y el Ministerio de Hacienda y Crédito Público adeuda a las Distribuidoras la cantidad de US$ 2,456,384 en concepto de anticipo del 50% de IR de los años 2005, 2006 y 2007. Estas cuentas por cobrar de DISNORTE y DISSUR se compensarán contra cuentas por pagar a GECSA e HIDROGESA.

El subsidio a la tarifa social y el subsidio a jubilados pendientes de recuperación al 31 de marzo 2008 ascienden a US$ 2,124,153 y US$ 93,000, respectivamente; montos que han sido certificados por el Ministerio de Hacienda y Crédito Público, Estas cuentas por cobrar de DISNORTE y DISSUR se compensarán contra cuentas por pagar a GECSA e HIDROGESA.

El resultado neto de la conciliación de las deudas recíprocas antes indicadas arroja un saldo a favor de GECSA, HIDROGESA y ENATREL por la cantidad de US$ 27,106,582, saldo éste que para efectos del presente documento se considera a favor del Gobierno.

Forma parte del presente documento en calidad de Anexo No. 4 el detalle pormenorizado de las deudas señaladas.

5.2. Reiteradamente, las Distribuidoras han reclamado se les reconozcan conceptos que alcanzan las suma de US$ 16,050,446, desglosados de la forma siguiente: deterioro del margen de distribución (VAD) por la no aplicación del Pliego Tarifario previsto a entrar en vigor en julio de 2005 por US$ 6,117,172.65; Impuesto Municipal sobre Ingresos (IMI) pagado por las Distribuidoras, pero no recuperado por éstas por US$ 9,371,528; déficit en la recuperación del costo del servicio del Alumbrado Público durante el período julio 2002 a diciembre 2007 por US$ -171,939, y desvíos de costos mayoristas causados por GECSA y GEOSA del período octubre 2002 - septiembre 2003 que no fueron trasladados a tarifas por la cantidad de US$ 733,684.

Referente a los desvíos de costos mayoristas causados por GECSA y GEOSA del período octubre 2002-septiembre 2003 y el déficit en la recuperación del costo del servicio de alumbrado público durante el periodo julio 2002-diciembre 2007, las partes declaran que estos montos han sido conciliados y certificados por el INE.

Con respecto a los reclamos por el deterioro del margen de distribución (VAD) y los pagos de impuesto municipal realizados por las distribuidoras a las alcaldías, dado el efecto que estos han tenido en las finanzas de dichas empresas, y con el objetivo de aportar a la solución de su estabilidad y del sector eléctrico, se acuerda aceptar estos reclamos. El INE ha verificado y certificado el monto correspondiente al VAD y, una vez que las distribuidoras presenten la documentación correspondiente, verificará y certificará el monto relativo al impuesto municipal. Si de la certificación del impuesto municipal resultase una cantidad menor que US$ 9,371,528, el INE deducirá dicha diferencia de los desvíos de costos mayoristas que se registran mensualmente.

Estos reclamos planteados por DISNORTE y DISSUR y aceptados mediante este Protocolo, se compensarán contra cuentas por pagar a GECSA e HIDROGESA.

La conciliación del saldo final resultante expuesto en el punto 5.1 anterior con el monto de las reclamaciones reconocidas en el presente punto arroja un saldo a favor del Gobierno por US$ 11,056,136, referido a marzo 2008.

Se enfatiza que los montos de desvíos por la no aplicación del nuevo pliego tarifario aprobado el 1 de julio 2007, por US$ 10,073,409 cortados al 31 de marzo 2008, y los desvíos de costos mayoristas a nivel de facturación a clientes finales por US$ 22,682,702 no trasladados a tarifas al 31 de marzo 2008, serán transferidos por las Distribuidoras a GECSA e HIDROGESA, según corresponda, una vez que los mismos sean incorporados en los cargos tarifarios, según el esquema del acápite 4.3.

Asimismo, producto de la compensación, el Gobierno restituirá a GECSA e HIDROGESA la suma de US$ 30,670,291 para totalizar el monto de US$ 63,426,402 por facturaciones vencidas por las distribuidoras al 31 de marzo del 2008, considerando que US$ 32,756,111 serán trasladados a tarifas para que las empresas distribuidoras cancelen estos montos a dichas empresas. A ENATREL el Gobierno deberá restituir US$ 7,863,705 que es el saldo adeudado por las distribuidoras en concepto de peaje al 31 de marzo 2008.

Las deudas recíprocas de las distribuidoras con empresas de generación privadas serán resueltas bilateralmente en acuerdos especiales y no son parte de este Protocolo.

5.3. A efectos de evitar anteriores y futuras reclamaciones con relación a la metodología de cálculo de desvíos, las partes declaran y aceptan la metodología de cálculo aplicada por el INE, tanto para la compensación de desvíos mediante compensación de deudas, pagos en efectivo, o la cancelación de los mismos mediante su traslado a tarifas.

5.4. Las deudas recíprocas establecidas en los puntos anteriores, entre las Distribuidoras y las empresas estatales de generación y transporte de energía, se compensarán en los quince (15) días posteriores a la entrada en vigor de este Protocolo. El Gobierno proporcionará a ENEL y ENATREL los recursos, vía Presupuesto General de la República u otras opciones, para que no se vea afectada adversamente la situación económica-financiera de dichas empresas.

El pago del saldo final de US$ 11,056,136 que resultaría a favor del Gobierno y especificado en el quinto párrafo del punto 5.2 será efectuado por las Distribuidoras en la forma prevista en el punto 5.6 de este acuerdo.

5.5. Con el fin de posibilitar la ejecución por las Distribuidoras de las inversiones mencionadas en la Estipulación 2 del Avance del Protocolo, las empresas públicas actuales de generación liberarán a las Distribuidoras, durante el periodo de tres años allí previsto, de su obligación de reponer los avales ya ejecutados o por ejecutar en garantía del cumplimiento de sus contratos de compra de energía. Las Distribuidoras deben reponer sus garantías durante el primer semestre del cuarto año.

En lo que respecta a las garantías en el Mercado Regional y Mercado de Ocasión, éstas serán completadas por las Distribuidoras a lo largo del ejercicio del año 2009.

Las garantías o avales no repuestos por las distribuidoras a favor de empresas privadas de generación, así como las deudas recíprocas entre las mismas, serán resueltos mediante acuerdos particulares de las distribuidoras con cada una de dichas empresas, y no forman parte de este Protocolo.

5.6. El saldo resultante a favor del Estado de Nicaragua por US$ 11,056,136 mencionado en el quinto párrafo del punto 5.2. anterior será canjeado o pagado en los 30 días siguientes de la entrada en vigor de este Protocolo con acciones de las Distribuidoras que representen el 16% de su capital social. La participación societaria del Estado de Nicaragua le da derecho al menos a un director en las Juntas Directivas de DISNORTE-DISSUR.

Cualquier eventual saldo a favor del Estado de Nicaragua que se generara entre el 31 de marzo 2008 y la fecha en que entre en vigor este Protocolo no será capitalizado, canjeado o pagado con acciones de las Distribuidoras, y será pagado a quien corresponda en los términos comerciales establecidos.

A efectos de que no se agrave la situación económica del sector eléctrico, en el período transitorio entre la suscripción del "Protocolo de Entendimiento" y hasta la entrada en vigor del Protocolo, las distribuidoras tendrán derecho a todas las compensaciones económicas reconocidas en este protocolo que se susciten entre el periodo transitorio de su firma y su ratificación, relacionadas con el subsidio de asentamientos y el factor de expansión de pérdidas.

Las compensaciones que se generaran en el periodo transitorio indicado, serán temporalmente acreditadas contra las cuentas por pagar a ENEL.

6. ASESORÍA TÉCNICA EN GENERACIÓN Y CONTRATACIÓN DE GENERACIÓN.

6.1. Fue constituido un grupo de trabajo formado por técnicos de ENEL y UNIÓN FENOSA para la revisión de las plantas generadoras térmicas e hidroeléctricas estatales. Las conclusiones de este grupo de trabajo están contenidas en un informe que fue entregado a las autoridades de ENEL y del MEM y en el que se establecen las propuestas de actuación para aumentar la disponibilidad y mejorar el rendimiento de las plantas de generación estatales.

6.2. En cumplimiento de lo previsto por el literal e) del artículo 4 de la Ley de Estabilidad Energética (Ley No. 554) y de conformidad a lo ordenado por la Resolución 194-INE-DGE-2007, HIDROGESA y las Distribuidoras deberán mantener un Contrato de Compraventa por toda la energía generada por tal empresa estatal, con excepción de la que HIDROGESA tenga comprometida con la Empresa Nicaragüense de Acueductos y Alcantarillados (ENACAL) y ENEL-Bluefields. Tal Contrato estará vigente al menos en tanto lo esté la mencionada Ley de Estabilidad Energética y el precio pactado en él tendrá por objetivo disminuir el precio de compra mayorista actual, no pudiendo exceder de un precio monómico de US$ 65.00 MWh, establecido en el artículo 16 de la Ley 532.

7. MARCO DE ENTENDIMIENTO ENTRE EL ESTADO Y LAS DISTRIBUIDORAS

7.1. Con el objetivo de coadyuvar a la creación del ambiente de armonía y estabilidad que el sector eléctrico necesita para su correcto funcionamiento, en los quince (15) días posteriores a la entrada en vigor de este Protocolo:

a) Las partes suspenderán el proceso arbitral iniciado por el INE el 23 de agosto de 2006 contra las Distribuidoras.

b) El Grupo Unión Fenosa suspenderá la reclamación de siniestro del 27 de noviembre de 2006 ante la aseguradora de riesgo político del Banco Mundial MIGA.

c) Asimismo el Grupo Unión Fenosa se abstendrá de interponer la demanda arbitral contra el Estado de Nicaragua como consecuencia de la denuncia interpuesta el 18 de octubre de 2006 por incumplimiento del Acuerdo de Promoción y Protección Recíproca de Inversiones suscrito entre España y Nicaragua,

d) El Estado derogará o revocará las normas, resoluciones y actos administrativos que se encuentran contenidos en el Anexo No. 5 del presente documento.

e) El Estado consentirá en que el presente Protocolo quede cubierto por la póliza MIGA del Grupo Unión Fenosa.

Las partes deben cumplir simultáneamente lo preceptuado en los literales a, b y c a fin de lograr en el tiempo establecido la armonización y estabilidad que el sector eléctrico necesita para su correcto funcionamiento.

7.2. Las Distribuidoras colaborarán activamente con el MEM y el INE para el establecimiento de indicadores de calidad técnica y comercial que permitan alinearse con los existentes en los demás países de la región centroamericana. En tanto tales planes no sean establecidos, se aplicarán los índices de calidad acordados entre INE y las Distribuidoras contenidos en el Acta No. 11 del año 2004 y reconocidos mediante Resolución No. 283-INE-DGE-2006. El Estado establecerá los niveles de calidad que serán exigibles a las Distribuidoras a partir del 1 de mayo de 2009.

8. FORO COMPETENTE

8.1. Las disputas con las Distribuidoras sobre el Contrato de Concesión se dirimirán por el mecanismo arbitral nacional previsto en el mismo.

8.2. Cualquier disputa, controversia o reclamo relativo a este Protocolo y al incumplimiento de sus disposiciones, las partes emplearán sus mejores esfuerzos para resolverlas amigablemente. De no ser posible llegar a un acuerdo amistoso entre las partes en treinta días sucesivos al conocimiento de ambas partes de la controversia, entonces deberá ser resuelta exclusivamente por un arbitraje conducido en idioma español por tres árbitros de acuerdo con el Reglamento de Arbitraje de la Cámara de Comercio Internacional (ICC), o alternativamente, por el Centro Internacional de Arreglo de Disputas relativas a Inversiones (CIADI) creado por el Convenio de Washington de 18 de marzo de 1965, arbitraje que se regirá por las respectivas reglas de dichas entidades.

9. VIGENCIA Y CUMPLIMIENTO ÍNTEGRO.

El presente Protocolo entrará en vigor una vez sea ratificado por la Asamblea Nacional de la República de Nicaragua y estén en vigor las leyes mencionadas en el Anexo 1 y en el Anexo 5 en los términos contenidos en ellos. Las obligaciones asumidas por las partes en el presente Protocolo están condicionadas al cumplimiento íntegro del mismo.

En caso de que la entrada en vigor del Protocolo excediese del plazo de tres meses a partir de la firma del presente documento, el Protocolo de Entendimiento dejará de tener cualquier validez legal sin necesidad de declaratoria judicial o extrajudicial alguna.

En fe de lo cual firmamos el presente documento en triple ejemplar en la fecha y lugar arriba señalados. Ministerio de Energía y Minas, Ing. Emilio Rappaccioli. Grupo Unión FENOSA, Honorato López Isla.- ENEL, Ing. Ernesto Martínez Tíffer.- DISNORTE Y DISSUR, Danilo Lacayo Rappaccioli.- Dirección de Defensa del Consumidor MIFIC, Lic. Haraxa Sandino- Ing. Instituto Nicaragüense de Energía, Ing. David Castillo.

NOTA: Validez del Acuerdo Pendiente de la firma del Anexo número cinco.
En la ciudad de Managua, capital de la República de Nicaragua, a los seis días del mes de Junio del año 2008.
El Gobierno de la República de Nicaragua, representado por la "Comisión Interinstitucional para la Negociación con Unión Fenosa Internacional", integrada por el Ing. Emilio Rappaccioli, Ministro de Energía y Minas, quien la preside, el Ing. Ernesto Martínez Tíffer, Presidente Ejecutivo de ENEL y el Lic. Haraxa Sandino, en representación de la Dirección de Defensa del Consumidor del Ministerio de Fomento, Industria y Comercio. Acreditando su representación de conformidad con el Decreto Presidencial Número 70-200, publicado en el Diario Oficial La Gaceta No. 138 del 23 de julio de 2007.

Distribuidora de Electricidad del Norte, S.A. y Distribuidora de Electricidad del Sur, S.A. representadas por su Presidente Lic. Danilo Lacayo Rappaccioli.

Unión Fenosa Internacional, S.A., Planificación e Inversión Estratégica, S.A. y Aplicaciones y Desarrollos Profesionales Nuevo Milenio, S. L., sociedades españolas propietarias del 99,99% del capital social de las Distribuidoras, representada por Ramón Linares Morera.

Y contando con la participación del Ing. David Castillo, Presidente del Consejo de Dirección del Instituto Nicaragüense de Energía.
Que en fecha veintinueve de mayo de 2008 se suscribió el "Protocolo de Entendimiento" entre los representantes del Estado de Nicaragua y representantes de DISNORTE y DISSUR y el Grupo Unión Fenosa.

Que en el Protocolo de Entendimiento se estableció una Nota al final del documento indicando que para la validez del acuerdo se encontraba pendiente la firma del anexo número cinco.
Con base a lo anterior, en este acto los comparecientes suscriben el Anexo Número Cinco, el cual forma parte integrante del "Protocolo de Entendimiento", quedando satisfecha la obligación establecida en la nota puesta al pie del mismo.

En fe de lo cual firmamos el presente documento en triple ejemplar en la fecha y lugar arriba señalados. Ministerio de Energía y Minas, Emilio Rappaccioli B. Grupo Unión FENOSA, Ramón Linares Morera.-Empresa Nicaragüense de Electricidad, Ernesto Martínez Tíffer.- DISNORTE - DISSUR, Danilo Lacayo Rappaccioli.- Dirección de Defensa del Consumidor MIFIC, Lic. Haraxa Sandino- Ing. David Castillo Sánchez, Presidente Consejo de Dirección, INE.
1. Resolución No 11-INE-DGE-2004 de 23-04-2004 en la que se ratifica la autorización dada al Gran Consumidor Industria Cervecera, S.A. (ICSA) para la construcción y conexión de una línea de 13.8 KV, violándose el derecho de exclusividad.

2. Resolución INE 14-12-2005 de 16-12-05 de Reforma de la Normativa de Servicio Eléctrico para fijar pago de C$ 800 por cada reclamo resuelto a favor de los consumidores.

3. Resolución INE-91-05-2006 de 25-05-2006, por la que se aprueba la aplicación de la Segunda Etapa de la Normativa de Calidad del Servicio, a partir del 01 de agosto del mismo año.

4. Resolución INE No. 140-06-2006 de 30-06-2006 que modifica el contenido de la Resolución INE No 91-05-2006, sujetándose la implementación de la Segunda Etapa de la Normativa de Calidad del Servicio a la entrada en vigencia del nuevo Pliego Tarifario.

5. Resolución 107-INE-DGE-2006 de 04-07-2006 que impone descuentos tarifarios de 1,6 MM USD a DISNORTE y 0,8 MM USD a DISSUR por supuestos incumplimientos a la Normativa de Calidad.

6. Resolución INE-143-07-2006 de 04-07-06 que impone descuentos tarifarios de 1,7 MM USD a DISNORTE y 1MM USD a DISSUR por cortes de suministro.

7. Resolución 178-INE-DGE-2006 de 21-09-06 sobre cálculo de energía no suministrada para sancionar por apagones de junio y julio de 2006.

8. Resolución INE 249-11-2006 de 07-11-06 que ordena la aplicación de descuentos tarifarios de 0,8 MM USD en diciembre 2006 y 1,9 MM USD en enero 2007.

9. Resolución INE 17-2003 de 25-07-03 por la que se aplica la tarifa industrial al sector turístico.

10. Resolución INE-10-01-2006 de 27-01-2006 que desconoce los indicadores de calidad acordados en grupo de trabajo conjunto (empresa de distribución).

11. Resolución INE-73-04-2006 de 03-05-06 por la que no se reconocen los desvíos cuando los precios de compra en los Mercados de Ocasión y Regional superen los precios de los contratos de las generadoras.

12. Resolución 79-INE-DGE-2006 de 24-05-06 que impone multas de US$ $ 100.000 a cada una de las distribuidoras por no haber repuesto las garantías ejecutadas por los generadores.

13. Resolución 80-INE-DGE-2006 de 25-05-06 que impone multas de 50.000 USD a DN por incumplir servicio de AP en Sébaco.

14. Resolución 101-INE-DGE-2006 de 29-06-06 que impone multa de 55.000 USD a DN por incumplir servicio de AP en Matagalpa.

15. Resolución No 232-INE-DGE-2007, que impone una multa de 50,823.98 USD a DISNORTE por supuestos incumplimientos a las normas de calidad. Marina Puesta de Sol.

16. Resolución No. 032-INE-DGE-2008 del 08 de abril de 2008, reclamo por Daños a Embajada de Austria. Multa de Sesenta mil quinientos cincuenta y dos dólares de los Estados Unidos de América con treinta centavos de dólar, (US$ 60,552.30).

17. Resolución de la Contraloría General de la República del 21 de agosto de 2006 mediante la cual denuncian de nulidad los Contratos de Concesión de las distribuidoras.
Índice

1.- Objetivos

2.- Resumen del Plan de Inversión

3.- Plan de Inversión en lucha contra el fraude y modernización de la medida

4.- Plan de inversión en mejora de la calidad e incremento de capacidad en la red

4.1.- Arquitectura de red

4.2.- Telecontrol de la red, Scada y Módulo de operación

5.- Plan de Inversión en crecimiento del Mercado

6.- Plan de Inversión en atención al cliente

1.- Objetivos

Los objetivos principales del plan de inversión propuesto para el quinquenio 2007-2011 se resumen en los siguientes puntos:

-Reducción de pérdidas no técnicas

-Crear una arquitectura energética que permita controlar la energía que ha circulado en la red

-Mejorar la calidad de suministro

-Mejorar la operación de la red

-Adecuar la capacidad de la red existente al crecimiento vegetativo previsto

-Posibilitar la conexión a la red de todos los nuevos suministros que se demanden

-Mejorar la calidad de atención al cliente

2.- Resumen del Plan de Inversión

En las siguientes tablas se muestra el resumen del Plan de Inversión 2007-2011 previsto por DISNORTE-DISSUR.

Dicho plan se estructura en 4 apartados:

1.- Lucha contra el fraude y modernización de la medida: plan estratégico para la reducción de pérdidas

2.- Mejora de la calidad e incremento de capacidad en la red

3.- Crecimiento del mercado: posibilitar el acceso a la energía a los nuevos clientes que la demanden

4.- Atención al cliente

En los siguientes epígrafes de este documento se desglosarán una a una las líneas de actuación que constituyen cada uno de estos tres apartados.
3.- Plan de inversión en lucha contra el fraude y modernización de la medida

3.1.- Antecedentes:

El proyecto de "control de la energía" arranca en Abril de 2007 como continuación de los programas de reducción de pérdidas iniciados en el año 2001 con el objeto de mejorar el indicador de pérdidas de la compañía. La evolución del indicador de pérdidas en los últimos tres años se muestra en la gráfica adjunta:Con el propósito de aplicar de forma eficiente el plan estratégico para la reducción de pérdidas, se ha segmentado el mercado en 4 estratos:

-Grandes Clientes: Medida Indirecta MT y BT.

-Mediana Demanda: Medida Directa con tarifa no residencial y localidades residenciales con consumos promedios por encima de 300kWh/ mes

-Doméstico: Medida Directa tarifas residenciales

-Asentamientos y Mercados

Además de focalizar acciones en estos segmentos, existe otra línea estratégica enfocada a asegurar el control energético en los puntos de entrada y salida del sistema eléctrico, a partir de la normalización de la medida de los clientes y la protección de las redes de distribución considerando los diversos mercados atendidos y garantizando cubrir de forma adecuada el crecimiento de la demanda.

Las líneas maestras que rigen el desarrollo de esta estrategia operativa son:

-Control Energético: Que permita tener los balances de energía de las áreas energéticas y poder controlar los avances operativos.

-Cubrir toda el área de influencia de la compañía

-Contribuir a la reducción del indicador de pérdidas en el corto plazo

-Ser la base para consolidar la estrategia operativa en el mediano y largo plazo

Por último, adicionalmente se plantean una serie de acciones encaminadas a mejorar el proceso de lectura.

En el presente plan de inversión no se contemplan las acciones dirigidas a asentamientos y mercados, ya que su naturaleza dependerá de las conclusiones adoptadas en el grupo de trabajo que se cree para abordar la especial problemática de este segmento del mercado.

A continuación se presenta un cuadro resumen de las líneas de acción previstas con su coste asociado. El plan presenta un desglose detallado hasta 2009, para los años 2010 y 2011 se estiman las cantidades globales disponibles para invertir en estos temas.

En los siguientes epígrafes se realiza el análisis pormenorizado de cada una de las diferentes líneas de acción.3.2.- Análisis de las líneas de acción

3.2.1.- Mejora del control de la energía

3.2.1.1.- Instalación de telemedida en puntos de control interno

El objetivo de este plan es disponer de las medidas necesarias para los balances de energía, así como mantener controlados a través de la telemedida todos los puntos fronteras, minimizando los tiempos de análisis en el comportamiento de las variables eléctricas de los distintos puntos de control interno (PCI) y facilitar el trabajo en las previsiones de compra-venta de energía, pérdidas, etc.

Puntos de Control Interno (PCI): Los puntos de control interno son todos aquellos puntos fronteras en la red de distribución (salidas de circuitos, apoyos entre circuitos, etc.) que requieren la instalación de medidores especiales que permitan realizar los estudios necesarios para diseñar las acciones preventivas y correctivas hacia la mejora de la calidad de servicio.

3.2.1.2.- Instalación de Telemedida

Consiste en instalar los dispositivos requeridos para el acceso remoto a los medidores de PCI y de algunos clientes (los de mayor consumo) En los PCI, la instalación de telemedida nos permite conocer los parámetros (corrientes, tensiones, potencias) casi en tiempo real, permitiendo el estudio de la calidad del servicio.

En clientes nos permite conocer los registros de consumo horarios de sus instalaciones, demanda instantánea, y lecturas lo que permite acortar el ciclo comercial del cliente y ofrecer una atención personalizada de su servicio.

3.2.1.3.- Plataforma de Telemedida:

Se trata del software que nos permitirá:
-realizar la lectura y análisis de toda la información de la telemedida que se obtenga de los medidores de PCI o de los clientes a los que se les haya instalado

-lanzar todas las ordenes de trabajo que se requieran para dar tratamiento a todas las situaciones que se deriven, ya sean actividades correctivas o preventivas y todas las tendentes a mejorar el suministro eléctrico.

3.2.2.- Grandes clientes: normalización y segmentación de la medida

3.2.2.1.- Instalación de medidores de eventos

Esta línea de acción está dirigida a clientes de grandes consumos a fin de proveer de una medición más precisa, con mayor información (calidad de servicio, indicadores de servicio, curvas de cargas).

Nos permitirá analizar la calidad de suministro que estamos brindando y facilitar estudios particularizados que permitan a nuestros clientes mejorar su eficiencia energética.

Se instalarán medidores con registro de eventos a clientes con consumos entre 100 y 300 MWh/mes o bien que posean antecedentes de fraudes.

3.2.2.2.- Cambio a medida indirecta

Como parte del control y seguimiento a los clientes especiales, definimos en este apartado el criterio de segmentación de medidas con el fin de dejar establecido los tipos de medidas a instalar a estos clientes. Criterios de selección:

-A todos los suministros con potencia contratada menor a los 25 kW, se les instalará equipos de medida directa o autocontenidos.

-A todos aquellos suministros cuya potencia contratada sea mayor o igual a los 25 kW, pero menor que los 120 kW, se les instalará equipos de medida indirecta en B.T.

-Todos aquellos suministros cuya potencia contratada sea mayor a los 120 kW, se les instalará equipos de medida indirecta en M.T.

3.2.2.3.- Inspecciones focalizadas

3.2.2.3.1.- Caída de consumo MT-BT
Este plan consiste en el análisis de los suministros que han presentado decremento de consumo después de realizar la comparación del consumo mensual respecto al mes anterior, tomando en cuenta los días de agenda de lectura. Los suministros que presentan una baja en más del 50% son candidatos a revisión.

3.2.2.3.2.- Decremento de consumo riego MT-BT
Este plan consiste en el análisis a los suministros con tarifa de riegos, haciendo la comparación del consumo en el periodo estacional (verano, época del ciclo productivo agrícola) con respecto al año anterior. Aquellos suministros que resulten con decrementos mayores al 50% son suministros candidatos a analizar en escritorio y, si aplica, a revisar en campo.

3.2.2.3.3.- Afloramiento negativo
Esta línea de acción se aplica a todos los suministros que han tenido una actividad previa en la cual se detectó una anomalía. Se realiza la comparación del consumo mensual (teniendo en cuenta los días facturados) con respecto al año pasado, después de ejecutada una acción de corrección de la anomalía y los suministros cuyo resultado sea un afloramiento negativo son candidatos a revisión.

3.2.2.3.4.- Consumo cero MT-BT
En esta casuística consiste en la revisión de los suministros que resulten con consumo cero en el mes, previo análisis que consiste en la selección de aquellos que se encuentren en situación correcta facturados con consumo cero y en los meses anteriores hayan presentado consumo.

Estos suministros se comparan con los suministros que presentan anomalías de lectura y se excluyen aquellos en que el lector reporte "finca deshabitada".

Los suministros restantes se revisan en campo.

3.2.2.4.- Revisiones sistemáticas

En cualquier caso a los grandes clientes se les realizarán revisiones periódicas todos los años para asegurar el perfecto estado de su acometida y del equipo de medida.

3.2.2.5.- Unificación de Medida

Este plan consiste en realizar la unificación en un solo suministro, con una única alimentación, de varios suministros de un mismo cliente ubicados en un mismo predio, con el objetivo de:

-poder brindar mejor atención

-disminuir los posibles puntos de falla de la red

-eliminar alto riesgo de fraude

3.2.3.- Mediana demanda: normalización y segmentación de la medida

3.2.3.1.- Cambio a medida indirecta

El objetivo principal de este plan es mejorar la calidad de medición de energía, de manera que se reduzca la cantidad de fallas en los suministros por falsos contactos por altas cargas o altas comentes de arranque. Para lo cual instalamos una medida indirecta en BT y dejamos de utilizar la medida directa.

3.2.3.2.- Cambio de medida en clientes comerciales

Con motivos de medir la precisión de los medidores Sangamos (considerados como la marca con mayor representatividad en medidores obsoletos) se seleccionó una muestra de 320 medidores los cuales serán sometidos a pruebas de precisión, marcha en vacío y arranque. La determinación de estas pruebas determinará el volumen de medidores a restituir.

3.2.3.3.- Sustitución de medidores de elemento y medio en la red trifásica

3.2.3.3.1.- Medidor averiado
Esta actividad se deriva de la anomalía de lectura 25 -"Medidor Averiado", está anomalía tiene una prioridad alta debido a que en la mayoría de los casos la lectura recuperada en estos medidores no corresponden al consumo real del cliente.

3.2.3.3.2.- Medidor pantalla apagada y suministro con energía
Esta acción al igual que la anterior se deriva de anomalías de lectura. En esta anomalía el lector logra detectar que el cliente posee energía eléctrica pero que el aparato de medida no refleja lectura lo cual impide la correcta facturación del cliente.

3.2.3.3.3.- Reubicación de medidor
Con objeto de asegurar la correcta captación de lecturas, esta línea contempla la aplicación del capítulo 5.3 de la N.S.E. El cual contempla que el cliente debe proveer sin costo un lugar apropiado y de fácil acceso en la pared exterior de las edificaciones.

3.2.3.3.4.- Denuncias
Bajo esta línea se realizarán las siguientes acciones:

-Establecer un link de la página Web de DISNORTE — DISSUR para registrar denuncias externas.

-Adquirir la sistemática de que todo el personal de campo y de oficina se comprometa a reportar fraudes:

Personal de Campo 1 denuncia por día.
Personal de Oficina 2 semanal.

3.2.3.3.5.- Presunto fraude
De los reportes de la anomalía de lectura en área central se analizan los siguientes datos:

-Códigos y comentarios correspondientes a la anomalía.

-Validación de Suministros con variación de consumo.

3.2.3.3.6.- Consumo cero MT-BT
En esta casuística consiste en la revisión de los suministros que resulten con consumo cero en el mes, previo análisis que consiste en la selección de aquellos que se encuentren en situación correcta facturados con consumo cero y en los meses anteriores hayan presentado consumo.

Estos suministros se comparan con los suministros que presentan anomalías de lectura y se excluyen aquellos en que el lector reporte "finca deshabitada".

Los suministros restantes se revisan en campo.

3.2.3.3.7.- Consumo por debajo del promedio
En el análisis de esta línea se toman en cuenta:

-Desviación del 50% del consumo por día en base al mismo período en diferentes años.

-Desviación del 50% del consumo por día en base al consumo promedio de la localidad en el mes en análisis.

3.2.3.3.8.- Clientes reincidentes
Esta casuística afecta a clientes que reinciden en fraudes. Después de corregida la anomalía ocasionada por el cliente se analiza el comportamiento del consumo en los meses posteriores comparando con la estadística de fraudes mensual. Los que bajan su consumo son candidatos a revisión inmediata.

En el análisis de esta línea se toman en cuenta:
-Clientes que poseen facturación de energía sustraída a lo largo del año.
-Desviación del 40% menos del consumo del mes en análisis respecto al consumo promedio después de corregir la anomalía.

3.2.3.3.9.- Prelecturas
Se realizarán prelecturas de rutas de lectura a fin de comprobar que el consumo es constante y que no presenta "huecos" que sean indicativos de fraudes temporales en algunas fases del ciclo de lectura (un mes).

3.2.3.3.10.- Inspecciones nocturnas
Teniendo como base a la experiencia y el conocimiento técnico que poseen las diferentes áreas se crean inspecciones nocturnas en todas aquellas localidades que concentran una gran cantidad de comercios o bien que se sospechan una gran variedad de conexiones ilegales.

3.2.3.4.- Revisiones sistemáticas a equipos de medida

Este plan consiste en la revisión de los suministros con medida indirecta y semindirecta una vez al año con el propósito de detectar posibles fraudes que impidan el registro real del consumo, así como anomalías que afecten el funcionamiento del equipo.

Para la selección de estos suministros se harán un análisis mensual en la base de datos.

3.2.4.- Domésticos

3.2.4.1.- Protección de red secundaria

Esta línea de actuación consiste en remodelar la red de BT y MT existente por configuraciones de red especiales que:

-disminuyan los fallos de servicio por redes obsoletas y en mal estado

-dificulten la posibilidad de realizar fraude mediante conexiones directas en la red

3.2.4.2.- Cambio de medida en clientes residenciales

Con motivos de medir la precisión de los medidores Sangamos (considerados como la marca con mayor representatividad en medidores obsoletos) se seleccionó una muestra de 320 medidores los cuales serán sometidos a pruebas de precisión, marcha en vacío y arranque. La determinación de estas pruebas determinará el volumen de medidores a restituir.

4.- Plan de inversión en mejora de la calidad e incremento de capacidad en la red

4.1.- Arquitectura de red

El objetivo final que tiene determinar la arquitectura de red ideal de una red de distribución es conseguir una red altas prestaciones en términos de pérdidas técnicas, operación, mantenimiento y garantía y calidad de suministro.

Para realizar esta tarea se ha de partir de unos criterios de base que determinarán la arquitectura de red ideal, estos criterios son los siguientes:
· Segmentación de mercados

· Exigencias regulatorias en materia de calidad

· Garantizar el crecimiento vegetativo

· Garantía de suministro

· Mínimas pérdidas

· Carga máxima prevista en torno al 70% de la capacidad nominal de las líneas

La metodología que se emplea se puede resumir en las siguientes ideas:

· Definición del dominio eléctrico de cada subestación

· Asignación de los tramos de red a una subestación

· Urbano: Configuración de estructuras básicas con horizonte 5 años

· Rural: Definición de las líneas principales, derivadas, subderivadas y racimos

· Definición de puntos de apoyo

· Definir elementos de corte y señalización en líneas principales, derivadas, subderivadas y racimos

· Identificar supresión de elementos de corte y señalización situados en lugares inadecuados

· Diseño de apertura de puentes y supresión de enlaces entre líneas no previstos en el modelo.

· Instalación y modificación de elementos

· Ordenación y adecuación de líneas (carga máxima prevista en torno al 70% carga capacidad nominal de las líneas)

· Agrupación por mercados

En las siguientes páginas se muestra el detalle de las obras de arquitectura de red planteadas para los años 2007 y 2008:
· Listado de actuación y coste estimado

· Listado de actuaciones y unidades físicas instaladas y desinstaladas



La inversión estimada para completar la arquitectura de red en los años 2009, 2010 y 2011 se estima en 2.000.000 US$ anuales.



Como complemento a esta información se adjunta como anexo I a este documento el libro de arquitectura de red, en el que se puede observar los detalles concretos de cada una de estas actuaciones.

4.2.- Telecontrol, Scada y Módulo de Operación

Con el objetivo de mejorar el tiempo de respuesta ante incidencias y la seguridad en la operación de la red, y por tanto mejorar la calidad de servicio al cliente, se determina la necesidad de:
-Telecontrolar los interruptores de las posiciones de subestación, así como otros elementos singulares de la red.
-Implantar un sistema Scada (Supervisory Control And Data Adquisition)
-Implantar un sistema informático que ayude a la operación de la red

4.2.1.- Telecontrol

Las inversiones previstas en este punto corresponden a las actuaciones detalladas en el cuadro adjunto, que se realizaría en su integridad en 2008.
4.2.2.- Scada

SCADA viene de las siglas de "Supervisor y Control And Data Adquisition", es decir: adquisición de datos y control de supervisión. Se trata de una aplicación software especialmente diseñada para funcionar sobre ordenadores en el control del funcionamiento de la red, proporcionando comunicación con los dispositivos de campo y controlando el proceso de forma automática desde la pantalla del ordenador. Además, provee de toda la información que se genera en el proceso productivo.

Todo esto se ejecuta normalmente en tiempo real, y están diseñados para dar al operador de planta la posibilidad de supervisar y controlar las operaciones.

La implantación de esta herramienta está prevista para 2008, con un coste estimado de 100.000 US$.

4.2.3.- Módulo de operación

Se trata de una aplicación software especialmente diseñada para enlazar de forma automática la gestión de avisos recibidos en a oficina telefónica con la operación de la red y las incidencias detectadas, de forma que permitirá dar una respuesta más ágil y efectiva a nuestro clientes.

La implantación de este módulo está prevista para el 2008, con un coste estimado de 40.253 US$

5.- Plan de Inversión en crecimiento del Mercado

Se estima en base a los históricos que será necesario destinar a anualmente alrededor de 1.500.000 US$ desde 2007 a 2011 para asegurar la conexión a la red de las nuevas solicitudes de suministro que se produzcan durante este tiempo.

6.- Plan de Inversión en atención al cliente

Se pretende incrementar la calidad de la lectura y optimizar el reparto de la factura así como la atención sectorizada y ordenada de los cortes por impago.

Para su cumplimiento se han propuesto realizar las siguientes actividades:

1. Modificar de la guía de anomalías de lectura.

2. Incluir los consumos fijos en itinerarios de lectura.

3. Adecuar los Callejeros (Corrección de Localidad, dirección, Centro de Lectura, rutas, etc.).

4. Adquirir nuevos terminales portátiles de lectura (TPL), e implantar la nueva tecnología en TPL.

6.1.- Anomalías de lectura
Se procedió a crear una nueva guía de anomalías de lectura con el objetivo de utilizar un procedimiento más claro en la aplicación de códigos y comentarios adicionales para su tratamiento, que refleje mejora la realidad encontrada en campo.

6.2.- Inclusión de consumos fijos en itinerarios
El objetivo de incluir los consumos fijos en los itinerarios de lectura es garantizar una correcta ubicación de la finca, obteniendo de esta manera el éxito de los procesos comerciales de distribución de facturas, cobro, suspensión y detección de nuevos suministros, entre otras.

6.3.- Modificación del callejero
A partir de la correcta asociación se pretende garantizar la precisión en la ubicación de las fincas en localidades e itinerarios, buscando coherencia entre el terreno y el SCG, así como asegurar la toma de lectura de forma concentrada a nivel de localidades con el fin de optimizar procesos operativos en campo tal es el caso de la generación de los cortes.

6.4.- Adquisición de nuevos terminales portátiles de lectura
Adquisición de nuevas Terminales Portátiles de Lectura MC7090, con una tecnología distinta a las que poseemos actualmente.

Los beneficios que proporcionarán estos equipos son los siguientes:

-Recopilación de datos a prueba de errores y automática, y aumento de la productividad.

-Flexibilidad para adaptarse a las diversas necesidades de las aplicaciones y los usuarios.

-Gran potencia para aguantar turnos de trabajo completos en prácticamente cualquier entorno.

-Máxima flexibilidad en el uso de aplicaciones

-Memoria multimedia persistente integrada y certificación de seguridad FIPS-140-2.

ANEXO 4

CONCILIACIÓN Y COMPENSACIÓN DE DEUDAS ENTRE GOBIERNO Y LAS DISTRIBUIDORAS DISNORTE-DISSUR SALDOS AL 31 DE MARZO 2008