AÑO DE LA PROMOCIÓN DE LA INDUSTRIA RESPONSABLE Y DEL COMPROMISO CLIMÁTICO

Miércoles 18 de junio de 2014

Resolución de Consejo Directivo OSINERGMIN Nº 116-2014-OS/CD Resolución Complementaria que modifica extremos de la Resolución Nº 067-2014-OS/CD, que fijó los Precios en Barra para el período mayo 2014 - abril 2015.

Resolución de Consejo Directivo OSINERGMIN Nº 117-2014-OS/CD Resuelve del Recurso de Reconsideración interpuesto por Red de Energía del Perú contra la Resolución Nº 069-2014-OS/CD, que aprobó la Liquidación Anual de los Ingresos por el Servicio de Transmisión Eléctrica de los SST y/o SCT, para el período mayo 2014 - abril 2015.

Resolución de Consejo Directivo OSINERGMIN Nº 118-2014-OS/CD Resuelve del Recurso de Reconsideración interpuesto por Consorcio Transmantaro S.A. contra la Resolución Nº 069-2014-OS/CD, que aprobó la Liquidación Anual de los Ingresos por el Servicio de Transmisión Eléctrica de los SST y/o SCT, para el período mayo 2014 - abril 2015.

SEPARATA ESPECIAL

El Peruano Miércoles 18 de junio de 2014

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Resolución de Consejo Directivo OSINERGMIN Nº 119-2014-OS/CD Resuelve del Recurso de Reconsideración interpuesto por Luz del Sur S.A. contra la Resolución Nº 069-2014-OS/CD, que aprobó la Liquidación Anual de los Ingresos por el Servicio de Transmisión Eléctrica de los SST y/o SCT, para el período mayo 2014 - abril 2015.

Resolución de Consejo Directivo OSINERGMIN Nº 120-2014-OS/CD Resolución Complementaria que modifica extremos de la Resolución Nº 069-2014-OS/CD, que aprobó la Liquidación Anual de los Ingresos por el Servicio de Transmisión Eléctrica de los SST y/o SCT, para el período mayo 2014 - abril 2015.

Resolución de Consejo Directivo OSINERGMIN Nº 121-2014-OS/CD Rectifica error material contenido en el Archivo “I-404 (Fuente Precios Sum SSe.EE.).xls” de la Actualización de la Base de Datos de los Módulos Estándares de Inversión para Sistemas de Transmisión con Costos 2013 (MOD INV_2014), aprobada por Resolución Nº 017-2014-OS/CD y modificada con Resolución OSINERGMIN Nº 056-2014-OS/CD.

Resolución de Consejo Directivo OSINERGMIN Nº 122-2014-OS/CD Rectifica error material contenido en el Artículo 1º de la Resolución Nº 070-2014-OS/CD, que aprobó la revisión de la Asignación de Generadores Relevantes por el uso de los Sistemas Secundarios de Transmisión.

Resolución de Consejo Directivo OSINERGMIN Nº 123-2014-OS/CD Publicación del proyecto de Resolución que fija la Tarifa Eléctrica Rural para Sistemas Fotovoltaicos período 2014 - 2018 y de la Relación de la Información que lo sustenta, y Convocatoria a Audiencia Pública.

Resolución de Consejo Directivo OSINERGMIN Nº 124-2014-OS/CD Resuelve el Recurso de Reconsideración interpuesto por Edelnor S.A. contra la Resolución OSINERGMIN Nº 085-2014-OS/CD, que fijó el Factor de Balance de Potencia Coincidente.

El Peruano Miércoles 18 de junio de 2014

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RESOLUCIÓN DE CONSEJO DIRECTIVO ORGANISMO SUPERVISOR DE LA INVERSIÓN EN ENERGÍA Y MINERIA OSINERGMIN Nº 116-2014-OS/CD Lima, 13 de junio de 2014 CONSIDERANDO: Que, como consecuencia de los recursos de reconsideración interpuestos contra la Resolución OSINERGMIN Nº 0672014-OS/CD que aprobó los Precios en Barra para el periodo mayo 2014 – abril 2015, se han expedido las Resoluciones OSINERGMIN Nº 093-2014-OS/CD al Nº 098-2014-OS/CD, Nº 112-2014-OS/CD al Nº 115-2014-OS/CD; Que, en el Artículo 3º de la Resolución OSINERGMIN Nº 093-2014-OS/CD, 2º de la Resolución OSINERGMIN Nº 0942014-OS/CD y Resolución OSINERGMIN Nº 095-2014-OS/CD, 4º de la Resolución OSINERGMIN Nº 112-2014-OS/CD, 3º de la Resolución OSINERGMIN Nº 113-2014-OS/CD y Resolución OSINERGMIN Nº 114-2014-OS/CD, y 2º de la Resolución OSINERGMIN Nº 115-2014-OS/CD, se ha dispuesto que las modificaciones en los Precios en Barra para el periodo mayo 2014 – abril 2015, que motiven cada una de las resoluciones mencionadas, deberán aprobarse mediante resolución complementaria; Que, adicionalmente, el numeral 6.1.2 de la norma “Procedimiento para la Liquidación Anual de los Ingresos por el Servicio de Transmisión Eléctrica del Contrato de Concesión Sistemas de Transmisión Eléctrica ETECEN – ETESUR”, aprobada mediante Resolución OSINERG Nº 336-2004-OS/CD, dispone que OSINERGMIN publique el Reajuste de Liquidación de la Remuneración Anual1 (en adelante la “RLRA”) dentro de los 45 días siguientes a la publicación de la Liquidación, la misma que tuvo lugar el 15 de abril de 2014; al respecto, con fecha 21 de mayo de 2014, Red de Energía del Perú S.A. (en adelante “REP”) presentó el mencionado Reajuste de Liquidación, correspondiente al periodo mayo 2013 – abril 2014, acompañado con la información referida a los meses de marzo y abril de 2014; Que, luego de la revisión efectuada por OSINERGMIN, contenida en el Informe Nº 0321-2014-GART que forma parte y motiva la presente resolución, y conforme al procedimiento establecido en el numeral 5.2 del Anexo Nº 7 del Contrato de Concesión Sistemas de Transmisión Eléctrica ETECEN – ETESUR (en adelante el “CONTRATO”), se determinó que el valor del RLRA, expresado al 30 de abril de 2014, asciende a la suma de US$ - 2 857 932 y que los valores de la Remuneración Anual Garantizada y Remuneración Anual por Ampliaciones para el periodo mayo 2014 - abril 2015 ascienden a US$ 72 524 918 y US$ 44 280 153 respectivamente; por lo tanto corresponde, las modificaciones que este tema origine en el Peaje por Conexión y el Peaje por Conexión Unitario al Sistema Principal de Transmisión de REP, efectuar el RLRA del periodo mayo 2014 – abril 2015; Que, se ha emitido el Informe Nº 0321-2014-GART, elaborado por la División de Generación de la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria (en adelante “GART”), el Informe Nº 304-2014-GART, elaborado por la División de Gas Natural y el Informe Nº 320-2014-GART, elaborado por la Asesoría Legal de la GART, los mismos que complementan la motivación que sustenta la decisión de OSINERGMIN para la emisión de la presente resolución, cumpliendo de esta manera con el requisito de validez de los actos administrativos a que se refiere el Artículo 3º, Numeral 4 de la Ley del Procedimiento Administrativo General; y De conformidad con lo establecido en la Ley Nº 27838, Ley de Transparencia y Simplificación de los Procedimientos Regulatorios de Tarifas; en la Ley Nº 27332, Ley Marco de los Organismos Reguladores de la Inversión Privada en los Servicios Públicos y en su Reglamento aprobado por Decreto Supremo Nº 042-2005-PCM; en el Reglamento General del OSINERGMIN, aprobado por Decreto Supremo Nº 054-2001-PCM; en el Decreto Ley Nº 25844, Ley de Concesiones Eléctricas y en su Reglamento aprobado por Decreto Supremo Nº 009-93-EM; en la Ley Nº 28832, Ley para asegurar el desarrollo eficiente de la Generación Eléctrica; en la Ley Nº 27444, Ley del Procedimiento Administrativo General; en el Contrato para el Diseño, suministro de Bienes y Servicios, Construcción y Explotación del Reforzamiento de los Sistemas de Transmisión Eléctrica del Sur y la Prestación del Servicio de Transmisión de Electricidad; y en el Contrato de Concesión Sistemas de Transmisión Eléctrica ETECEN – ETESUR; así como en sus normas modificatorias, complementarias y conexas; Estando a lo acordado por el Consejo Directivo de OSINERGMIN en su Sesión Nº 17-2014. SE RESUELVE: Artículo 1º.- Remplácese los valores del Cargo de Peaje por Conexión Unitario al Sistema Principal de Transmisión de Red de Energía del Perú S.A. y Consorcio Transmantaro S.A., y del Cargo Unitario por Generación Adicional contenidos en el Cuadro Nº 3, literal A.3), numeral 1.1 del Artículo 1º de la Resolución OSINERGMIN Nº 067-2014-OS/CD, así como Inclúyase la proporción a transferir de los monto recaudados por aplicación del Cargo Unitario por FISE en el referido Cuadro Nº3, por los siguientes valores: Nº 1 6 14 15

1

Sistema de Transmisión (1) SPT de REP SPT de Transmantaro (Contrato BOOT , Addendum 5, Addendum 10) SPT de Transmantaro (Addendum 8) Cargo Unitario por FISE (4) Cargo Unitario por Generación Usuarios Regulados Adicional (5) Usuarios Libres que no son Grandes Usuarios Grandes Usuarios

PCSPT S/./kW-mes 0,902 1,555 0,497 0,398 0,205 0,651 1,455

La RA es igual a la suma de la Remuneración Anual Garantizada (en adelante “RAG”) y Remuneración Anual por Ampliaciones (en adelante “RAA”).

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525510 (4)

El COES deberá distribuir los montos a transferir por aplicación del cargo Nº 14 entre las empresas, Empresa de Generación Eléctrica del Sur S.A., Empresa de Generación Eléctrica de Arequipa S.A., Edegel S.A.A., Enersur S.A.A., Kallpa Generación S.A.A., SDF Energía S.A.C., Fénix Power Perú S.A., Termochilca S.A.C. y Termoselva S.R.L considerando las proporciones de 0,9%, 4,2%, 24,3%, 22,1%, 25,4%, 2,0%, 12,3%, 4,8 % y 4,0%, respectivamente.

(5)

El cargo Nº 15 se aplica de manera diferenciada, según lo dispuesto en el Decreto de Urgencia Nº 037-2008, donde los Grandes Usuarios son los Usuarios Libres con una potencia contratada igual o superior a 10 MW, o agrupaciones de Usuarios Libres cuya potencia contratada total sume por lo menos 10 MW. Así mismo, el COES deberá distribuir los montos a transferir por aplicación de este cargo entre las empresas Electroperú S.A., Electronoroeste S.A., Hidrandina S.A., Electro Oriente S.A., Empresa de Generación Eléctrica Machupicchu S.A., Electrocentro S.A. y Electro Ucayali S.A. considerando las proporciones de 0%, 0%, 19%, 14%, 0%, 37% y 30%, respectivamente. La liquidación de los Saldos Netos Acumulados de las empresas Electroperú S.A., Electronoroeste S.A., Hidrandina S.A., Electro Oriente S.A., Empresa de Generación Eléctrica Machupicchu S.A., Electrocentro S.A. y Electro Ucayali S.A., cuando sean montos negativos se realizará en el respectivo reajuste trimestral mediante un programa de transferencia para que la empresa o las empresas con saldo negativo, transfieran este monto al resto de empresas, en proporción a sus saldos netos positivos. En el caso de que los saldos netos negativos sean mayores que los saldos netos positivos, estos serán considerados como un monto a transferir para el Cargo Unitario por CVOA-CMg.

Artículo 2º,- Remplácese los valores del Peaje por Conexión al Sistema Principal de Transmisión (SPT) de Red de Energía del Perú S.A. y Consorcio Transmantaro S.A. contenidos en el Cuadro Nº 12, Artículo 13º de la Resolución OSINERGMIN Nº 067-2014-OS/CD, por los siguientes: Sistema de Transmisión

Peaje por Conexión (S/.)

SPT de REP SPT de Transmantaro (Contrato BOOT , Addendum Nº 5, Addendum Nº 10 (*)) SPT de Transmantaro (Addendum Nº 8)

Ingreso Tarifario Esperado (S/.)

63 076 394

358 686

108 713 106

1 754 988

34 755 904

(*) El pago mensual correspondiente a Transmantaro se deberá realizar aplicando una tasa de descuento, cuyo cálculo se obtendrá considerando una tasa anual del 2%, tal y como se señala en la Cláusula Cuarta del Addendum Nº 10.

Artículo 3º.- Remplácese los valores de los Precios en Barra del Sistema Aislado de Electro Oriente S.A. contenidos en el Cuadro Nº 1, Artículo 1º de la Resolución OSINERGMIN Nº 067-2014-OS/CD, por los siguientes: SISTEMAS AISLADOS (4) Barra de Referencia de Generación

Tensión kV

PPM S/./kW-mes

PEMP ctm. S/./kWh

PEMF ctm. S/./kWh

MT

21,71

63,48

63,48

Electro Oriente

Artículo 4º.- Reemplácese los valores de la fórmula de actualización de los Precios en Barra del Sistema Aislado de Electro Oriente S.A. contenidos en el Cuadro Nº 6, Artículo 2º de la Resolución OSINERGMIN Nº 067-2014-OS/CD, por los siguientes: Sistema Eléctrico

d

e

f

g

s

Cb

0,1113

0,0854

0,6759

---

0,1274

---

2

SISTEMAS AISLADOS Electro Oriente

Artículo 5º.- Remplácese los valores de los Precios en Barra Efectivos del Sistema Aislado de Electro Oriente S.A. contenidos en el Cuadro Nº 10, Artículo 4º de la Resolución OSINERGMIN Nº 067-2014-OS/CD, por los siguientes: Empresa Distribuidora

Tensión

PPM S/./kW-mes

PEMP ctm. S/./kW.h

PEMF ctm. S/./kW.h

MT

21,71

28,33

28,33

Electro Oriente

Artículo 6º.- Remplácese los valores de las Tarifas a agregar a los Precios en Barra Efectivos de Electro Oriente S.A. contenidos en el Cuadro Nº 14, Artículo 16º de la Resolución OSINERGMIN Nº 067-2014-OS/CD, por los siguientes: Localidad

2

Tarifa a agregar (ctm. S/./kWh)

El Estrecho

0,43

Isla de Santa Rosa

0,59

El Alamo

0,13

En el caso de los Sistemas Aislados estos factores son aplicables a los Precios en Barra de los Sistemas Aislados definidos en los Cuadros Nº 1 y Nº 10.

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525511 Localidad

Tarifa a agregar (ctm. S/./kWh)

Cabo Pantoja

0,10

Lagunas

0,20

El Porvenir

0,07

Pebas

0,12

Petropolis

0,05

Angamos

0,05

Inahuaya

0,24

Pampa Hermosa

0,06

Tierra Blanca

0,07

Orellana

1,04

Islandia

0,38

Flor de Pugna

0,05

Tamanco

0,04

San Roque

0,03

Bagazan

0,03

Sapuena

0,06

Jenaro Herrera

0,08

Artículo 7º.- La presente resolución deberá ser publicada en el diario oficial El Peruano y consignada, conjuntamente con los Informes Nº 0321-2014-GART, Nº 304-2014-GART y Nº 320-2014-GART, en la página Web de OSINERGMIN: www.osinergmin.gob.pe. JESÚS TAMAYO PACHECO Presidente del Consejo Directivo

RESOLUCIÓN DE CONSEJO DIRECTIVO ORGANISMO SUPERVISOR DE LA INVERSIÓN EN ENERGÍA Y MINERÍA OSINERGMIN Nº 117-2014-OS/CD Lima, 13 de junio de 2014 CONSIDERANDO: 1.-

ANTECEDENTES

Que, con fecha 14 de abril de 2014, el Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (en adelante “OSINERGMIN”), publicó la Resolución OSINERGMIN Nº 069-2014-OS/CD (en adelante “Resolución 069”), mediante la cual se fijó el Cargo Unitario de Liquidación de los Sistemas Secundarios de Transmisión (en adelante “SST”) y Sistemas Complementarios de Transmisión (en adelante “SCT”) para el periodo mayo 2013 – abril 2014, como consecuencia de la liquidación anual de los Ingresos por el Servicio de Transmisión Eléctrica de SST y/o SCT; Que, la citada Resolución 069 se emitió conforme a lo dispuesto en el “Procedimiento de Liquidación Anual de los Ingresos por el Servicio de Transmisión Eléctrica de SST y/o SCT”, aprobado con Resolución OSINERGMIN Nº 2612012-OS/CD (“PROCEDIMIENTO LIQUIDACIÓN SST y/o SCT”), y en lo establecido en el Artículo 139º del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas, aprobado mediante Decreto Supremo Nº 009-93-EM (en adelante “RLCE”); Que, con fecha 08 de mayo de 2014, Red de Energía del Perú S.A. (en adelante “REP”), dentro del término de ley, presentó recurso de reconsideración, siendo materia del presente acto administrativo, el análisis y decisión de dicho recurso impugnativo. 2.-

EL RECURSO DE RECONSIDERACIÓN

Que, REP solicita se reconsidere lo establecido en la Resolución 069, considerando el Valor Referencial de la Ampliación Nº 10 conforme lo estipula el Contrato de Concesión de los Sistemas de Transmisión Eléctrica ETECEN – ETESUR a fin de recalcular la Remuneración Anual por Ampliaciones, y en consecuencia, la Remuneración Anual correspondiente. 2.1

RECALCULO DEP PEAJE UNITARIO

2.1.1. SUSTENTO DEL PETITORIO Que, REP indica que la RESOLUCIÓN está contraviniendo lo establecido en su Contrato de Concesión, al no considerar el valor referencial de inversión de la Ampliación Nº 10, tal como está establecido en el numeral 3 y Anexo 3 de la Cláusula Adicional del Contrato de Concesión para la mencionada Ampliación Nº10. A continuación transcribe el último párrafo del numeral 4.2 del Artículo 4º del Anexo Nº 7 del Contrato de su Concesión; Que, REP indica que en el punto C-6 del informe, “Análisis de Opiniones y sugerencias de Red de Energía del Perú S.A.”, OSINERGMIN había verificado que no se había considerado las instalaciones de la ampliación, y ya había tomado en cuenta su observación; sin embargo, el valor referencial de la Ampliación Nº 10 no ha sido considerado

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para los efectos del cuadro Nº 1 “Peajes Recalculados” y Cuadro Nº 3 del Cargo Unitario de liquidación de la RESOLUCIÓN; 2.1.2. ANÁLISIS DE OSINERGMIN Que, se ha verificado que, en los cálculos de la liquidación, se consideró parcialmente la información contenida en la adenda de la Ampliación Nº 10. Al respecto, sólo se consideró la inversión del reactor serie y resistencia de neutro de transformador en la subestación Chilca 500 kV, con una inversión estimada de US$ 3 925 681. Sin embargo, no se consideró la inversión de la segunda etapa de ampliación de la subestación independencia 60 kV, con una inversión estimada de US$ 806 130. Una vez corregida dicha omisión, la información estimada de la Ampliación Nº 10 que se debe considerar en los cálculos de la liquidación es de US$ 4 731 811, tal como figura en la mencionada adenda de ampliación; Que, asimismo, conforme se establece en el último párrafo del numeral 4.2 del artículo 4º del anexo 7 del Contrato de Concesión, citado por la recurrente; de manera preliminar se incluye el valor referencial de la Ampliación Nº 10 Item 1 e Item 2, en las Áreas de Demanda 7 y 8, respectivamente; Que, además, de dicha revisión se ha verificado que el valor referencial de la Ampliación Nº 11, se estaba considerando de manera errónea en el Área de Demanda 5 (Items 1 y 2) y 11 (Item 3) por lo que se procederá a incluirlas, de manera preliminar, en las Áreas de Demanda 15 y 10, respectivamente; Que, finalmente, como consecuencia de la revisión del Costo Medio Anual (CMA) de las instalaciones de REP en las diferentes Áreas de Demanda, se ha encontrado que los valores de CMA asignados al SST de las empresas REP y EDELNOR en el Área de Demanda 6, CONENHUA en el Área de Demanda 3, ELECTROCENTRO en el Área de Demanda 5, y las instalaciones exclusivas cuyos titulares de transmisión son CONENHUA, EDEGEL y ETECALLALLI, no corresponden a los valores fijados en las Resolución OSINERGMIN Nº 054-2013-OS/CD y modificatorias, motivo por el cual se ha procedido con la correspondiente corrección; Que, en consecuencia, corresponde declarar fundado el RECURSO en lo referido a corregir el valor estimado de inversión de la Ampliación Nº 10 de REP considerado en los cálculos de la presente liquidación, incorporando además las correcciones señaladas en los considerandos precedentes; Que, finalmente, se han expedido los informes Nº 0301-2014-GART y Nº 316-2014-GART de la División de Generación y Transmisión Eléctrica y de la Coordinación Legal de la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria, respectivamente, los mismos que complementan la motivación que sustenta la decisión de OSINERGMIN, cumpliendo de esta manera con el requisito de validez de los actos administrativos a que se refiere el Artículo 3º, numeral 4, de la Ley Nº 27444, Ley del Procedimiento Administrativo General; y, De conformidad con lo establecido en la Ley Nº 27332, Ley Marco de los Organismos Reguladores de la Inversión Privada en los Servicios Públicos y su Reglamento aprobado por Decreto Supremo Nº 042-2005-PCM; en el Reglamento General de OSINERGMIN, aprobado por Decreto Supremo Nº 054-2001-PCM; en el Decreto Ley Nº 25844, Ley de Concesiones Eléctricas y su Reglamento aprobado por Decreto Supremo Nº 009-93-EM; en la Ley Nº 28832, en la Ley Nº 27444, Ley del Procedimiento Administrativo General; así como en sus normas modificatorias, complementarias y conexas; Estando a lo acordado por el Consejo Directivo de OSINERGMIN en su Sesión Nº 17-2014. RESUELVE: Artículo 1º.- Declarar fundado el recurso de reconsideración interpuesto por la empresa Red de Energía del Perú S.A. contra la Resolución OSINERGMIN Nº 069-2014-OS/CD, por las razones señaladas en el numeral 2.1.2 de la parte considerativa de la presente resolución. Artículo 2º.- Las modificaciones que motive la presente resolución en la Liquidación Anual de los Ingresos por el Servicio de Transmisión de los SST y SCT y en el Cargo Unitario de liquidación vigente para el periodo mayo 2014 – abril 2015, deberán consignarse en resolución complementaria. Artículo 3º.- La presente Resolución deberá ser publicada en el diario oficial El Peruano y consignada junto con los Informes Nº 0301-2014-GART y Nº 316-2014-GART, en la página Web de OSINERGMIN: www.osinergmin.gob.pe. JESUS TAMAYO PACHECO Presidente del Consejo Directivo

RESOLUCIÓN DE CONSEJO DIRECTIVO ORGANISMO SUPERVISOR DE LA INVERSIÓN EN ENERGÍA Y MINERÍA OSINERGMIN Nº 118-2014-OS/CD Lima, 13 de junio de 2014 CONSIDERANDO: 1.-

ANTECEDENTES

Que, con fecha 14 de abril de 2014, el Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (en adelante “OSINERGMIN”), publicó la Resolución OSINERGMIN Nº 069-2014-OS/CD (en adelante “Resolución 069”), mediante la cual se fijó el Cargo Unitario de Liquidación de los Sistemas Secundarios de Transmisión (en adelante “SST”) y Sistemas Complementarios de Transmisión (en adelante “SCT”) para el periodo mayo 2013 – abril 2014, como consecuencia de la liquidación anual de los Ingresos por el Servicio de Transmisión Eléctrica de SST y/o SCT;

El Peruano Miércoles 18 de junio de 2014

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Que, la citada Resolución 069 se emitió conforme a lo dispuesto en el “Procedimiento de Liquidación Anual de los Ingresos por el Servicio de Transmisión Eléctrica de SST y/o SCT”, aprobado con Resolución OSINERGMIN Nº 2612012-OS/CD (“PROCEDIMIENTO LIQUIDACIÓN SST y/o SCT”), y en lo establecido en el Artículo 139º del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas, aprobado mediante Decreto Supremo Nº 009-93-EM (en adelante “RLCE”); Que, con fecha 08 de mayo de 2014, la empresa Consorcio Transmantaro S.A. (en adelante “TRANSMANTARO”), dentro del término de ley, presentó recurso de reconsideración, siendo materia del presente acto administrativo, el análisis y decisión de dicho recurso impugnativo. 2.-

EL RECURSO DE RECONSIDERACIÓN

Que, TRANSMANTARO solicita se reconsidere lo establecido en la Resolución 069, de acuerdo a lo siguiente: 

Que, se realice el recálculo del Peaje Unitario y el cargo unitario de Liquidación de la L.T. Independencia - lca

2.1

RECALCULO DEL PEAJE UNITARIO

2.1.1. SUSTENTO DEL PETITORIO Que, TRANSMANTARO indica que, con fecha 24 de marzo, dentro de los plazos establecidos, presentó sus opiniones y sugerencias a la Resolución OSINERGMIN N” 041-2014-OS/CD que publicó la “Preliquidación Anual de Ingresos de los Sistemas Secundarios de Transmisión y los Sistemas Complementarios de Transmisión”. Agrega que en dichos comentarios, TRANSMANTARO observó que en los resultados publicados en la Resolución OSINERGMIN Nº 136-2013-OS/CD se realizó la actualización del Costo de Inversión y del Costo de Operación y Mantenimiento considerando como índice de actualización el correspondiente a febrero 2013. Sin embargo, señala que se debió hacer uso del dato publicado como definitivo en octubre de 2012, conforme lo establece el numeral 8.2 de la Cláusula Octava de su Contrato de Concesión; Que, la recurrente indica que en el numeral C.2.1.2 del Informe Nº 0180-2014-GART, OSINERGMIN analizó su sugerencia y manifestó que acogía su comentario agregando que realizaría la respectiva corrección en el presente cálculo de liquidación; Que, sin embargo, TRANSMANTARO señala que en el cuadro Nº 1 de la Resolución impugnada, se ha fijado el peaje recalculado de TRANSMANTARO sin realizar la corrección señalada; Que, por lo expuesto, solicita que OSINERGMIN realice la actualización del Costo de Inversión y Costos de Operación y Mantenimiento, conforme a la sugerencia presentada por TRANSMANTARO y que fuera acogida por OSINERGMIN mediante el Informe Nº 0180-2014-GART; Que, asimismo, como consecuencia de dichas modificaciones solicita la modificación del peaje recalculado y del cargo unitario de liquidación. 2.1.2. ANÁLISIS DE OSINERGMIN Que, en atención a lo solicitado por TRANSMANTARO, se ha revisado toda la información relacionada al Costo Medio Anual y verificado que no se ha corregido el índice IPP (WPSSOP3500 - Finished Goods Less Food and Energy) utilizado para la actualización del Costo Medio Anual (CMA) de TRANSMANTARO en la oportunidad de la regulación de peajes y compensaciones del SST-SCT del año 2013; Que, al respecto, conforme a lo señalado en el numeral 8.2 de la Cláusula Octava de su Contrato de Concesión, el valor del índice de actualización IPP correcto es el último valor definitivo disponible en la fecha que corresponde efectuar la regulación de tarifas. En este caso, dicho valor corresponde al valor definitivo del mencionado índice del mes de octubre 2012. Como consecuencia de la corrección antes mencionada, corresponde actualizar el Costo Medo Anual del SST de TRANSMANTARO; Que, a continuación, se ha determinado el peaje recalculado y el cargo unitario de liquidación del SCT de TRANSMANTARO en el Área de Demanda 8. Cabe indicar que como parte de la revisión del cargo unitario de liquidación, se identificó la omisión de parte de la información del ingreso mensual facturado del agente ELECTRO DUNAS (información registrada en la hoja de cálculo “IMF” del archivo Excel “6Saldos(liq04).xlsx”). Por ello, se procedió a incorporar dicha información a fin de corregir el cargo unitario de liquidación de ELECTRODUNAS; Que, cabe indicar que la corrección de la información señalada originará la modificación de los resultados del peaje recalculado y del cargo unitario de liquidación de TRANSMANTARO; Que, por lo expuesto, corresponde declarar fundado el recurso de TRANSMANTARO en el extremo de corregir el índice de actualización IPP utilizado para la actualización de su CMA considerando en este caso el valor definitivo de octubre 2012 y, en consecuencia, corregir su peaje recalculado y el cargo unitario de liquidación. Que, finalmente, se han expedido los informes Nº 0302-2014-GART y Nº 317-2014-GART de la División de Generación y Transmisión Eléctrica y de la Coordinación Legal de la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria, respectivamente, los mismos que complementan la motivación que sustenta la decisión de OSINERGMIN, cumpliendo de esta manera con el requisito de validez de los actos administrativos a que se refiere el Artículo 3º, numeral 4, de la Ley Nº 27444, Ley del Procedimiento Administrativo General; y, De conformidad con lo establecido en la Ley Nº 27332, Ley Marco de los Organismos Reguladores de la Inversión Privada en los Servicios Públicos y su Reglamento aprobado por Decreto Supremo Nº 042-2005-PCM; en el Reglamento General de OSINERGMIN, aprobado por Decreto Supremo Nº 054-2001-PCM; en el Decreto Ley Nº 25844, Ley de Concesiones Eléctricas y su Reglamento aprobado por Decreto Supremo Nº 009-93-EM; en la Ley Nº 28832, en la Ley Nº 27444, Ley del Procedimiento Administrativo General; así como en sus normas modificatorias, complementarias y conexas; Estando a lo acordado por el Consejo Directivo de OSINERGMIN en su Sesión Nº 17-2014.

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Artículo 1º.- Declarar fundado el recurso de reconsideración interpuesto por la empresa Consorcio Transmantaro S.A. contra la Resolución OSINERGMIN Nº 069-2014-OS/CD, en el extremo de corregir la actualización de su CMA y, en consecuencia, corregir su peaje recalculado y el cargo unitario de liquidación, por las razones señaladas en el numeral 2.1.2 de la parte considerativa de la presente resolución. Artículo 2º.- Las modificaciones que motive la presente resolución en la Liquidación Anual de los Ingresos por el Servicio de Transmisión de los SST y SCT y en el Cargo Unitario de liquidación vigente para el periodo mayo 2014 – abril 2015, deberán consignarse en resolución complementaria. Artículo 3º.- La presente Resolución deberá ser publicada en el diario oficial El Peruano y consignada junto con los Informes Nº 0302-2014-GART y Nº 317-2014-GART, en la página Web de OSINERGMIN: www.osinergmin.gob.pe. JESUS TAMAYO PACHECO Presidente del Consejo Directivo

RESOLUCIÓN DE CONSEJO DIRECTIVO ORGANISMO SUPERVISOR DE LA INVERSIÓN EN ENERGÍA Y MINERÍA OSINERGMIN Nº 119-2014-OS/CD Lima, 13 de junio de 2014 CONSIDERANDO: 1.-

ANTECEDENTES

Que, con fecha 14 de abril de 2014, el Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (en adelante “OSINERGMIN”), publicó la Resolución OSINERGMIN Nº 069-2014-OS/CD (en adelante “Resolución 069”), mediante la cual se fijó el Cargo Unitario de Liquidación de los Sistemas Secundarios de Transmisión (en adelante “SST”) y Sistemas Complementarios de Transmisión (en adelante “SCT”) para el periodo mayo 2013 – abril 2014, como consecuencia de la liquidación anual de los Ingresos por el Servicio de Transmisión Eléctrica de SST y/o SCT; Que, la citada Resolución 069, se emitió conforme a lo dispuesto en el “Procedimiento de Liquidación Anual de los Ingresos por el Servicio de Transmisión Eléctrica de SST y/o SCT”, aprobado con Resolución OSINERGMIN Nº 2612012-OS/CD (“PROCEDIMIENTO LIQUIDACIÓN SST y/o SCT”), y en lo establecido en el Artículo 139º del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas (RLCE), aprobado mediante Decreto Supremo Nº 009-93-EM; Que, con fecha 08 de mayo de 2014, la Empresa de Distribución Eléctrica Luz del Sur S.A.A. (en adelante “LUZ DEL SUR”), dentro del término de ley, presentó recurso de reconsideración, siendo materia del presente acto administrativo, el análisis y decisión de dicho recurso impugnativo. 2.-

EL RECURSO DE RECONSIDERACIÓN

Que, LUZ DEL SUR solicita en su recurso de reconsideración, lo siguiente: 2.1.

Incluir el enlace de 220 kV de conexión de la S.E. Los Industriales a la ex L.T. 220kV L-2010 “San Juan – Santa Rosa”. Dicho enlace está conformado por un tramo aéreo doble circuito de 536 m, con conductores de 500 mm2 AAAC y postes metálicos; y un cable de conexión a las celdas de 220 kV de la SET Los Industriales, tipo XLPE de 1200 mm2, doble circuito y de 28m de longitud.

2.2.

Valorizar el enlace subterráneo de interconexión en 60kV entre las SETs Los Industriales y Puente, considerando el cable subterráneo de 60kV con conductores de cobre XLPE de 1600 mm2.

2.3.

Incluir en la valorización de la SET Los Industriales las bahías GIS de medición que están instaladas en las barras de 220 y 60 kV. Asimismo incluir los dispositivos de conexión a tierra de las barras de 220 y 60 kV y los equipos de seccionamiento longitudinal de barras en cada una de las barras de 220 y 60 kV.

2.4.

Considerar, para los servicios comunes, los módulos estándar de inversión de Obras Civiles Generales, Edificio de Control, Red de Tierra Profunda e Instalaciones Eléctricas al Exterior.

2.5.

Actualizar el costo de terreno, según el estudio de “Valuación de Terreno de SET Los Industriales”, que adjunta a su recurso.

2.6.

Valorizar el transformador de reserva de 60/10 kV – 50 MVA considerando un módulo estándar vigente.

2.7.

Considerar para el reconocimiento tarifario la fecha de puesta en servicio comercial de acuerdo a las respectivas actas de puesta en servicio, para determinados elementos que lista en su recurso

2.1

INCLUSIÓN DEL ENLACE DE 220 kV DE CONEXIÓN DE LA SET LOS INDUSTRIALES

2.1.1. SUSTENTO DEL PETITORIO Que, LUZ DEL SUR observa que no se está considerando en la presente liquidación el enlace de 220 kV de conexión de la SET Los Industriales a la ex L.T. L-2010 “San Juan - Santa Rosa”; Que, al respecto, LUZ DEL SUR solicita incluir el enlace de 220 kV de conexión de la SET Los Industriales a la ex L.T. 220kV L-2010 “San Juan - Santa Rosa”. Dicho enlace está conformado por un tramo aéreo doble circuito de

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536 m, con conductores de 500 mm AAAC y postes metálicos; y un cable de conexión a las celdas de 220 kV de la SET Los Industriales, tipo XLPE de 1200 mm2, doble circuito y de 28 m de longitud; Que, como sustento de su solicitud, LUZ DEL SUR indica que en el Plan de Inversiones 2009-2013 se aprobó la puesta en servicio de la subestación 220/60 kV Los Industriales y su alimentación en 220 kV mediante una conexión tipo PI a una de las líneas L-2010/L-2011 San Juan – Santa Rosa. Para dicha conexión se aprobó un tramo de línea aérea de 220 kV, doble circuito, de 500 metros; Que, LUZ DEL SUR agrega que posteriormente, en el Plan de Inversiones 2013-2017, definida la ubicación y tecnología de la referida subestación, OSINERGMIN reprogramó su fecha de puesta en servicio para octubre de 2013. Sin embargo, el enlace de 220 kV de interconexión a la ex L-2010 (necesario para su alimentación y puesta en servicio), quedó en el Plan de Inversiones 2009-2013; resultando que dos partes conformantes de un mismo proyecto: SET Los Industriales y enlace 220 kV de interconexión a la ex L-2010, quedaron aprobados en Planes de Inversión de períodos diferentes. A partir de esto, LUZ DEL SUR opina que se deduce claramente que cualquier elemento considerado en un determinado Plan de Inversiones mantiene su vigencia indefinidamente hasta que se ejecute o hasta que la empresa solicite su retiro u OSINERGMIN lo retire; Que, no obstante lo indicado en el párrafo precedente, señala la recurrente que la Gerencia de Fiscalización Eléctrica de OSINERGMIN, encargada de la firma de Actas de Puesta en Servicio, se ha negado a firmar el Acta correspondiente al enlace de conexión en cuestión, argumentando que el mismo pertenece al Plan de Inversiones 2009-2013, que no es vigente; Que, por otro lado, LUZ DEL SUR considera totalmente razonable desde el punto de vista técnico atender su solicitud, pues no hubiera sido posible poner en servicio la subestación Los Industriales si simultáneamente no se ponía en servicio el enlace de 220 kV mediante el cual se ha conectado a la ex línea L-2010; Que, añade que la inclusión del “tramo de cable” en el enlace de conexión a la SET Los Industriales se debe a razones estrictamente constructivas, lo cual, según muestra en los planos de instalación (que adjunta en el anexo 1 de su Recurso), fue necesario para la conexión a la SET Los Industriales (dado que es técnicamente imposible conectar una línea aérea a una celda tipo GIS). Además, menciona que en base a sus cálculos realizados, se consideró para tal efecto un cable tipo XLPE de 1200 mm2 de sección; Que, respecto, a las diferencias entre las características de las instalaciones aprobadas en el Plan de Inversiones y las características de las instalaciones realmente puestas en servicio, LUZ DEL SUR indica que éstas son contempladas en el numeral II).3 del literal f) del Artículo 139º del RLCE, y el literal a) del numeral 5.2 de la Norma “Procedimiento de Liquidación Anual de los Ingresos por el Servicio de Transmisión Eléctrica de los SST y/o SCT”. En este caso no corresponde presentar un informe sustentatorio ya que la instalación del cable fue una necesidad técnica constructiva; Que, en base a todo lo antes expuesto, LUZ DEL SUR solicita a OSINERGMIN que incluya en el presente proceso de Liquidación, al enlace 220 kV de conexión de la SET Los Industriales a la ex L-2010, de acuerdo al siguiente metrado: •

Línea aérea 220 kV doble terna con postes de acero, conductor AAAC de 500 mm2 y 536 m de longitud.

•

Línea 220 kV doble terna con cable XLPE CU de 1200 mm2, de 28 m de longitud.

2.1.2. ANÁLISIS DE OSINERGMIN Que, al respecto, conforme se indica en el literal a) del numeral 5.2 del PROCEDIMIENTO LIQUIDACION SST y/o SCT, los Elementos considerados en la presente liquidación corresponden a instalaciones de transmisión del Plan de Inversiones que se hayan puesto en operación hasta el mes de febrero del año en que se realiza la liquidación y que cuenten con su respectiva Acta de Puesta en Servicio (APS). Sin embargo, los Elementos que forman parte del enlace en 220 kV de conexión de la SET Los Industriales a la ex L-2010, no cuentan con su respectivas APS y no fueron aprobados en un Plan de Inversiones (este último referido al tramo subterráneo); por lo tanto, no corresponden ser incluidos en la presente liquidación; Que, por otro lado, dado que el tenor del presente Recurso presentado por LUZ DEL SUR, está referido a la firma del APS, éste debe ser canalizado a través del procedimiento para la Supervisión del Cumplimiento del Plan de Inversiones de los SST y SCT, aprobado por Resolución OSINERGMIN Nº 198-2013-OS/CD (Procedimiento Supervisión PI), y no por medio del presente proceso cuyo objetivo es el efectuar la Liquidación Anual de los ingresos por el servicio de transmisión eléctrica de las instalaciones que conforman los SST y SCT remuneradas por la demanda. En ese sentido, dado que este aspecto no es materia del presente proceso, no correspondería abordar su análisis en esta oportunidad; Que, no obstante, sin perjuicio de lo anterior, resulta necesario aclarar los siguientes aspectos; Que, respecto al cuarto párrafo descrito por LUZ DEL SUR, como parte del sustento, indica que: “...OSINERGMIN reprogramó su fecha de puesta en servicio para octubre de 2013. Sin embargo, el enlace de 220 kV de interconexión a la ex L-2010 (necesario para su alimentación y puesta en servicio), quedó en el Plan de Inversiones 2009-2013; resultando que dos partes conformantes de un mismo proyecto: S.E. Los Industriales y enlace 220 kV de interconexión a la ex L-2010, quedaron aprobados en Planes de Inversión de períodos diferentes. A partir de esto, LUZ DEL SUR opina que se deduce claramente que cualquier elemento considerado en un determinado Plan de Inversiones mantiene su vigencia indefinidamente hasta que se ejecute o hasta que la empresa solicite su retiro u OSINERGMIN lo retire.” [Subrayado por OSINERGMIN para fines explicativos] Que, cabe aclarar que el Plan de Inversiones se inicia con la presentación de los estudios que sustentan la propuesta de dicho plan, cuya preparación tiene carácter obligatorio para cada concesionario; sobre ello, OSINERGMIN tiene la función de revisar y aprobar el referido Plan de Inversiones, mas no elaborar este último1. Al respecto,

1

OSINERGMIN podrá elaborar y aprobar el Plan de Inversiones, únicamente, ante la omisión del concesionario correspondiente. Indicado en el numeral V) del literal a) del Artículo 139 del RLCE.

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LUZ DEL SUR elaboró y presentó su estudio de sustento del Plan de Inversiones, donde propuso reprogramar la subestación Industriales mas no los enlaces de 220 kV (0,5 km) aprobados en el Plan de Inversiones 20092013 y tampoco propuso como nuevo Elemento, el tramo adicional subterráneo que no formaba parte de ningún plan. Ante ello, OSINERGMIN revisó y aprobó la propuesta de LUZ DEL SUR según lo requerido, es decir la subestación Los Industriales más las celdas conexas reprogramados para el año 2013 y los enlaces en 220 kV como Elementos a ser culminados hasta abril de 2013; OSINERGMIN no tenía mayores argumentos para poner en duda lo requerido por LUZ DEL SUR a raíz que tanto para los enlaces en 220 kV y la subestación Industriales se proponía su puesta en servicio para el año 2013. En ese sentido, no es correcto lo manifestado por LUZ DEL SUR, donde pretende dar a entender que OSINERGMIN no reprogramó los enlaces en 220 kV conjuntamente con la subestación Industriales, cuando ello parte desde la propuesta de LUZ DEL SUR; Que, respecto a que cualquier Elemento considerado en un determinado Plan de Inversiones mantiene su vigencia indefinidamente hasta que se ejecute o hasta que la empresa solicite su retiro u OSINERGMIN lo retire, cabe aclarar que, según se indica en el numeral V) del literal a) del Artículo 139º del RLCE, el Plan de Inversiones está constituido por el conjunto de instalaciones de transmisión requeridas que entren en operación comercial dentro de un período de fijación de Peajes y Compensaciones. En ese sentido, queda claro que las instalaciones del Plan de Inversiones 2009-2013 fueron aprobadas para que entren en operación comercial hasta el 30 de abril 2013 (vigencia de la fijación de Peajes y Compensaciones aprobado con Resolución OSINERGMIN Nº 184-2009OS/CD), dado que en mayo del mismo año se fijaron los Peajes y Compensaciones correspondiente al período comprendido entre el 01 de mayo de 2013 y el 30 de abril de 2017, cuya vigencia corresponde al mismo período; Que, no obstante, para aquellos elementos aprobados en el Plan de Inversiones 2009-2013 que no fueron culminados en su oportunidad y no pudieron acogerse a la Tercera o Cuarta Disposición Transitoria del Procedimiento Supervisión PI; el Acta de Puesta en Servicio puede ser generado según lo indicado en el numeral 6.3 de la Norma Altas y Bajas SST y/o SCT; Que, respecto a la inclusión del “tramo de cable” en el enlace de conexión a la SET Los Industriales, conforme ya fue indicado en el cuarto párrafo del presente análisis, LUZ DEL SUR no propuso dicho tramo subterráneo adicional al tramo aéreo (enlaces en 220 kV) en ninguna de las etapas del proceso de aprobación del Plan de Inversiones, por lo que el tramo subterráneo no forma parte del Plan de Inversiones y por lo tanto no es aplicable el literal a) del numeral 5.2 del PROCEDIMIENTO LIQUIDACION SST y/o SCT, conforme interpreta la recurrente; Que, para este último caso, si la recurrente considera pertinente, podría solicitar una modificación del Plan de Inversiones vigente a fin de incluir el tramo subterráneo, ciñéndose a las razones establecidas en el numeral VII) del Literal d) del Artículo 139º del Reglamento de la LCE y a los criterios, metodología y procedimiento que para el efecto se han establecido en la Norma Tarifas y Compensaciones de los SST y SCT (Norma Tarifas); Que, en consecuencia, corresponde declarar infundado este extremo del recurso de reconsideración. 2.2

VALORIZACIÓN DEL ENLACE SUBTERRÁNEO DE INTERCONEXIÓN ENTRE LAS SETS LOS INDUSTRIALES Y PUENTE

2.2.1 SUSTENTO DEL PETITORIO Que, LUZ DEL SUR solicita valorizar el enlace subterráneo de interconexión en 60 kV entre las SETs Los Industriales y Puente, considerando un cable subterráneo de 60 kV de cobre XLPE de 1600 mm2, instalado por LUZ DEL SUR, en lugar del cable XLPE con conductores de cobre de 1200 mm2 considerado por OSINERGMIN en la liquidación; Que, como sustento, LUZ DEL SUR indica que, según los estudios de corto, mediano y largo plazo que sustentan el Plan de Inversiones 2013-2017 aprobado por OSINERGMIN, la subestación Puente 60/22,9/10 kV quedará alimentada por dos circuitos subterráneos de 60 kV desde la SET Los Industriales. La capacidad instalada de la SET Puente deberá alcanzar 140 MVA, con dos transformadores de 50 MVA cada uno y uno de 40 MVA; Que, LUZ DEL SUR agrega que si bien en la etapa de planeamiento, en la cual se define el Plan de Inversiones, se consideró el módulo de línea subterránea de mayor calibre (1200 mm2) para el enlace en mención; la determinación del calibre definitivo del cable requerido recién puede precisarse en la etapa del desarrollo de la ingeniería de detalle, donde se definen las condiciones reales de instalación del cable: factor de agrupamiento, tipo de instalación (directamente enterrado, enductado o en galería), disposición de los cables unipolares (horizontal o triangular) y distancias entre los mismos, profundidad de instalación y resistividad térmica del suelo. Asimismo, el cálculo consideró las características constructivas y el diseño definitivo del total de circuitos de 60 kV que se prevé instalar en la SET Los Industriales en el largo plazo, lo cual incide en el valor del factor de agrupamiento; Que, respecto a las diferencias entre las características de las instalaciones aprobadas en el Plan de Inversiones y las características de las instalaciones realmente puestas en servicio, LUZ DEL SUR indica que éstas son contempladas en el numeral II).3 del literal f) del Artículo 139º del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas, y el literal a) del numeral 5.2 de la Norma “Procedimiento de Liquidación Anual de los Ingresos por el Servicio de Transmisión Eléctrica de los SST y/o SCT”; Que, además de ello, LUZ DEL SUR precisa que, para dimensionar la sección del cable en mención, se tomaron en consideración los criterios establecidos en la Norma “Tarifas y Compensaciones para los Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios de Transmisión”, vigente en ese entonces, que entre otros aspectos contemplaba el cumplimiento del criterio de confiabilidad “N-1”, respecto de lo cual textualmente señala: “(...) 13.3. Criterios de Confiabilidad: 13.3. 1. Se considerará redundancia bajo el criterio N-1 para los sistemas eléctricos en AT que atiendan una demanda superior a los 30 MW.(...)” Que, finalmente, señala que en el Anexo Nº 2 de su Recurso se presentan las condiciones reales de instalación de los cables, así como el sustento del cálculo de su calibre, resultando éste igual a 1600 mm2.

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2.2.2 ANÁLISIS DE OSINERGMIN Que, en principio se debe señalar que el cambio de características de los Elementos que impliquen un mayor costo se debió justificar en la oportunidad donde corresponde presentar las Actas de Puesta en Servicio (APS) y Retiro Definitivo de Operación, según los plazos y medios establecidos en la Norma Altas y Bajas SST y/o SCT; Que, sin perjuicio de lo mencionado, se ha revisado el sustento presentado por LUZ DEL SUR, el cual no fue acompañado conjuntamente con el APS en su oportunidad, en donde se observa que no se ha incluido los cálculos que justifiquen la no utilización del cable subterráneo de 1200 mm2; Que, no obstante, el regulador ha procedido con realizar los cálculos (flujo de potencia) para definir si el cable de 1600 mm2 es el más adecuado para alimentar a la subestación Puente, teniendo como premisa el cumplimiento del Plan de Inversiones al 100%. Para ello, se ha utilizado el archivo DigSilent que fue presentado por LUZ DEL SUR en el proceso de aprobación del Plan de Inversiones 2013-2017; Que, bajo condiciones de contingencia, se observa que el cable de 1200 mm2 presenta sobrecarga por encima del 120%. Por tal razón, dicho cable no es adecuado para cumplir con los criterios de confiabilidad; Que, por lo expuesto, se considera pertinente el cambio de características técnicas del enlace 60 kV entre las subestaciones Industriales y Puente; Que, por otro lado, dado que la LT 60 kV Industriales – Puente fue aprobada como una línea subterránea de doble terna, y fue esta la configuración utilizada para sustentar la sección de dicha línea a 1600 mm2; para efectos de valorización, se considera el módulo “LT-060COU0XXD0C312ES_mod” afectado por el factor “0,5” hasta la instalación de la segunda terna2, donde será reconocida el 100% el valor del módulo estándar. Asimismo, a fin de obtener el costo del cable de 1600 mm2, se realizó una extrapolación de los “US$/km” de cables de 60 kV de secciones 630, 800 y 1200 mm2; Que, en función a los argumentos señalados, el petitorio de la recurrente debe ser declarado fundado. 2.3

INCLUSIÓN DE ELEMENTOS EN LA VALORIZACIÓN DE LA SET LOS INDUSTRIALES

2.3.1 SUSTENTO DEL PETITORIO Que, LUZ DEL SUR indica que para la SET Los Industriales OSINERGMIN no ha considerado en la liquidación, las bahías GIS de medición, dispositivos de conexión a tierra y equipos de seccionamiento longitudinal de barras, que están instalados en las barras de 220 y 60 kV; Que, LUZ DEL SUR solicita incluir en la valorización de la SET Los Industriales las bahías GIS de medición que están instaladas en las barras de 220 y 60 kV. Asimismo incluir los dispositivos de conexión a tierra de las barras de 220 y 60 kV. También incluir los equipos de seccionamiento longitudinal de barras en cada una de las barras de 220 y 60 kV; Que, a continuación lista en su recurso los elementos faltantes: 

Los transformadores de tensión en cada una de las barras (02 en 60 kV y 02 en 220 kV).



Los seccionadores de puesta a tierra rápida en cada una de las barras de 220 y 60 kV (02 en 60 kV y 02 en 220 kV).



El seccionador de barras longitudinal en cada una de las barras de 220 y 60 kV (02 en 220 kV y 02 en 60 kV).

Que, como sustento de su recurso, LUZ DEL SUR indica que, de acuerdo al numeral II).3 del literal f) del Artículo 139º del RLCE, y al literal a) del numeral 5.2 de la Norma "Procedimiento de Liquidación Anual de los Ingresos por el Servicio de Transmisión Eléctrica de los SST y/o SCT, las diferencias entre las características de las instalaciones aprobadas en el Plan de Inversiones y las características de las instalaciones realmente puestas en servicio deben ser reconocidas en la Liquidación Anual, previo sustento por parte de los titulares, el mismo que señala adjunta en el anexo 3 de su recurso. 2.3.2 ANÁLISIS DE OSINERGMIN Que, al respecto, no es exacta la interpretación de LUZ DEL SUR en cuanto a la normativa citada como parte del sustento del presente Recurso; Que, el numeral II).3 del literal f) del Artículo 139 º del Reglamento de la LCE indica claramente que: “La diferencia entre las características de las instalaciones aprobadas en el Plan de Inversiones y las características de las instalaciones realmente puestas en servicio. Cuando las diferencias impliquen un mayor costo, deberán ser sustentadas por los titulares y aprobadas por OSINERGMIN.[Subrayado para fines explicativos] Que, ssimismo, el literal a) del numeral 5.2 del PROCEDIMIENTO LIQUIDACION SST y/o SCT, establece que: “En cada proceso de Liquidación Anual, se establecerá en forma definitiva el CMA de las instalaciones de transmisión del Plan de Inversiones que se hayan puesto en operación hasta el mes de febrero del año en que se realiza la liquidación y que cuenten con su respectiva Acta de Puesta en Servicio...”.[Subrayado para fines explicativos]

2

Según Acta de Puesta en Servicio (APS Nº 001-2014-LUZ DEL SUR), el enlace Industriales - Puente consta de una sola terna.

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Que, de acuerdo a los párrafos citados que forman parte de la normativa vigente, resulta claro que los Elementos a ser considerados en la presente liquidación deben estar aprobados en el Plan de Inversiones, estar en operación y que además cuenten con su APS. Sin embargo, las bahías GIS de medición, los dispositivos de conexión a tierra y los equipos de seccionamiento longitudinal de barras que LUZ DEL SUR solicita incluir en la presente liquidación, no forman parte del Plan de Inversiones, y mucho menos cuentan con sus respectivos APS. Por lo tanto, la normativa citada por la recurrente no es aplicable para este caso; Que, en consecuencia, cualquier modificación al Plan de Inversiones 2013-2017 que la recurrente considere pertinente, deberá solicitarse hasta junio de 2014 ciñéndose a las razones establecidas en el numeral VII) del Literal d) del Artículo 139º del Reglamento de la LCE y a los criterios, metodología y procedimiento que para el efecto se han establecido en la Norma Tarifas; Que, en función a los argumentos señalados, el petitorio de la recurrente debe ser declarado infundado. 2.4

CONSIDERACIÓN DE MÓDULOS ESTÁNDAR DE INVERSIÓN PARA SERVICIOS COMUNES

2.4.1 SUSTENTO DEL PETITORIO Que, LUZ DEL SUR señala que el dimensionamiento de los Servicios Comunes reconocido en la liquidación para la SET Los Industriales (Obras Civiles Generales, Edificio de Control, Red de Tierra Profunda e Instalaciones Eléctricas al Exterior) no corresponde a lo realmente diseñado y construido, lo cual se ha efectuado de acuerdo al planeamiento de corto, mediano y largo plazo presentado por LUZ DEL SUR y aprobado por OSINERGMIN para el Plan de Inversiones 2013-2017. LUZ DEL SUR considera que, según la Base de Datos de Módulos Estándares, dicho dimensionamiento debe estar en función con la cantidad de celdas requeridas en la SET; Que, LUZ DEL SUR solicita considerar los siguientes módulos estándar de inversión para los servicios comunes: Obras Civiles Generales (OC-COC2E220DB060DB-06), Edificio de Control (ED-COENE220DB060DB-12), Red de Tierra Profunda (RT-COENE220DB060DB-12-I3) y Instalaciones Eléctricas al Exterior (IE-COENE220DB060DB12). Que, como sustento de su pedido, indica que de acuerdo al planeamiento de corto, mediano y largo plazo presentado por LUZ DEL SUR y aprobado por OSINERGMIN para el Plan de Inversiones 2013-2017 para la SET Los Industriales, se requieren las siguientes celdas de 220 kV: • Celda de Acoplamiento • Celda de Banco de Transformadores 220/60kV • Celda de Línea (L-2010) • Celda de Línea (L-2018) • Celda de Línea Planicie REP - Industriales (1 er circuito) • Celda de Línea Planicie REP - Industriales (2do circuito) • Celda de Línea Planicie REP - Industriales (3er circuito) • Celda de Línea Industriales - Córpac (1er circuito) • Celda de Línea Industriales - Córpac (2do circuito) • Celda de Línea Industriales - La Molina (1er circuito) • Celda de Línea Industriales - La Molina (2do circuito) • Celda de Línea Industriales - R Prialé (1er circuito) • Celda de Línea Industriales - R Prialé (2do circuito) Que, es decir, LUZ DEL SUR opina que se requiere que los servicios comunes estén dimensionados para 13 celdas. Al respecto, señala que LUZ DEL SUR diseñó y construyó dichos servicios para atender tal requerimiento, como se muestra en el diagrama unifilar final de la subestación incluido en el anexo 4 de su recurso; Que en adición a lo antes expuesto, agrega que hasta la publicación del Plan de Inversiones 2013-2017, OSINERGMIN había considerado lo siguiente, para los servicios comunes de la SET Los Industriales: Obras Civiles Generales (OC-C0C2E220OB060DB-12), Edificio de Control (ED-C0C2E220DB060DB-12), Red de Tierra Profunda (RT-COC2E22DDBD6DDB-12-13) e Instalaciones Eléctricas al Exterior (IE-C0C2E220DBD60OB-12); Que, a continuación indica que, en la etapa de reconsideración a dicha publicación, LUZ DEL SUR informó a OSINERGMIN respecto a la ubicación y tecnología definitiva (celdas tipo GIS) de la subestación Los Industriales, indicando que los servicios comunes deberían variar según lo siguiente: Obras Civiles Generales (OC OCCOC2E220DB060DB-06), Edificio de Control (ED-COENE220DB060DB-12), Red de Tierra Profunda (RTCOENE220DB060DB-12-I3) e Instalaciones Eléctricas al Exterior (IE-COENE220DB060DB-12); Que, agrega que para los rubros de Edificio de Control, Red de Tierra Profunda e Instalaciones Eléctricas al Exterior, LUZ DEL SUR únicamente propuso cambiar el tipo de tecnología de compacta a encapsulada y el tipo de instalación de exterior a interior (es decir, sin cambiar las cantidades de celdas). En el caso de las Obras Civiles Generales, al no existir un módulo estándar de inversión para subestaciones tipo encapsulada, LUZ DEL SUR propuso asignar sólo para este rubro un módulo estándar de tecnología compacta pero de menor tamaño (para seis celdas), a fin de que sea equivalente a las doce celdas tipo GIS; Que, al respecto, indica que el análisis de OSINERGMIN al recurso de reconsideración que sobre este aspecto fue presentado por LUZ DEL SUR, fue muy simple, ya que únicamente consideró la cantidad de celdas de línea de 60 kV y no las celdas de 220 kV que, como se indicó anteriormente, serán 11 celdas de línea, 1 celda de transformador y 1 celda de acoplamiento; Que, LUZ DEL SUR considera que en este caso las celdas de 220 kV y no las de 60 kV deben definir el dimensionamiento de las Obras Civiles Generales ya que en conjunto implican un área mayor; Que, a continuación transcribe en su recurso un extracto del análisis que realizó OSINERGMIN en ese entonces: “(...) Con respecto a los códigos de módulos estándar de costos comunes, se debe mencionar que, dado que se trata de una subestación 220/60 kV con sistemas de doble barra en ambos niveles de tensión y con 6 celdas de línea en 60 kV, le corresponde el módulo estándar de obras civiles generales con código OC-

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COC2E220DB060DB-06, coincidente con el módulo solicitado por LUZ DEL SUR. Sin embargo, en cuanto al “Edificio de Control”, la “Red de tierra Profunda” y las “Instalaciones Eléctricas al Exterior”, cabe precisar que se debe emplear módulos estándares consistentes con el mismo tipo de subestación considerado para el módulo de obras civiles generales, es decir de 6 celdas de 60 kV, a diferencia de lo solicitado por LUZ DEL SUR de 12 celdas en 60 kV (...)”. Que, además, añade que la subestación Los Industriales ha sido diseñada y construida por LUZ DEL SUR contemplando una previsión para la instalación de un segundo banco de transformadores de 220/60 kV, como se puede apreciar en el diagrama unifilar presentado en un anexo de su recurso; Que, por lo expuesto, solicita a OSINERGMIN considere su requerimiento. 2.4.2 ANÁLISIS DE OSINERGMIN Que, el criterio que se viene utilizando en la determinación del espacio de terreno para subestaciones, consiste en el uso de dimensiones estándares que en promedio se aplican a todas las subestaciones; para tal efecto, se consideran todos los Elementos requeridos durante el horizonte de estudio. Dichos estándares se encuentran incorporados en las hojas de cálculo de la Base de Datos de los Módulos Estándares, los cuales se han elaborado sobre la base de información proporcionada por las propias empresas concesionarias; Que, asimismo, cabe aclarar que el área de terreno se determina en función del módulo de obras civiles generales y éste a su vez se genera, principalmente, en función al sistema de barras, tecnología y la cantidad de celdas de mayor tensión requeridas en el horizonte de estudio; Que, en concordancia con los párrafos anteriores, en el horizonte de estudio del Plan de Inversiones 2013-2017, se ha previsto la implementación de seis (06) celdas de línea en 220 kV para los enlaces que confluyen en la SET Industriales (02 celdas a la SET Planicie, 02 celdas a la SET Córpac y 02 celdas para las L-2010 y L-2018). Asimismo, en dicho horizonte se ha previsto la implementación de seis (06) celdas de línea en 60 kV y dos bancos de transformadores monofásicos 220/60 kV; Que, entre las celdas listadas por la recurrente, cabe precisar que la celda de acoplamiento y la de transformación no se contabilizan para seleccionar el módulo de obras civiles generales. Asimismo, las líneas de enlace para la SET Ramiro Prialé están contempladas desde la L-2001 o L-2002 y no desde la SET Industriales; finalmente, la SET La Molina y el tercer circuito de la LT Planicie-Los Industriales, no forman parte de los Elementos previstos en el horizonte de estudio del Plan de Inversiones y mucho menos aprobado en este último; Que, se observa que la cantidad de celdas para generar los módulos de obras comunes, corresponden a seis (06); Que, es por ello que el módulo aplicado para las obras civiles generales fue de “OC-COC2E220DB060DB-06”, en razón de la cantidad de celdas y el sistema de doble barra en los niveles de tensión de 220 y 60 kV. Asimismo, según la configuración de dicho módulo aplicado, éste no solo contempla la instalación de seis (06) celdas de línea en 220 kV, sino también seis (06) celdas de línea en 60 kV y dos (02) transformadores de potencia, lo cual es concordante con la cantidad de Elementos previstos en el horizonte de estudio del Plan de Inversiones (10 años); Que, finalmente, conforme ya fue indicado en el quinto párrafo de la sección 2.2.2 de la Resolución Nº 212-2012OS/CD del análisis del recurso de reconsideración presentado por LUZ DEL SUR, impugnando la Resolución OSINERGMIN Nº 151-2012-OS/CD; los módulos asignados al “Edificio de Control”, la “Red de tierra Profunda” y las “Instalaciones Eléctricas al Exterior”, deben guardar consistencia con el módulo asignado a las obras civiles generales, es decir módulos generados para seis (06) celdas y no para 12 conforme lo solicita LUZ DEL SUR; Que, en función a los argumentos señalados, el petitorio de la recurrente debe ser declarado infundado. 2.5

ACTUALIZACIÓN DEL COSTO DE TERRENO DE LA SET LOS INDUSTRIALES SEGÚN EL ESTUDIO DE VALUACIÓN ADJUNTO A SU RECURSO

2.5.1 SUSTENTO DEL PETITORIO Que, LUZ DEL SUR señala que para la SET Los Industriales, el Regulador no ha considerado el costo actualizado de terreno. Agrega que según lo establecido en los numerales II) y IV) del literal b); y I) y II) del literal f) del Artículo 139º del RLCE que cita textualmente, el Costo Medio Anual debe ser calculado utilizando costos de mercado vigentes a la fecha de puesta en servicio; Que, en tal sentido, señala que, considerando que la puesta en servicio de la SET Los Industriales, se realizó el 24 de febrero de 2014, ha efectuado un estudio de “Valuación de Terreno para la S.E. Los Industriales”, el cual adjunta a su recurso, precisando que según los resultados de dicho estudio, el costo unitario del terreno es de 1660,00 $ por metro cuadrado. 2.5.2 ANÁLISIS DE OSINERGMIN Que, el numeral IV) literal b) del Artículo 139º del RLCE citado por la recurrente, en efecto establece que “La valorización de la inversión de las instalaciones de transmisión (...) será efectuada sobre la base de costos estándares de mercado”. Seguidamente, el numeral V) de la misma norma precisa que “Para este propósito, OSINERGMIN establecerá y mantendrá actualizada y disponible, para todos los interesados, la Base de Datos que corresponda”; Que como se aprecia, la norma no hace referencia simplemente a costos de mercado, sino a costos estándares de mercado, precisando además, que dichos costos estándares son aquellos que establezca OSINERGMIN en la respectiva Base de Datos; Que, en ese contexto, OSINERGMIN procedió a aprobar la “Base de Datos de Módulos Estándares de Inversión”, la cual se actualiza el 30 de enero de cada año con información del año anterior. A la fecha, la Base de Datos

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actualizada a enero 2014, con costos del año 2013, es la aprobada mediante Resolución OSINERGMIN Nº 0172014-OS/CD; Que, ahora bien, el numeral II, literal b) del Artículo 139º del RLCE, establece que ”El Costo Medio Anual, de las instalaciones de transmisión (...) se establecerá en forma definitiva con base a los costos estándares de mercado vigentes a la fecha de su entrada en operación comercial (...)”. Tal como se ha indicado, los “costos estándares de mercado” son los aprobados por OSINERGMIN en la Base de Datos respectiva; en tal sentido, de acuerdo con el dispositivo citado, el Costo Medio Anual (CMA) de las instalaciones se definirá en función de la Base de Datos que se encuentre vigente a la fecha de su entrada en operación; es decir, en función de la última actualización de la Base de Datos que, conforme se ha señalado, siempre considera la información del año anterior; Que, de acuerdo con el ordenamiento jurídico explicado, el criterio antes expuesto es el que se viene aplicando en la liquidación, y difiere de la posición de LUZ DEL SUR, según la cual, pretende que el CMA considere costos de mercado correspondientes a la fecha de entrada en operación comercial de las instalaciones, hecho que, estando a lo señalado, no ocurre en la valorización de ninguna instalación de transmisión; Que, no obstante, para el caso de costos de terrenos, debe precisarse que la Base de Datos no contiene costos estándares de los mismos, debido, entre otros, a que la naturaleza de estos es evidentemente distinta a la de otros materiales y elementos. En efecto, debe considerarse que los terrenos que se utilizan para la prestación del servicio de transmisión, pueden obtenerse de diversas formas, por ejemplo, a través de donaciones, cesiones en uso o servidumbres, compra-venta, etc., siendo que cada modalidad implicará costos distintos; Que, al respecto, el marco normativo vigente ha regulado los criterios aplicables para el reconocimiento de costos en el caso de las servidumbres. Efectivamente, la Norma “Tarifas y Compensaciones para Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios de Transmisión” aprobada por Resolución OSINERGMIN Nº 2172013-OS/CD (Norma Tarifas), establece en su Artículo 39º, referido a la información que deben contener los formatos para la valorización de inversión en subestaciones, lo siguiente: “Costo del Terreno: Consignar el monto que resulte de aplicar lo establecido en el Artículo 112º de la LCE y en el Artículo 228º del Reglamento de la LCE, lo cual debe ser sustentado de manera documentada, en el caso que no exista acuerdo de partes, el costo del terreno debe sustentarse como la valorización efectuada por cualquier institución especializada” Que, los citados Artículos 112 de la Ley de Concesiones Eléctricas (LCE) y 228 del RLCE, se encuentran referidos a la indemnización o pago por el uso que deben asumir los concesionarios por las servidumbres; Que, en tal sentido, se aprecia que en el caso de las servidumbres, el ordenamiento jurídico establece que se debe reconocer, para la valorización de las inversiones, la indemnización que se paga por el perjuicio causado por la imposición de servidumbre y el pago por el uso del bien gravado, los que deberán estar debidamente acreditados a través de documentos; es decir, los costos de las servidumbres se reconocen considerando los montos que resultan del acuerdo de partes o a falta de acuerdo, por la valorización efectuada por institución especializada, que reflejan en ambos casos el valor razonable que, en las condiciones y costos de ese momento, se asigna como compensación por el uso del terreno y la indemnización por los daños causados por dicho uso que finalmente paga el concesionario a favor del propietario del terreno, para utilizar dichos terrenos en su actividad eléctrica; Que, cabe agregar que conforme al Artículo 119 de la LCE, la servidumbre se extingue si no efectúan en el terreno las obras o instalaciones respectivas dentro del plazo señalado al imponerse la servidumbre, lo cual demuestra que por su naturaleza, generalmente los pagos por derechos de servidumbre eléctricas sobre terrenos se efectúan en un plazo razonablemente anterior al inicio de la realización de obras o instalaciones y por ende su valor depende de las condiciones de ese momento; Que, tratándose de terrenos adquiridos a través de otras modalidades, como el caso de compraventa, las normas no han establecido expresamente el tratamiento aplicable; sin embargo, por analogía, corresponde aplicar un criterio similar al utilizado en la valorización de servidumbres en lo que resulte pertinente, debiéndose considerar, para la valorización de inversiones, los costos de mercado vigentes en el momento de su adquisición. La adquisición de los terrenos, por regla general, debe ocurrir en el periodo comprendido entre el proceso de elaboración de propuestas de Plan de Inversiones de las concesionarias, la aprobación del Plan de Inversiones y la fecha estimada para el inicio de las obras correspondientes; Que, no obstante, en el caso particular de la SET Los Industriales, se tiene que el terreno ha sido adquirido por la empresa hace más de 10 años, es decir, mucho antes de iniciarse el proceso de aprobación del Plan de inversiones vigente, conforme se evidencia en lo expuesto en el numeral 2.3.2 de la Resolución OSINERGMIN Nº 212-2012-OS/CD, que resolvió el recurso de reconsideración de LUZ DEL SUR contra el Plan de Inversiones del periodo 2013-2017. En este escenario, resulta conveniente tomar en cuenta que los montos efectivamente pagados podrían diferir considerablemente de los precios de mercado vigentes al momento en que el terreno debió haber sido adquirido; Que, en consecuencia, en casos particulares como el expuesto, se considera procedente que los terrenos en cuestión, sean valorizados considerando una tasación, que refleje el costo de mercado del terreno, al momento en que dicho terreno debió ser adquirido para la implementación de la SET Los Industriales; vale decir, en el periodo comprendido entre el proceso de elaboración de propuestas de Plan de Inversiones de las concesionarias, la aprobación del Plan de Inversiones y la fecha estimada para el inicio de las obras correspondientes; Que, en el presente caso, la tasación presentada por LUZ DEL SUR en su recurso de reconsideración interpuesto contra la Resolución que aprobó Plan de Inversiones del periodo 2013-2017, corresponde al periodo a que se refiere el considerando precedente, dentro del cual se debió haber adquirido el terreno para la implementación de la S.E. Los Industriales, tomando en cuenta además el tiempo estimado para la ejecución de las obras utilizado para calcular costos financieros en la valorización de subestaciones (10 a 14 meses); Por lo expuesto, corresponde declarar infundado el extremo del recurso de reconsideración de LUZ DEL SUR referido a considerar el costo del terreno de la SET Los Industriales actualizado a la fecha de entrada en operación comercial de dicha instalación, debiendo considerarse en su lugar, el valor de 1 150 US$/m2, sustentado mediante un informe de tasación expresado al momento en que los referidos terrenos debieron haber sido adquiridos para la implementación de la instalación en cuestión.

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2.6

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VALORIZACIÓN DE TRANSFORMADOR DE RESERVA DE 60/10 KV – 50 MVA

2.6.1 SUSTENTO DEL PETITORIO Que, LUZ DEL SUR solicita el reconocimiento y valorización con un módulo estándar vigente de un transformador de reserva de 60/10 kV - 50 MVA; Que, como sustento de su recurso, LUZ DEL SUR transcribe un extracto del artículo 15º de lo establecido en la Norma “Tarifas y Compensaciones para los Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios de Transmisión”, en donde interpreta que el costo de inversión se determina aplicando los costos estándares aprobados por OSINERGMIN; Que, por lo tanto, LUZ DEL SUR considera que para valorizar el elemento (transformador de reserva de 60/10 kV - 50 MVA) se debe considerar un módulo existente en la última “Actualización de la Base de Datos de los Módulos Estándares de Inversión para Sistemas de Transmisión con Costos 2013”, aprobado por OSINERGMIN con Resolución OSINERGMIN Nº 056-2014-OS/CD. 2.6.2 ANÁLISIS DE OSINERGMIN Que, Al respecto, el PROCEDIMIENTO LIQUIDACIÓN SST y/o SCT en su numeral 5.2 define el proceso de valorización de las instalaciones del SCT: Que, en ese sentido, acorde a la fecha consignada en la respectiva Acta de Puesta en Servicio (02 de julio de 2013), corresponde valorizar el transformador de reserva utilizando la Base de Datos de Módulos Estándares aprobada mediante Resolución OSINERGMIN Nº 048-2013-0S/CD, vigente a la fecha de puesta en servicio; y no utilizando la Base de Datos aprobada con Resolución OSINERGMIN Nº 056-2014-0S/CD que será utilizada para valorizar los Elementos que entren en servicio a partir del 31 de enero de 2014; por consiguiente, no corresponde aplicar lo que sugiere LUZ DEL SUR; Que, en función a los argumentos señalados, el petitorio de la recurrente debe ser declarado infundado; 2.7

FECHA DE PUESTA EN OPERACIÓN COMERCIAL DE ELEMENTOS UBICADOS EN LAS SUBESTACIONES BALNEARIOS, HUACHIPA Y SANTA ANITA

2.7.1 SUSTENTO DEL PETITORIO Que, LUZ DEL SUR observa que no se está considerando la fecha de puesta en operación comercial de cinco elementos de sus elementos en las subestaciones Balnearios (celda de medición y trafo de reserva), Huachipa (celda de alimentador) y Santa Anita (celda de transformador y celda de medición); Que, LUZ DEL SUR solicita considerar para el reconocimiento tarifario la fecha de puesta en servicio comercial de acuerdo a las respectivas actas de puesta en servicio; Que, como sustento de su recurso, LUZ DEL SUR indica que de acuerdo al numeral II) del literal d) del artículo 139º del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas (RLCE) el Costo Medio Anual se establece de forma definitiva con base a los costos estándares de mercado vigentes a la fecha de su entrada en operación comercial, por lo que primero su remuneración debe ser en base a los módulos estándar de inversión de los años 2010 y 2011 respectivamente y no la base del año 2013 como está pretendiendo OSINERGMIN. Segundo, la remuneración a ser percibida por estas instalaciones debe ser tal que permita recuperar su inversión y consecuentes costos de operación y mantenimiento a través del mencionado Costo Medio Anual; Que, en este sentido, solicita a OSINERGMIN considerar para el reconocimiento tarifario de las celdas de media tensión en las subestaciones Balnearios, Santa Anita y Huachipa, la fecha de puesta en servicio comercial de acuerdo a las respectivas actas de puesta en servicio. 2.7.2 ANÁLISIS DE OSINERGMIN Que, al respecto, cabe señalar que los Elementos indicados por la recurrente, a excepción del transformador de reserva, fueron puestos en servicio en el año 2010 y 2011 sin que estos hayan sido aprobados en el Plan de Inversiones 2009-2013. Asimismo, LUZ DEL SUR tampoco presentó la justificación técnica y económica de la necesidad de su implementación de conformidad con lo señalado en la única disposición transitoria de la Resolución OSINERGMIN Nº 050-2011-OS/CD3, para que estos Elementos, puedan ser considerados como modificación del anterior Plan de Inversiones 2009-2013. Por el contrario, LUZ DEL SUR propuso como parte de su propuesta para la aprobación del Plan de Inversiones 2013-2017, las mencionadas celdas para su instalación en el año 2013, por lo que OSINERGMIN luego de evaluar, aprobó la necesidad de las mismas en el Plan de Inversiones 2013-2017 para el año 2013; Que, de haberse requerido dichas celdas antes del año 2013, éstas hubiesen sido aprobados como parte de la modificación del Plan de Inversiones 2009-20134 y no como nuevos Elementos dentro del Plan de Inversiones 2013-2017. En ese sentido, las fechas previstas quedaron firmes luego de un proceso de aprobación del Plan de Inversiones, por lo que no corresponde en este proceso de Liquidación, analizar la necesidad de los Elementos no incluidos en el Plan de Inversiones 2009-2013 que se justificarían poner en servicio hasta antes de mayo 2013, dado que ello formó parte del proceso de aprobación del Plan de Inversiones 2013-2017, donde en ninguna de las etapas de dicho proceso, la fecha aprobada para las celdas en mención, fue objetada por la recurrente;

3

4

Las instalaciones que sin estar consideradas en el Plan de Inversiones aprobado para el período 2009-2013, fueron puestas en operación comercial para atender el surgimiento de significativas demandas no previstas durante el proceso de aprobación de dicho Plan, excepcionalmente y por única vez, podrán justificarse técnica y económicamente como parte del estudio que sustente la propuesta del nuevo Plan de Inversiones correspondiente al período 2013-2017, a fin de que OSINERGMIN evalúe la procedencia de su inclusión en el cálculo del Peaje a partir de la siguiente fijación de Tarifas y Compensaciones de SST y SCT. Dentro de las inversiones no incluidas en el Plan de Inversiones 2009-2013 justificadas para ponerse en servicio hasta antes de mayo 2013.

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Que, por otro lado, el numeral II) del literal d) del artículo 139º del Reglamento de la LCE, señalado por la recurrente, indica que el Costo Medio Anual (CMA) se establece de forma definitiva con base a los costos estándares de mercado vigentes a la fecha de su entrada en operación comercial; Que, asimismo, en el numeral 4.6 de la Norma Altas y Bajas SST y/o SCT, se define Operación Comercial, como: “... cuando cumple de manera continua, el servicio para el cual fue previsto en el Plan de Inversiones y sus eventuales modificaciones...”; Que, en concordancia con los dos (02) párrafos anteriores y de acuerdo a lo mencionado en el primer párrafo del presente análisis, si bien dichos Elementos fueron puestos en servicio en los años 2010 y 2011; a dicha fecha, estos no formaban parte del Plan de Inversiones 2009-2013, y tampoco de su modificatoria, producto de la única disposición transitoria de la Resolución OSINERGMIN Nº 050-2011-OS/CD (año 2012), por lo que no resulta aplicable la normativa citada; Que, por el contrario, dichos Elementos fueron aprobados recién en el Plan de Inversiones 2013-2017, por lo que corresponde establecer su CMA desde dicha oportunidad y no desde la oportunidad donde LUZ DEL SUR señala que los Elementos fueron instalados, sin que estos todavía no formaran parte de un Plan de Inversiones; Que, es así que, dentro de las Actas de Puesta en Servicio de dichos Elementos (generadas en los años 2013 y 2014), figura la siguiente nota: “Según el plan de inversiones 2013-2017, (Informe Nº 0460-2012-GART), la Puesta en servicio de estos elementos están previstos para el año 2013”; estableciendo así, de forma clara que el hecho de instalar un Elemento sin que este sea aprobado en un Plan de Inversiones, no significa que OSINERGMIN tenga que reconocer dicho Elemento en la oportunidad que el concesionario lo instaló, sino una vez que evaluada la necesidad de su inclusión en un Plan de inversiones, en la fecha en que se especifique en dicho plan; Que, sin perjuicio de lo mencionado, es del caso señalar que los Elementos en cuestión serán remunerados por un plazo de 30 años a partir de la fecha fijada en el Plan de Inversiones, lo cual permitirá a LUZ DEL SUR recuperar su inversión y consecuentes costos de operación y mantenimiento a través del Costo Medio Anual; Que, por otro lado, respecto a la fecha de Puesta en Servicio del Transformador de Reserva de 50 MVA 60/10 kV ubicado en la SET Balnearios, a diferencia de las celdas, éste fue aprobado en el Plan de Inversiones 2013-2017 para el año 2013 y puesto en servicio el 02 de julio de 2013 conforme indica el Acta de Puesta en Servicio (Nº 0142013-LUZ DEL SUR) y no el 31 de octubre del año 2011 como señala la recurrente; Que, en ese sentido, queda claro que el transformado de reserva no forma parte del grupo de Elementos que fueron instalados sin previamente haber sido aprobados en un Plan de Inversiones; Que, en consecuencia, corresponde declarar infundado este extremo del recurso de reconsideración. Que, finalmente, se han expedido los informes Nº 0303-2014-GART y Nº 313-2014-GART de la División de Generación y Transmisión Eléctrica y de la Asesoría Legal de la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria, respectivamente, los mismos que complementan la motivación que sustenta la decisión de OSINERGMIN, cumpliendo de esta manera con el requisito de validez de los actos administrativos a que se refiere el Artículo 3º, numeral 4, de la Ley Nº 27444, Ley del Procedimiento Administrativo General; y, De conformidad con lo establecido en la Ley Nº 27332, Ley Marco de los Organismos Reguladores de la Inversión Privada en los Servicios Públicos y su Reglamento aprobado por Decreto Supremo Nº 042-2005-PCM; en el Reglamento General de OSINERGMIN, aprobado por Decreto Supremo Nº 054-2001-PCM; en el Decreto Ley Nº 25844, Ley de Concesiones Eléctricas y su Reglamento aprobado por Decreto Supremo Nº 009-93-EM; en la Ley Nº 28832, en la Ley Nº 27444, Ley del Procedimiento Administrativo General; así como en sus normas modificatorias, complementarias y conexas; Estando a lo acordado por el Consejo Directivo de OSINERGMIN en su Sesión Nº 17-2014. RESUELVE: Artículo 1º.- Declarar infundado el recurso de reconsideración interpuesto por Luz del Sur S.A.A. contra la Resolución OSINERGMIN Nº 069-2014-OS/CD en el extremo vinculado a la inclusión del enlace de 220 kv de conexión de la SEt los Industriales, de conformidad con lo señalado en el numeral 2.1.2 de la parte considerativa de la presente Resolución. Artículo 2º.- Declarar fundado el recurso de reconsideración interpuesto por Luz del Sur S.A.A. contra la Resolución OSINERGMIN Nº 069-2014-OS/CD en el extremo referido a valorizar el enlace subterráneo de interconexión en 60 kV entre las SETs Los Industriales y Puente, considerando el cable subterráneo de 60 kV con conductores de cobre XLPE de 1600 mm2, de conformidad con lo señalado en el numeral 2.2.2 de la parte considerativa de la presente Resolución. Artículo 3º.- Declarar infundado el recurso de reconsideración interpuesto por Luz del Sur S.A.A. contra la Resolución OSINERGMIN Nº 069-2014-OS/CD en el extremo vinculado a incluir en la valorización de la SET Los Industriales, las bahías GIS de medición, dispositivos de conexión a tierra y equipos de seccionamiento longitudinal de barras, de las barras de 220 y 60 kV, de conformidad con lo señalado en el numeral 2.3.2 de la parte considerativa de la presente Resolución. Artículo 4º.- Declarar infundado el recurso de reconsideración interpuesto por Luz del Sur S.A.A. contra la Resolución OSINERGMIN Nº 069-2014-OS/CD en el extremo de considerar módulos estándar de inversión que reconozcan el equipamiento de 13 celdas para servicios comunes, de conformidad con lo señalado en el numeral 2.4.2 de la parte considerativa de la presente Resolución. Artículo 5º.- Declarar infundado el recurso de reconsideración interpuesto por Luz del Sur S.A.A. contra la Resolución OSINERGMIN Nº 069-2014-OS/CD en el extremo referido a actualizar el costo de terreno de la SET Los Industriales según el estudio de valuación adjunto al recurso de reconsideración, de conformidad con lo señalado en el numeral 2.5.2 de la parte considerativa de la presente Resolución.

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Artículo 6º.- Declarar infundado el recurso de reconsideración interpuesto por Luz del Sur S.A.A. contra la Resolución OSINERGMIN Nº 069-2014-OS/CD en el extremo de valorizar un transformador de reserva de 60/10 kV – 50 MVA considerando el Módulo Estándar vigente, de conformidad con lo señalado en el numeral 2.6.2 de la parte considerativa de la presente Resolución. Artículo 7º.- Declarar infundado el recurso de reconsideración interpuesto por Luz del Sur S.A.A. contra la Resolución OSINERGMIN Nº 069-2014-OS/CD en el extremo vinculado a considerar la fecha de puesta en operación comercial de elementos ubicados en las Subestaciones Balnearios, Huachipa y Santa Anita de acuerdo a las respectivas Actas de Puesta en Servicio, de conformidad con lo señalado en el numeral 2.7.2 de la parte considerativa de la presente Resolución. Artículo 8º.- Las modificaciones que motive la presente resolución en la Liquidación Anual de los Ingresos por el Servicio de Transmisión de los SST y SCT, deberán consignarse en resolución complementaria. Artículo 9º.- La presente Resolución deberá ser publicada en el diario oficial El Peruano y consignada junto con los Informes Nº 0303-2014-GART y Nº 313-2014-GART, en la página Web de OSINERGMIN: www.osinergmin.gob.pe. JESUS TAMAYO PACHECO Presidente del Consejo Directivo

RESOLUCIÓN DE CONSEJO DIRECTIVO ORGANISMO SUPERVISOR DE LA INVERSIÓN EN ENERGÍA Y MINERÍA OSINERGMIN Nº 120-2014-OS/CD Lima, 13 de junio de 2014 CONSIDERANDO: Que, como consecuencia de los recursos de reconsideración interpuestos contra la Resolución OSINERGMIN Nº 069-2014-OS/CD que fijó el Cargo Unitario de Liquidación de los Sistemas Secundarios de Transmisión y/o Sistemas Complementarios de Transmisión, asignados a la demanda, así como la modificación de Peajes por Área de Demanda, cuyos valores se consignan en el cuadro 5.1 del Anexo 5 de la Resolución OSINERGMIN Nº 054-2013-OS/CD, para el periodo comprendido entre mayo 2013 a abril 2014, se han expedido las Resoluciones OSINERGMIN Nº 101-2014-OS/ CD al Nº 103-2014-OS/CD y del Nº 117-2014-OS/CD al Nº 119-2014-OS/CD; Que, en el Artículo 9º de la Resolución OSINERGMIN Nº 101-2013-OS/CD, 2º de la Resolución OSINERGMIN Nº 1022013-OS/CD, 3º de la Resolución OSINERGMIN Nº 103-2014-OS/CD, 2º de la Resolución OSINERGMIN Nº 117-2014OS/CD, 2º de la Resolución OSINERGMIN Nº 118-2014-OS/CD y 8º de la Resolución OSINERGMIN Nº 119-2014-OS/ CD, se ha dispuesto que las modificaciones en la Liquidación Anual de los Ingresos por el Servicio de Transmisión de los SST y SCT y en el Cargo Unitario de liquidación vigente para el periodo mayo 2014 – abril 2015, que motiven cada una de las resoluciones mencionadas, deberán aprobarse mediante resolución complementaria; Que, se ha emitido el Informe Nº 0307-2014-GART de la División de Generación y Transmisión Eléctrica, el cual complementa la motivación que sustenta la decisión de OSINERGMIN para la emisión de la presente resolución, cumpliendo de esta manera con el requisito de validez de los actos administrativos a que se refiere el Artículo 3º, Numeral 4 de la Ley del Procedimiento Administrativo General; y De conformidad con lo establecido en la Ley Nº 27838, Ley de Transparencia y Simplificación de los Procedimientos Regulatorios de Tarifas; en la Ley Nº 27332, Ley Marco de los Organismos Reguladores de la Inversión Privada en los Servicios Públicos y en su Reglamento aprobado por Decreto Supremo Nº 042-2005-PCM; en el Reglamento General del OSINERGMIN, aprobado por Decreto Supremo Nº 054-2001-PCM; en el Decreto Ley Nº 25844, Ley de Concesiones Eléctricas y en su Reglamento aprobado por Decreto Supremo Nº 009-93-EM; en la Ley Nº 28832, Ley para asegurar el desarrollo eficiente de la Generación Eléctrica; en la Ley Nº 27444, Ley del Procedimiento Administrativo General; así como en sus normas modificatorias, complementarias y conexas; Estando a lo acordado por el Consejo Directivo de OSINERGMIN en su Sesión Nº 17-2014. SE RESUELVE: Artículo 1º.- Reemplácese los valores contenidos en el Cuadro Nº 1, del Artículo 1º de la Resolución OSINERGMIN Nº 069-2014-OS/CD, por los valores siguientes: Cuadro Nº 1.- Peajes Recalculados

Área de Demanda

1

Titular

Acumulado en MAT

Acumulado en AT

Acumulado en MT

Ctm. S/./kWh

Ctm. S/./kWh

Ctm. S/./kWh

ADINELSA

0,0000

0,0392

0,0839

ELECTRONOROESTE

0,0000

0,3560

0,8015

ELECTROPERÚ

0,0000

0,0060

0,0111

REP

0,0359

0,2476

0,2476

TOTAL ÁREA

0,0359

0,6488

1,1441

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525524 Área de Demanda

2

Acumulado en MAT

Acumulado en AT

Acumulado en MT

Ctm. S/./kWh

Ctm. S/./kWh

Ctm. S/./kWh

ADINELSA

0,0000

0,0986

0,2171

DEPOLTI

0,0000

0,1738

0,2662

ELECTRONORTE

0,1612

0,3815

0,8817

REP

0,0000

0,1913

0,1913

TOTAL ÁREA

0,1612

0,8452

1,5563

CHAVIMOCHIC

0,0000

0,0030

0,0061

CONENHUA

0,0078

0,0119

0,0119

ETENORTE

0,0068

0,0272

0,0359

HIDRANDINA

0,0853

0,4693

0,8439

REP

0,0030

0,1597

0,1608

TOTAL ÁREA

0,1029

0,6711

1,0586

ELECTRO ORIENTE

1,5689

2,1912

2,9232

TOTAL ÁREA

1,5689

2,1912

2,9232

ADINELSA

0,0100

0,0378

0,0690

CEMENTO ANDINO

0,0052

0,0098

0,0098

CONENHUA

0,0000

0,0154

0,0290

ELECTROCENTRO

0,0018

0,6039

1,1351

ELECTROPERÚ

0,0072

0,0072

0,0072

REP

0,0000

0,0576

0,0635

SN POWER

0,0271

0,5916

0,8415

TOTAL ÁREA

0,0513

1,3233

2,1551

ADINELSA

0,0000

0,0006

0,0010

EDELNOR

0,0591

0,6793

1,0659

HIDRANDINA

0,0000

0,0020

0,0025

REP

0,0002

0,0457

0,0457

REP_AdicRAG

0,0004

0,0065

0,0065

SN POWER

0,0036

0,0036

0,0092

TOTAL ÁREA

0,0633

0,7377

1,1308

EDECAÑETE

0,0042

0,0140

0,0184

LUZ DEL SUR

0,0496

0,5978

0,9700

REP

0,0146

0,0241

0,0241

TOTAL ÁREA

0,0684

0,6359

1,0125

ADINELSA

0,0000

0,0018

0,0024

COELVISAC

0,0000

0,0411

0,0938

ELECTRO DUNAS

0,0000

0,3708

0,8734

REP

0,0529

0,5504

0,5504

REP_AdicRAG

0,2600

0,3911

0,3911

SEAL

0,0000

0,0047

0,0189

TRANSMANTARO

0,1684

0,1684

0,1684

TOTAL ÁREA

0,4813

1,5283

2,0984

Titular

3

4

5

6

7

8

El Peruano Miércoles 18 de junio de 2014

525525

Área de Demanda

Acumulado en MAT

Acumulado en AT

Acumulado en MT

Ctm. S/./kWh

Ctm. S/./kWh

Ctm. S/./kWh

CONENHUA

0,0261

0,0358

0,0358

EGASA

0,0201

0,0599

0,0599

ELECTROSUR

0,0000

0,0044

0,0057

Titular

9 REP

0,0042

0,0164

0,0164

SEAL

0,0911

0,4286

0,9371

TOTAL ÁREA

0,1415

0,5451

1,0549

EGEMSA

0,0000

0,0790

0,2338

ELECTRO SUR ESTE

0,4931

0,8329

1,2156

10

11

12

13

REP

0,0603

0,2688

0,3032

TOTAL ÁREA

0,5534

1,1807

1,7526

ELECTRO PUNO

0,0000

0,7769

1,0101

REP

0,0034

0,4193

0,7699

TOTAL ÁREA

0,0034

1,1962

1,7800

ELECTROSUR

0,0000

0,0630

1,0968

ENERSUR

0,4137

0,4137

0,4137

TOTAL ÁREA

0,4137

0,4767

1,5105

EGESUR

0,0000

0,0067

0,0067

ELECTROSUR

0,0000

0,3725

0,6414

TOTAL ÁREA

0,0000

0,3792

0,6481

ELECTRO UCAYALI

0,0000

0,1461

0,6617

14 TOTAL ÁREA

0,0000

0,1461

0,6617

REP

0,0634

0,0634

0,0634

TOTAL ÁREA

0,0634

0,0634

0,0634

15

Artículo 2º.- Reemplácese los valores contenidos en el Cuadro Nº 2, del Artículo 2º de la Resolución OSINERGMIN Nº 069-2014-OS/CD, por los valores siguientes: Cuadro Nº 2.- Peajes de los SST de Edegel, Conenhua, Callalli y Eepsa Titular de Transmisión

Subestación Base

Sistemas Eléctricos a los que aplica el cargo

Instalaciones secundarias

Tensión kV

Cargo Ctm.S/./kWh

EDEGEL

Cajamarquilla

Cliente Libre Cajamarquilla (Usuario exclusivo)

SST Celda de Transformación 220 kV – S.E. Cajamarquilla

MAT

0,0250

Clientes Libres Yanacocha, Gold Mill y Gold Fields

LT 220 kV Trujillo Norte –

Trujillo Norte

MAT

0,6752

CONENHUA Cajamarca Norte

Cajamarca Norte

Yanacocha

Transformador 220/60/10 kV en SET Cajamarca Norte

MAT/AT

0,1545

Yanacocha

LT 60 kV Cajamarca Norte - Pajuela

AT

0,0899

AT

0,5958

LT 33 kV Ares - Arcata

MT

0,5958

Cliente Libre Refinería Talara

SET MAT/AT Talara

MAT/AT

0,3686

(Usuario exclusivo)

LT 33 kV Talara-Refinería

AT

0,2343

LT 60 kV Majes - Caylloma CALLALLI

***

Callalli

Talara

Cliente Libre (Usuario exclusivo)

LT 60 kV Caylloma - Ares

*** Titular a ser definido por el Ministerio de Energía y Minas

Artículo 3º.- Reemplácese los valores contenidos en el Cuadro Nº 3, del Artículo 4º de la Resolución OSINERGMIN Nº 069-2014-OS/CD, por los valores siguientes:

El Peruano Miércoles 18 de junio de 2014

525526 Cuadro Nº 3.- Cargo Unitario de Liquidación

Área de Demanda

Titular ADINELSA

1

2

3

4

5

6

7

8

Acumulado en MAT

Acumulado en AT

Acumulado en MT

Ctm. S/./kWh

Ctm. S/./kWh

Ctm. S/./kWh

0,0000

-0,0012

-0,0026

ELECTRONOROESTE

0,0000

0,0239

0,0507

ELECTROPERÚ

0,0000

-0,0002

-0,0004

REP

0,0340

0,0788

0,0788

TOTAL ÁREA

0,0340

0,1013

0,1265

ADINELSA

0,0000

-0,0007

-0,0015

DEPOLTI

0,0000

-0,0021

-0,0034

ELECTRONORTE

0,0052

0,0272

0,1149

REP

0,0000

0,1252

0,1252

TOTAL ÁREA

0,0052

0,1496

0,2352

CHAVIMOCHIC

0,0000

-0,0001

-0,0002

CONENHUA

-0,0002

-0,0009

-0,0012

ETENORTE

-0,0002

-0,0009

-0,0012

HIDRANDINA

0,0021

0,0114

0,0192

REP

0,0112

0,0716

0,0756

TOTAL ÁREA

0,0129

0,0811

0,0922

ELECTRO ORIENTE

0,0678

0,0881

0,1156

TOTAL ÁREA

0,0678

0,0881

0,1156

ADINELSA

0,0000

0,0000

0,0000

CEMENTO ANDINO

-0,0001

-0,0002

-0,0002

CONENHUA

0,0000

0,0002

0,0004

ELECTROCENTRO

0,0006

0,0816

0,2052

ELECTROPERÚ

-0,0004

-0,0004

-0,0004

REP

-0,0016

-0,0033

-0,0049

SN POWER

0,0004

0,0077

0,0111

TOTAL ÁREA

-0,0011

0,0856

0,2112

ADINELSA

0,0000

0,0000

0,0000

EDELNOR

0,0049

0,0517

0,0826

HIDRANDINA

0,0000

0,0002

0,0002

REP

0,0017

0,0341

0,0342

REP_AdicRAG

-0,0005

-0,0075

-0,0075

SN POWER

-0,0004

-0,0004

-0,0028

TOTAL ÁREA

0,0057

0,0781

0,1067

EDECAÑETE

-0,0001

-0,0004

-0,0005

LUZ DEL SUR

0,0059

0,0970

0,1532

REP

0,0000

0,0213

0,0213

TOTAL ÁREA

0,0058

0,1179

0,1740

ADINELSA

0,0000

0,0001

0,0001

COELVISAC

0,0000

0,0014

0,0062

ELECTRO DUNAS

0,0000

0,0123

0,0230

REP

0,0238

0,2405

0,2405

REP_AdicRAG

-0,0027

-0,0041

-0,0041

SEAL

0,0000

0,0032

0,0043

TRANSMANTARO

0,0575

0,0575

0,0575

TOTAL ÁREA

0,0786

0,3109

0,3275

El Peruano Miércoles 18 de junio de 2014

525527

Área de Demanda

9

10

Acumulado en MAT

Acumulado en AT

Acumulado en MT

Ctm. S/./kWh

Ctm. S/./kWh

Ctm. S/./kWh

CONENHUA

0,0007

0,0009

0,0009

EGASA

0,0014

0,0041

0,0041

ELECTROSUR

0,0000

0,0007

0,0009

REP

0,0021

0,0081

0,0081

SEAL

0,0051

0,0358

0,0815

Titular

TOTAL ÁREA

0,0093

0,0496

0,0955

EGEMSA

0,0000

0,0102

0,0302

ELECTRO SUR ESTE

-0,0286

-0,1697

-0,2600

11

12

13

14

15

REP

0,0282

0,0794

0,1321

TOTAL ÁREA

-0,0004

-0,0801

-0,0977

ELECTRO PUNO

0,0000

-0,0143

-0,0266 0,2070

REP

0,0052

0,1263

TOTAL ÁREA

0,0052

0,1120

0,1804

ELECTROSUR

0,0000

0,0024

0,3154 0,0142

ENERSUR

0,0142

0,0142

TOTAL ÁREA

0,0142

0,0166

0,3296

EGESUR

0,0000

0,0007

0,0007

ELECTROSUR

0,0000

-0,0370

-0,0720

TOTAL ÁREA

0,0000

-0,0363

-0,0713

ELECTRO UCAYALI

0,0000

-0,0139

-0,0501

TOTAL ÁREA

0,0000

-0,0139

-0,0501

REP

0,0240

0,0240

0,0240

TOTAL ÁREA

0,0240

0,0240

0,0240

Artículo 4º.- Reemplácese los valores contenidos en el Cuadro Nº 4, del Artículo 5º de la Resolución OSINERGMIN Nº 069-2014-OS/CD, por los valores siguientes: Cuadro Nº 4.- Cargo Unitario de Liquidación del SST de Edegel, Conenhua, Callalli y Eepsa Titular de Transmisión

Subestación Base

Sistemas Eléctricos a los que aplica el cargo

Instalaciones secundarias

Tensión kV

Cargo Ctm.S/./kWh

EDEGEL

Cajamarquilla

Cliente Libre Cajamarquilla (Usuario exclusivo)

SST Celda de Transformación 220 kV – S.E. Cajamarquilla

MAT

-0,0052

Trujillo Norte

Clientes Libres Yanacocha, Gold Mill y Gold Fields

LT 220 kV Trujillo Norte –

MAT

0,0451

CONENHUA

Cajamarca Norte

Yanacocha

Transformador 220/60/10 kV en SET Cajamarca Norte

MAT/AT

0,0103

Yanacocha

LT 60 kV Cajamarca Norte Pajuela

AT

0,0060

AT

-0,0414

LT 33 kV Ares - Arcata

MT

-0,0414

Cliente Libre Refinería Talara

SET MAT/AT Talara

MAT/AT

0,0177

(Usuario exclusivo)

LT 33 kV Talara-Refinería

AT

0,0113

Cajamarca Norte

LT 60 kV Majes - Caylloma CALLALLI

***

Callalli

Talara

Cliente Libre (Usuario exclusivo)

LT 60 kV Caylloma - Ares

*** Titular a ser definido por el Ministerio de Energía y Minas

Artículo 5º.- La presente resolución deberá ser publicada en el diario oficial El Peruano. Igualmente, deberá ser consignada junto con el Informe Técnico Nº 0307-2014-GART y las hojas de càlculo que sustentan los resultados de la liquidación, en la página Web de OSINERGMIN: www.osinergmin.gob.pe. JESUS TAMAYO PACHECO Presidente del Consejo Directivo

El Peruano Miércoles 18 de junio de 2014

525528

RESOLUCIÓN DE CONSEJO DIRECTIVO ORGANISMO SUPERVISOR DE LA INVERSIÓN EN ENERGÍA Y MINERÍA OSINERGMIN Nº 121-2014-OS/CD Lima, 13 de junio de 2014 CONSIDERANDO: Que, conforme al Artículo 139º del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas, aprobado por Decreto Supremo Nº 009-93-EM, OSINERGMIN debe establecer y mantener actualizada y disponible, para todos los interesados, la Base de Datos que corresponda para su aplicación en la determinación de las tarifas y compensaciones por el uso de los sistemas de transmisión eléctrica; Que, en cumplimiento de lo señalado, mediante Resolución OSINERGMIN Nº 226-2011-OS/CD, se aprobó la “Base de Datos de los Módulos Estándares de Inversión en Sistemas de Transmisión”, la misma que fue actualizada anualmente mediante Resoluciones OSINERGMIN Nº 013-2012-OS/CD (con costos 2011), Nº 010-2013-OS/CD (con costos 2012) y Nº 017-2014-OS/CD (con costos 2013), cuya última modificación se produjo con Resolución OSINERGMIN Nº 0562014-OS/CD, a partir de lo resuelto debido a los recursos de reconsideración interpuestos contra la citada Resolución OSINERGMIN Nº 017-2014-OS/CD; Que, las modificaciones ordenadas por la Resolución OSINERGMIN Nº 056-2014-OS/CD, se encuentran detalladas en los correspondientes informes (Nº 0158-2014-GART, Nº 0159-2014-GART, Nº 0160-2014-GART, Nº 0161-2014-GART, Nº 0162-2014-GART y Nº 0163-2014-GART), cumpliendo con el requisito de validez de los actos administrativos a que se refiere el Artículo 3º, numeral 4 de la Ley Nº 27444, Ley del Procedimiento Administrativo General; Que, los Informes Nº 0159 y 0162-2014-GART, concluyen que para el análisis de costos unitarios de la “Celda Metal Clad de Salida de 10 kV (CMC010SA0075)”, se deben reconocer un total de 17 registros. Por lo tanto, correspondía obtener el promedio gaussiano del total de dichos registros, motivo por el cual se debe modificar el rango de selección del promedio gaussiano inicial que solo tomaba 7 registros, a fin de corregir el error en el costo unitario de la celda, en concordancia con lo señalado en los informes mencionados; Que, asimismo, de la revisión efectuada a lo resuelto en la Resolución OSINERGMIN Nº 056-2014-OS/CD (MOD INV_ 2014), se verifica que el costo unitario del “Electrodo de Puesta a Tierra (RSE301)” fue eliminado por error, por lo que se debe considerar el costo unitario publicado en la Resolución OSINERGMIN Nº 017-2014-OS/CD; Que, de acuerdo con lo dispuesto en el Artículo 201.1 de la Ley Nº 27444, Ley del Procedimiento Administrativo General, los errores materiales o aritméticos en los actos administrativos pueden ser rectificados en cualquier momento, siempre que no se altere lo sustancial de su contenido ni el sentido de la decisión; Que, el jurista Juan Carlos Morón Urbina, señala que el error material “atiende a un ‘error de trascripción’, un ‘error de mecanografía’, un ‘error de expresión’, en la ‘redacción del documento’, en otras palabras, un error atribuible no a la manifestación de voluntad o razonamiento contenido en el acto, sino a su expresión material que lo contiene”. Indica que para la procedencia de esta figura, el error debe ser evidente, es decir, la decisión debe ser contraria a la lógica y al sentido común (defecto en la redacción, error ortográfico o numérico, etc.). El límite natural es objetivo: no puede ir más allá de la esencia de la resolución que pretende aclarar”; Que, de igual modo, debe entenderse como error aritmético, al vinculado en equivocaciones en las operaciones aritméticas, permaneciendo inalterados los datos. Debe recalcarse, que el error aritmético que puede corregirse, se refiere a aquellas equivocaciones derivadas de una operación matemática que no altera los fundamentos, ni las pruebas que sirvieron para emitir el acto administrativo; Que, en consecuencia, al haber advertido los errores materiales antes mencionados, se considera procedente la rectificación de estos errores contenidos en los análisis de costos unitarios de la “Celda Metal Clad de Salida de 10 kV (CMC010SA0075)” y del “Electrodo de Puesta a Tierra (RSE301)” del archivo “I-404 (Fuente Precios Sum SS.EE.).xls”. De este modo, deberá modicarse la “Actualización de la Base de Datos de los Módulos Estándares de Inversión para Sistemas de Transmisión con Costos 2013” (MOD INV_2014), aprobada por Resolución OSINERGMIN Nº 017-2014OS/CD y modificada con Resolución OSINERGMIN Nº 056-2014-OS/CD; Que, se ha expedido el Informe Técnico Legal Nº 299-2014-GART de la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria del OSINERGMIN, el mismo que complementa la motivación que sustenta la decisión del OSINERGMIN, cumpliendo de esta manera con el requisito de validez de los actos administrativos a que se refiere el Artículo 3º, numeral 4 de la Ley Nº 27444, Ley del Procedimiento Administrativo General; De conformidad con lo establecido en la Ley Nº 27332, Ley Marco de los Organismos Reguladores de la Inversión Privada en los Servicios Públicos; en el Reglamento General del OSINERGMIN, aprobado por Decreto Supremo Nº 054-2001-PCM; en el Decreto Ley Nº 258444, Ley de Concesiones Eléctricas, y su Reglamento aprobado con Decreto Supremo Nº 009-93-EM; en lo dispuesto en la Ley Nº 27444, Ley del Procedimiento Administrativo General; así como en sus normas modificatorias, complementarias y conexas; y Estando a lo acordado por el Consejo Directivo de OSINERGMIN en su Sesión Nº 17-2014. SE RESUELVE: Artículo 1º.- Rectificar los errores materiales contenidos en los análisis de costos unitarios de la “Celda Metal Clad de Salida de 10 kV (CMC010SA0075)” y del “Electrodo de Puesta a Tierra (RSE301)”, ambos del archivo “I-404 (Fuente Precios Sum SS.EE.).xls” de la “Actualización de la Base de Datos de los Módulos Estándares de Inversión para Sistemas de Transmisión con Costos 2013” (MOD INV_2014), conforme a lo siguiente:

El Peruano Miércoles 18 de junio de 2014

525529 DESCRIPCIÓN

Electrodo de puesta a tierra (RSE301) Celda Metal Clad salida alimentador 10 kV, 75 kVp (BIL), 630 A, simple barra, constituido por: Interruptor extraible, Transformador de corriente, Equipo de medición, Equipo de protección y control (CM C010SA0075)

PRECIO UNITARIO (US$) 15,59 37.415,75

Artículo 2º.- Modificar la “Actualización de la Base de Datos de los Módulos Estándares de Inversión para Sistemas de Transmisión con Costos 2013” (MOD INV_2014), aprobada por Resolución OSINERGMIN Nº 017-2014-OS/CD y modificada mediante Resolución OSINERGMIN Nº 056-2014-OS/CD. Artículo 3º.- La presente Resolución deberá ser publicada en el diario oficial El Peruano y consignada, junto con el Informe Técnico Legal Nº 299-2014-GART y el archivo magnético (MOD INV_2014) a que se refiere el artículo precedente, en la página Web de OSINERGMIN: www.osinergmin.gob.pe. JESUS TAMAYO PACHECO Presidente del Consejo Directivo

RESOLUCIÓN DE CONSEJO DIRECTIVO ORGANISMO SUPERVISOR DE LA INVERSIÓN EN ENERGÍA Y MINERÍA OSINERGMIN Nº 122-2014-OS/CD Lima 13 de junio de 2014 CONSIDERANDO: 1.

ANTECEDENTES

Que con fecha 14 de abril de 2014 el Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (en adelante “OSINERGMIN”) publicó la Resolución OSINERGMIN Nº 070-2014-OS/CD (en adelante “Resolución 070”) mediante la cual se modificó la Resolución OSINERGMIN Nº 054-2013-OS/CD (en adelante “Resolución 054”) que fijó las tarifas y compensaciones para los Sistemas Secundarios de Transmisión (en adelante “SST) y Sistemas Complementarios de Transmisión (en adelante “SCT) del periodo mayo 2013 – abril 2017 como consecuencia de la solicitud de la empresa Enersur S.A.; Que con fecha 27 de mayo la empresa Peruana de Inversiones en Energías Renovables S.A.C. (en adelante “Hidromanta”) presentó su solicitud de nulidad de oficio contra la Resolución 070. 2.

SOLICITUD DE NULIDAD PARCIAL

2.1.

ARGUMENTOS DE LA EMPRESA SOLICITANTE Que Hidromanta solicita declarar nula la Resolución 070 en el extremo referido al cuadro 9.37 del Anexo 9 – Generadores Relevantes del Sistema Secundario SE Chimbote 1 por los siguientes argumentos: Que a través de la Resolución Ministerial Nº 112-2013-MEM de fecha 22 de marzo de 2013 el Ministerio de Energía y Minas aprobó la modificación de la puesta de operación comercial de su central estableciéndose como nueva fecha el 31 de diciembre de 2014. Posteriormente en la Resolución OSINERGMIN Nº 054-2014-OS/CD se le incluyó como Generador Relevante de la S.E. Chimbote 138 kV – Chimbote 1 220 kV y de la Línea de Transmisión Huallanca 138 kV – Chimbote 1 138 kV a partir del periodo tarifario mayo 2013 – abril 2014. Ante este hecho presentó un recurso de reconsideración solicitando que se deje de considerarlo como un Generador Relevante el cual fue declarado fundado con Resolución OSINERGMIN Nº 090-2013-OS/CD; Que no obstante lo expuesto la empresa manifiesta que contraviniendo lo resuelto en la Resolución OSINERGMIN Nº 090-2013-OS/CD y sin observancia de su fecha de puesta en operación OSINERGMIN volvió a considerarlo como Generador Relevante para el periodo mayo 2013 – abril 2014. Como consecuencia de ello la empresa Red de Energía del Perú le ha facturado un monto ascendiente a S/. 22 407 80 lo cual le causa perjuicio económico; Que de otro lado sostiene que no le corresponde ser declarado Generador Relevante pues su puesta en operación comercial no ocurrirá sino hasta el 31 de diciembre de 2014 pudiendo esta fecha postergarse por razones de la suspensión de su contrato ante la demora de la imposición de una servidumbre. Por tal motivo no hace uso ni beneficio del elemento por lo que no se encuentra inmerso dentro de los dispositivos consignados en la Norma “Procedimiento para la Asignación de Responsabilidad de Pago de los SST y SCT” aprobada mediante Resolución OSINERGMIN Nº 283-2008-OS/CD; Que por las consideraciones señaladas y de acuerdo con el Artículo 202 de la Ley Nº 27444 Ley del Procedimiento Administrativo General (LPAG) concordado con el Artículo 2 numeral 2 y Artículo 3 de la misma ley solicita la nulidad parcial de la Resolución 070.

2.2.

ANÁLISIS DE OSINERGMIN Que de conformidad con lo dispuesto en el marco jurídico vigente los administrados pueden plantear o solicitar la nulidad de una resolución respecto a los actos que consideran los afecta dentro de la figura de nulidad a pedido

525530

El Peruano Miércoles 18 de junio de 2014

de parte única y exclusivamente mediante los recursos administrativos tal como lo dispone el Artículo 11º de la LPAG; Que de acuerdo a lo previsto en el Artículo 202.1 de la LPAG la declaración de nulidad de oficio procede en aquellos casos en los cuales la validez del acto administrativo se encuentre afectada debiendo encontrarse fundamentada además en el interés público. Ahora bien es de apreciar de la revisión de los argumentos de Hidromanta que su finalidad expresa procura impugnar la Resolución 070 toda vez que lo que solicita con la nulidad planteada es que se le retire de la lista de Generadores Relevantes aprobada; Que lo expuesto en el considerando precedente determina que la solicitud de Hidromanta tenga en esencia la naturaleza de ser un recurso de reconsideración contra la Resolución 070 lo cual resulta improcedente toda vez que de conformidad con el literal a) del Artículo 218.2 de la LPAG con la publicación de las Resoluciones 104 y 105-2014-OS/CD se agotó la vía administrativa dentro de este proceso. En ese sentido no procede legalmente impugnación en la vía administrativa de la Resolución 070; Que adicionalmente debemos manifestar que estando a lo establecido por el Artículo 11 de la LPAG la posibilidad de solicitar la nulidad por parte de cualquier administrado puede ser única y exclusivamente mediante los recursos administrativos y no mediante otras vías distintas. En ese sentido de haberse dado el caso el Artículo 207.2 de la LPAG es categórico y establece que el plazo máximo para interponer los recursos de reconsideración es de quince días hábiles contados a partir de la publicación de la resolución materia de impugnación. Por tal motivo considerando que la Resolución 070 fue publicada el 14 de abril de 2014 el plazo máximo para impugnar dicha resolución vencía el 08 de mayo de 2014 por lo que cualquier solicitud distinta posterior a dicha fecha vendría a ser una solicitud fuera del plazo legal afectando el principio de que no puede hacerse por la vía indirecta lo que la ley no permite en forma directa deviniendo por tanto en improcedente por extemporánea de acuerdo a lo previsto en los Artículos 131º 136º 140º 206 y 212º de la LPAG los cuales establecen que vencidos los plazos se pierde el derecho a recurrirlos no siendo obligación del Regulador equiparar el tratamiento de administrados que formulan solicitudes fuera del plazo frente a empresas cuyo comportamiento se enmarca dentro de los plazos otorgados por las normas aplicables Que en consecuencia la solicitud de nulidad de Hidromanta debe ser declarada improcedente. 3.

RECTIFICACIÓN DE OFICIO DE ERROR MATERIAL Que de acuerdo con lo establecido en el Artículo 201.1 de la LPAG los errores material o aritmético en los actos administrativos pueden ser rectificados con efecto retroactivo en cualquier momento de oficio o a instancia de los administrados siempre que no se altere lo sustancial de su contenido ni el sentido de la decisión. Por su parte el numeral 201.2 de la misma Ley dispone que la rectificación adopta las formas y modalidades de comunicación o publicación que corresponda para el acto original; Que se ha evidenciado que existe un error material consistente en no considerar la fecha de ingreso prevista de la C.H. Manta para realizar el prorrateo del cálculo de la responsabilidad de pago entre generadores para cada año tarifario del periodo 2013 – 2017 considerando lo informado en su oportunidad por la empresa Hidromanta propietaria de dicha central hidroeléctrica; Que sobre el particular en el Procedimiento para la Asignación de Responsabilidad de Pago de los SST y SCT se estableció el método de los beneficios económicos para la distribución entre los generadores del monto asignado a la generación de las instalaciones del SST y SCT utilizados tanto por la generación como por la demanda. En ese sentido en la Resolución 054 OSINERGMIN estableció los generadores responsables y el monto de las compensaciones asignadas a la generación de las instalaciones del SST Generación/Demanda REP (en adelante “SST GD-REP”) para el periodo 2013 – 2017 resultado de la aplicación del Procedimiento mencionado y estableció el criterio para determinar las compensaciones de cada año tarifario el cual consiste en prorratear el monto asignado a las centrales de generación cuya entrada en operación prevista es distinta al año tarifario evaluado y el monto dejado de pagar en dicho año(s) tarifario(s) es prorrateado a partir del siguiente año regulatorio hasta el 2016 – 2017. Esto quiere decir que si una central resultó responsable para el periodo tarifario 2013 – 2017 y su entrada en servicio es para marzo de 2014 el monto que le corresponde pagar el año regulatorio 2013 – 2014 es prorrateado entre los demás generadores para dicho año tarifario y el monto dejado de pagar por esta central es prorrateado para los años tarifarios 2014 – 2015 2015 – 2016 y 2016 – 2017; Que así también en la Resolución 054 se consideró la entrada en operación de la C.H. Manta para el 31 de diciembre de 2014 tal como se puede verificar en el numeral 2.8 del Informe Técnico Nº 292–2013–GART que fue parte del sustento de la Resolución OSINERGMIN Nº 136-2013-OS/CD que complementó la Resolución 054; Que por otro lado la Resolución 070 modificó la responsabilidad de pago de algunos SST establecidos mediante la Resolución 054 a consecuencia de la solicitud presentada por la empresa Enersur S.A. por el retraso de la entrada en servicio la C.T. Fénix a abril de 2014 (para la Resolución 054 se había considerado junio de 2013); Que para la modificación de la responsabilidad de pago de los SST se tomó en consideración lo establecido en la Resolución 054 considerando sólo el retraso en la fecha de entrada en servicio de la C.T. Fénix y se procedió con la aplicación de la Resolución 383 obteniéndose como resultado que la C.H. Manta se constituía en uno de los responsables del pago de compensaciones del SST GD-REP. Sin embargo al realizar el prorrateo para cada año tarifario que abarca el periodo 2013 – 2017 no se consideró por error material su fecha de ingreso prevista para el 31 de diciembre de 2014 por lo que a la C.H. Manta se le asignó responsabilidad de pago para los 4 años tarifarios del periodo 2013 -2017; Que en ese sentido a fin de corregir el error material señalado corresponde recalcular el prorrateo para cada año tarifario del periodo 2013 - 2017 de la responsabilidad de pago del SST GD-REP considerando la fecha de ingreso prevista de la C.H. Manta.

Que finalmente se ha expedido el Informe Técnico Legal Nº 298-2014-GART de la División de Generación y Transmisión y la Coordinación Legal de la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria el mismo que complementa la motivación que sustenta la decisión de OSINERGMIN cumpliendo de esta manera con el requisito de validez de los actos administrativos a que se refiere el Artículo 3º numeral 4 de la Ley Nº 27444 Ley del Procedimiento Administrativo General; y

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525531

De conformidad con lo establecido en la Ley Nº 27332 Ley Marco de los Organismos Reguladores de la Inversión Privada en los Servicios Públicos y su Reglamento aprobado por Decreto Supremo Nº 042-2005-PCM; en el Reglamento General de OSINERGMIN aprobado por Decreto Supremo Nº 054-2001-PCM; en el Decreto Ley Nº 25844 Ley de Concesiones Eléctricas y su Reglamento aprobado por Decreto Supremo Nº 009-93-EM; en la Ley Nº 28832 en la Ley Nº 27444 Ley del Procedimiento Administrativo General; así como en sus normas modificatorias complementarias y conexas; Estando a lo acordado por el Consejo Directivo de OSINERGMIN en su Sesión Nº 17-2014. RESUELVE: Artículo 1º.- Declarar Improcedente la solicitud de nulidad parcial presentada por la empresa Peruana de Inversiones en Energías Renovables S.A.C. contra la Resolución OSINERGMIN Nº 070-2014-OS/CD por las razones señaladas en el numeral 2.2 de la parte considerativa de la presente resolución. Artículo 2º.- Rectificar el error material por las razones señaladas en el numeral 3 de la parte considerativa de la presente resolución conforme se detalla en el artículo siguiente. Artículo 3º.- Reemplazar la Tabla que se encuentra debajo de la nota [1] del Cuadro 9.1.- Sistema Generación/ Demanda de REP del Anexo Nº 9 de la Resolución OSINERGMIN Nº 054-2013-OS/CD modificado mediante Resolución OSINERGMIN Nº 070-2014-OS/CD por la siguiente: Compensación Mensual (S/.) TITULAR MAY13-ABR14

MAY14-ABR15

MAY15-ABR16

MAY16-ABR17

EDEGEL

142 231

138 637

132 701

87 503

EGENOR

200 467

195 402

187 036

123 331

55 785

54 376

52 048

34 320

-

-

8 804

24 438

ELECTROPERÚ

124 716

121 565

116 360

76 727

EGEMSA

202 468

197 353

188 903

124 562

SAN GABÁN

174 902

170 483

163 184

107 603

16 841

16 416

15 713

10 361

SN POWER SN POWER (CHEVES)

CELEPSA GEPSA ENERSUR ENERSUR (QUITARACSA)

-

-

-

65 881

150 478

146 676

140 396

92 577

-

-

19 297

53 568

9 761

9 514

9 107

6 005

EMPRESA DE GENERACIÓN HUANZA

-

-

565

1 569

LUZ DEL SUR (SANTA TERESA)

-

-

31 678

87 935

EMPRESA DE GENERACIÓN MANTA

-

-

1 441

4 001

EMPRESA DE GENERACIÓN 8 DE AGOSTO

-

2 081

1 992

3 448

E. RÍO DOBLE

EMPRESA DE GENERACIÓN HUALLAGA

-

-

-

86 162

100 916

98 367

94 155

62 086

KALLPA (CERRO DEL AGUILA)

-

-

-

69 357

EGCUSCO

-

-

-

101 911

TERMOSELVA

13 466

13 125

12 563

8 284

EEPSA

84 567

82 430

78 901

52 027

EGASA

KALLPA

128 170

124 932

119 583

78 852

EGESUR

2 667

2 600

2 489

1 641

TERMOCHILCA

1 094

1 067

1 021

673

FÉNIX POWER

3 206

37 498

35 892

58 931

SDE PIURA

294

286

274

181

CHINANGO

30 944

30 162

28 871

19 037

1 442 971

1 442 971

1 442 971

1 442 971

TOTAL

Artículo 4º.- En el caso de las instalaciones de los Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios de Transmisión cuya responsabilidad de pago está asignada parcialmente a la generación el Titular de estas instalaciones deberá considerar las modificaciones de las empresas generadoras responsables descritas en el Artículo 3º para el recálculo de las compensaciones mensuales del periodo tarifario mayo 2013 – abril 2014 y su respectiva ejecución lo cual deberá realizarse como máximo hasta el 15 de julio de 2014.

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Artículo 5º.- La presente Resolución deberá ser publicada en el diario oficial El Peruano y consignada junto con el Informe Técnico Legal Nº 298-2014-GART en la página Web de OSINERGMIN: www.osinergmin.gob.pe. JESUS TAMAYO PACHECO Presidente del Consejo Directivo

RESOLUCIÓN DE CONSEJO DIRECTIVO ORGANISMO SUPERVISOR DE LA INVERSIÓN EN ENERGÍA Y MINERÍA OSINERGMIN Nº 123-2014-OS/CD Lima, 13 de junio de 2014 CONSIDERANDO: Que, de conformidad con lo previsto en el literal a) del Anexo B.4 del “Procedimiento para la Fijación de la Tarifa Eléctrica Rural para Suministros no Convencionales”, aprobado mediante Resolución OSINERGMIN Nº 080-2012-OS/CD y la prórroga establecida mediante Resolución OSINERGMIN Nº 066-2014-OS/CD, el proyecto de resolución que fija la Tarifa Eléctrica Rural para Suministros No Convencionales, así como, la relación de la información (informes, estudios, dictámenes o modelos económicos) que la sustenta, deberá publicarse en el Diario Oficial El Peruano y en la página web de OSINERGMIN, a más tardar el 18 de junio del 2014; Que, de acuerdo a lo dispuesto por la Ley Nº 27838, Ley de Transparencia y Simplificación de los Procedimientos Regulatorios de Tarifas y a las facultades concedidas por el Reglamento General de OSINERGMIN, aprobado por Decreto Supremo Nº 054-2001-PCM; De conformidad con lo informado por la Asesoría Legal de la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria con el Informe Nº 0311-2014-GART; y, Estando a lo acordado por el Consejo Directivo de OSINERGMIN en su Sesión Nº 17-2014. SE RESUELVE: Artículo 1º.- Dispóngase la publicación, en el Diario Oficial El Peruano y en la página web de OSINERGMIN: www.osinerg.gob.pe, del Proyecto de Resolución de Fijación de la Tarifa Eléctrica Rural para Suministros No Convencionales (Sistemas Fotovoltaicos), aplicable al periodo comprendido entre el 17 de agosto de 2014 y el 16 de agosto de 2018, documento que figura como Anexo B de la presente resolución. Artículo 2º.- Dispóngase la publicación, en el Diario Oficial El Peruano y en la página web de OSINERGMIN: www. osinerg.gob.pe, de la relación de información que figura como Anexo A de la presente resolución. Artículo 3º.- Convóquese a Audiencia Pública para la sustentación y exposición, por parte de OSINERGMIN, de los criterios, metodología y modelos económicos utilizados en el Proyecto de Resolución de Fijación de la Tarifa Eléctrica Rural para Suministros No Convencionales (Sistemas Fotovoltaicos), que se realizará simultáneamente, en la fecha, hora y lugares siguientes: Fecha Hora Lugares

: : :

Miércoles, 25 de junio de 2014 09:00 am Lima Sala Rómulo Ferrero A del Complejo Empresarial de la Cámara de Comercio de Lima Av. Giuseppe Garibaldi 396, Jesús María, Lima Cajamarca Sala Pulltumarca del Hotel Costa del Sol Jr. Cruz de Piedra 707, Cajamarca

Artículo 4º.- Definir un plazo de veinticinco (25) días hábiles contados desde el día siguiente de la publicación de la presente resolución, que vence el 23 de julio de 2014, a fin de que los interesados remitan por escrito sus opiniones y/o sugerencias a la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria (GART) de OSINERGMIN, ubicada en la Avenida Canadá Nº 1460, San Borja, Lima. Las opiniones y/o sugerencias también podrán ser remitidas vía fax al número telefónico Nº 224 0491 o vía internet a la siguiente dirección de correo electrónico: distribucionelectrica@ osinerg.gob.pe. La recepción de las opiniones y/o sugerencias en medio físico o electrónico, estará a cargo de la Sra. Ruby Gushiken Teruya. En el último día del plazo solo se podrán remitir opiniones y/o sugerencias hasta las 18:00 horas. Artículo 5º.- Encargar a la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria el análisis de las opiniones y/o sugerencias que se presenten sobre el proyecto de resolución a que se refiere el Artículo 1º de la presente resolución. Artículo 6º.- La presente resolución y sus Anexos A y B, deberán ser publicados en el Diario Oficial El Peruano. Igualmente serán consignados, junto con los Informes contenidos en la relación de información del Anexo A, en la página web de OSINERGMIN: www.osinerg.gob.pe. JESÚS TAMAYO PACHECO Presidente del Consejo Directivo

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525533 ANEXO A

Relación de Información que sustenta el Proyecto de Resolución de Fijación de la Tarifa Eléctrica Rural para Suministros No Convencionales (Sistemas Fotovoltaicos) 1.

Informe Técnico Nº 0322-2014-GART y Archivos de Cálculo de la Tarifa.

2.

Informe Legal Nº 0311-2014-GART.

3.

Resoluciones OSINERGMIN Nº 080-2012-OS/CD y Nº 066-2014-OS/CD.

ANEXO B RESOLUCIÓN DE CONSEJO DIRECTIVO ORGANISMO SUPERVISOR DE LA INVERSIÓN EN ENERGÍA Y MINERÍA OSINERGMIN Nº XXXX-2014-OS/CD Lima, XX de XXXX de 2014 VISTOS: El Informe Técnico Nº XXXX-2014-GART y el Informe Legal Nº XXXX-2014-GART, de la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria (GART) del Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (OSINERGMIN). CONSIDERANDO: Que, OSINERGMIN, de conformidad con lo dispuesto en el Artículo 3º de la Ley Nº 27332, Ley Marco de los Organismos Reguladores de la Inversión Privada en los Servicios Públicos, el Artículo 27º de su Reglamento General, aprobado por Decreto Supremo Nº 054-2001-PCM, y los Artículos 24º-A y 25º del Reglamento de la Ley Nº 28749, Ley General de Electrificación Rural, tiene el encargo de regular la Tarifa Eléctrica Rural para Suministros No Convencionales (Sistemas Fotovoltaicos); Que, mediante la Resolución OSINERGMIN Nº 080-2012-OS/CD, se aprobó la Norma Procedimiento para Fijación de Precios Regulados, la cual incorpora como Anexo B.4 el “Procedimiento de Fijación de la Tarifa Eléctrica Rural para Suministros No Convencionales”, el mismo que concordado con la prórroga establecida en la Resolución OSINERGMIN Nº 066-2014-OS/CD, contiene las diferentes etapas y los plazos en que debe llevarse a cabo; Que, el procedimiento de fijación tarifaria se ha venido desarrollando cumpliendo las etapas y plazos previstos en las resoluciones indicadas en el considerando precedente, tales como la publicación del Proyecto de Resolución de Fijación de la Tarifa Eléctrica Rural para Suministros No Convencionales (Sistemas Fotovoltaicos), la exposición y sustentación del Proyecto de Resolución de Fijación por parte de OSINERGMIN, en la Audiencia Pública Descentralizada de OSINERGMIN convocada por la GART; la presentación de las opiniones y/o sugerencias de los interesados respecto del proyecto publicado; y el análisis respectivo de OSINERGMIN; Que, mediante Decreto Supremo Nº 089-2009-EM, publicado en el Diario Oficial El Peruano el 16 de diciembre de 2009, se incorporaron en el Reglamento de la Ley General de Electrificación Rural, aprobado por Decreto Supremo Nº 025-2007-EM, diversos artículos relacionados con la tarifa eléctrica rural de suministros no convencionales; Que, de acuerdo al numeral 4 del Anexo de Definiciones del Reglamento citado, los suministros no convencionales son aquellos suministros de energía eléctrica, pertenecientes a un sistema eléctrico rural aislado que es atendido exclusivamente por fuentes energéticas renovables no convencionales, tales como: sistemas fotovoltaicos, sistemas eólicos, biomasa y mini centrales hidroeléctricas; Que, los Artículos 24º-A y 25º del Reglamento de la Ley Nº 28749, Ley General de Electrificación Rural, establecen los criterios mínimos a considerar para la fijación de la Tarifa Rural para Suministros No Convencionales, y los criterios aplicables para la fijación de los factores de proporción, según las inversiones hayan sido realizadas por el Estado, las empresas distribuidoras u otras entidades; Que, en el marco de la Ley Nº 28749, Ley General de Electrificación Rural, el Ministerio de Energía y Minas (MINEM) ha ejecutado, en diversas regiones del país, obras de electrificación rural para suministros no convencionales utilizando sistemas fotovoltaicos, lo cual determinó que mediante Resolución OSINERGMIN Nº 206-2010-OS/CD se fijara la Tarifa Eléctrica Rural para Sistemas Fotovoltaicos, cargos de corte y reconexión para dichos sistemas, fórmulas de actualización y condiciones de aplicación, para el periodo comprendido entre el 17 de agosto de 2010 y el 16 de agosto de 2014; Que, continúan ejecutándose obras de electrificación rural para suministros no convencionales que utilizan sistemas fotovoltaicos, y encontrándose próxima a vencer la citada resolución tarifaria, resulta necesario aprobar para todos los suministros no convencionales que utilizan sistemas fotovoltaicos nuevas tarifas y conceptos a los que se refiere el considerando precedente, para un período de 4 años cuyo plazo de vigencia se inicie el 17 de agosto de 2014 y culmine el 16 de agosto de 2018; Que, el Informe Técnico Nº XXXX-2014-GART y el Informe Legal Nº XXXX-2014-GART, de la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria, complementan la motivación que sustenta la decisión de OSINERGMIN, cumpliéndose de esta manera con el requisito de validez de los actos administrativos a que se refiere el Numeral 4 del Artículo 3º de la Ley Nº 27444, Ley del Procedimiento Administrativo General;

El Peruano Miércoles 18 de junio de 2014

525534

De conformidad con lo dispuesto en la Ley Nº 27332, Ley Marco de los Organismos Reguladores de la Inversión Privada en los Servicios Públicos y su Reglamento aprobado por Decreto Supremo Nº 042-2005-PCM; en el Reglamento General de OSINERGMIN, aprobado por Decreto Supremo Nº 054-2001-PCM; en la Ley Nº 28749, Ley General de Electrificación Rural y su Reglamento aprobado por Decreto Supremo Nº 025-2007-EM y en lo dispuesto en la Ley Nº 27444, Ley del Procedimiento Administrativo General; así como sus normas modificatorias, complementarias y conexas; y Estando a lo acordado por el Consejo Directivo de OSINERGMIN en su Sesión Nº XXXX-2014. SE RESUELVE: Artículo 1º.- Tarifa Eléctrica Rural para Sistemas Fotovoltaicos Fíjese la Tarifa Eléctrica Rural para Sistemas Fotovoltaicos, expresada en Cargos Fijos Equivalentes por Energía Promedio, según lo siguiente: Inversiones 100% Empresa Cargo Fijo Equivalente por Energía Promedio (ctm. S/./kW.h)

Región

Tipo Módulo BT8-070

BT8-100

BT8-160

BT8-240

BT8-320

Costa

607,84

536,32

412,86

377,94

355,43

Sierra

596,91

525,29

403,32

368,81

346,19

Selva

820,43

731,94

565,95

523,31

491,76

Amazonía (1)

900,52

809,61

629,56

584,74

551,68

(1) Aplicable a las Zonas de la Amazonía bajo el ámbito de la Ley Nº 27037, Ley de Promoción de la Inversión en la Amazonía.

Inversiones 100% Estado Cargo Fijo Equivalente por Energía Promedio (ctm. S/./kW.h)

Región

Tipo Módulo BT8-070

BT8-100

BT8-160

BT8-240

BT8-320

Costa

394,09

346,73

259,28

230,63

214,53

Sierra

389,63

341,31

254,67

225,98

209,67

Selva

556,76

498,47

377,18

341,00

318,22

Amazonía (1)

605,72

547,85

416,87

379,67

355,95

(1) Aplicable a las Zonas de la Amazonía bajo el ámbito de la Ley Nº 27037, Ley de Promoción de la Inversión en la Amazonía.

Los cargos se aplicarán mensualmente considerando la energía promedio mensual disponible para cada tipo de módulo que se señala a continuación: Energía Promedio Mensual Disponible (kW.h/mes) Tipo de Módulo

Potencia Instalada (Wp)

Tensión de Servicio

Costa

Sierra

Selva y Amazonía

BT8-070

70

12 V DC

7,75

8,06

6,46

BT8-100

100

12 V DC

10,36

10,77

8,63

BT8-160

160

220 V AC

16,92

17,59

14,09

BT8-240

240

220 V AC

25,37

26,39

21,13

BT8-320

320

220 V AC

33,83

35,18

28,17

Artículo 2º.- Cargos de Corte y Reconexión para Sistemas Fotovoltaicos Fíjese los Cargos de Corte y Reconexión para Sistemas Fotovoltaicos según lo siguiente:

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525535

Cargos de Corte y Reconexión - S/. Cargo

Costa

Sierra

Selva

Amazonía (1)

Corte

3,07

4,73

7,17

7,17

Reconexión

4,59

5,87

9,19

9,19

(1) Aplicable a las Zonas de la Amazonía bajo el ámbito de la Ley Nº 27037, Ley de Promoción de la Inversión en la Amazonía.

Artículo 3º.- Fórmulas de Actualización Fíjese las fórmulas de actualización de la Tarifa Eléctrica Rural y Cargos de Corte y Reconexión para Sistemas Fotovoltaicos según lo siguiente: 1.

Fórmula de Actualización Cargos Fijos Equivalentes por Energía Promedio

FA

Au

IPM TC  Bu IPM 0 TC0

Tipo de Módulo

2.

A

B

Total

BT8-070/BT8-100

0,6535

0,3465

1,0000

BT8-160/BT8-240/BT8-320

0,4664

0,5336

1,0000

Fórmula de Actualización Cargos de Corte y Reconexión

IPM IPM 0

FA Siendo: A: B: TC:

Coeficiente de participación de la mano de obra y productos nacionales. Coeficiente de participación de los productos importados. Valor referencial para el Dólar de los Estados Unidos de Norteamérica: Dólar promedio para cobertura de importaciones (valor venta) publicado por la Superintendencia de Banca y Seguros y AFP del Perú, cotización de Oferta y Demanda - Tipo de Cambio Promedio Ponderado o el que lo reemplace. Se utilizará el último valor venta publicado al último día hábil del mes anterior a aquel en que las tarifas resultantes serán aplicadas. IPM: Índice de precios al por mayor, publicado por el Instituto Nacional de Estadística e Informática. Se tomará el valor del mes de la última publicación oficial disponible al último día hábil del mes anterior a aquel en que las tarifas resultantes serán aplicadas. Los valores base que se utilizarán en las fórmulas de actualización son:

 

TC0 (S/./US$)

:

2,767

IPM0

:

100,854473

El valor base del tipo de cambio del Dólar de los Estados Unidos de Norteamérica (TC0) corresponde al 30/05/2014. El valor base del índice de precios al por mayor (IPM0) corresponde al mes de mayo 2014 (Base Diciembre 2013 = 100,00).

La actualización de la tarifa eléctrica rural para sistemas fotovoltaicos se realizará en la misma oportunidad que la actualización del Valor Agregado de Distribución (VAD), de acuerdo a lo previsto por la Resolución OSINERGMIN Nº 2032013-OS/CD y sus modificatorias, o aquella que la reemplace. Los factores resultantes de las fórmulas de actualización serán redondeados a cuatro decimales previamente a su aplicación. Artículo 4º.- Condiciones de Aplicación 1.

Tarifa Eléctrica Rural La Tarifa Eléctrica Rural se aplicará a los suministros de energía eléctrica, pertenecientes a un sistema eléctrico rural aislado que es atendido exclusivamente por sistemas fotovoltaicos, de conformidad con la Ley General de Electrificación Rural y su Reglamento. OSINERGMIN podrá autorizar la aplicación de dicha tarifa para suministros no convencionales atendidos con sistemas de otras tecnologías (eólico, biomasa, mini centrales hidroeléctricas o híbridos) en función de un rendimiento equivalente de dichos sistemas (kW.h/mes). La tarifa se aplicará mensualmente considerando la energía promedio mensual disponible para cada tipo de módulo. La tarifa tiene carácter de máxima de conformidad con la LGER y su Reglamento y no incluye el Impuesto General a las Ventas (IGV), aplicable a usuario final por la prestación del servicio eléctrico. En el caso de la aplicación de las tarifas para las Zonas de la Amazonía bajo el ámbito de la Ley Nº 27037, Ley de Promoción de la Inversión en la Amazonía, no corresponde el gravamen del IGV a usuario final por la prestación del servicio eléctrico.

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Previamente a la aplicación de la tarifa, se aplicará las disposiciones previstas por la Ley Nº 27510, Ley del Fondo de Compensación Social Eléctrica (FOSE), y sus modificatorias, así como aquellas previstas en la Norma Opciones Tarifarias y Condiciones de Aplicación de las Tarifas a Usuario Final, aprobada por la Resolución OSINERGMIN Nº 206-2013-OS/CD. En el caso de empresas prestadoras del servicio eléctrico con inversión mixta (Estado y Empresa), la tarifa máxima aplicable corresponderá a una ponderación de las tarifas máximas 100% Estado y 100% Empresa, en función de factores de proporción que reflejen la inversión del Estado y la inversión de la Empresa, para lo cual la empresa prestadora deberá solicitar al OSINERGMIN la revisión y fijación anual de los factores de proporción correspondientes. OSINERGMIN, previa solicitud, requerirá la información necesaria, comunicando a la empresa los medios, formatos y plazos para la entrega de la misma. La facturación y reparto de los recibos o facturas podrán efectuarse en forma mensual, semestral o anual mientras que la cobranza se efectuará de forma mensual. Las empresas operadoras de sistemas fotovoltaicos para la atención de suministros de energía eléctrica, a efectos de la aplicación y uso del FOSE, deberán seguir los criterios y procedimientos dispuestos por la Resolución OSINERGMIN Nº 689-2007-OS/CD, que aprobó el Texto Único Ordenado de la Norma Procedimiento de Aplicación del Fondo de Compensación Social Eléctrica, o aquella que la reemplace. 2.

Sistemas Fotovoltaicos Corte y Reconexión El prestador del servicio eléctrico podrá efectuar el corte inmediato del servicio eléctrico (bloqueo o desconexión del controlador), sin necesidad de aviso previo al usuario ni intervenciones de las autoridades competentes, cuando estén pendientes de pago facturaciones, debidamente notificadas de dos o más meses derivados de la prestación del servicio eléctrico. La reconexión solo se efectuará cuando el usuario haya abonado al prestador del servicio el importe de las facturaciones pendientes de pago, así como los cargos por corte y reconexión. La reconexión se efectuará en un plazo máximo de siete (7) días, contados a partir del día siguiente de efectuado el pago. Retiro del Sistema Fotovoltaico El prestador del servicio eléctrico podrá efectuar el retiro del sistema fotovoltaico, sin necesidad de aviso previo al usuario ni intervenciones de las autoridades competentes, en los casos siguientes: a) b) c) d)

Cuando la situación de falta de pago se haya prolongado por un periodo superior a seis (6) meses. Cuando se haya vulnerado, alterado o intervenido sin autorización cualquiera de los equipos, componentes o instalaciones internas que forman parte del sistema fotovoltaico. Cuando se haya conectado equipos que no cuenten con las características técnicas indicadas por la empresa prestadora o que excedan la carga de diseño del sistema fotovoltaico. Cuando se haya producido el robo o sustracción de cualquiera de los equipos, componentes o instalaciones internas que forman parte del sistema fotovoltaico.

El prestador del servicio eléctrico podrá utilizar los equipos, componentes o instalaciones internas retirados para la atención de nuevos usuarios. Cambio del Módulo El usuario podrá solicitar el cambio del módulo del sistema fotovoltaico por otro de mayor potencia, de acuerdo a las condiciones especificadas en las opciones tarifarias para sistemas fotovoltaicos. El prestador del servicio atenderá la solicitud de acuerdo a la disponibilidad de módulos. La atención de nuevos usuarios se efectuará de acuerdo a las disposiciones de la Ley de Concesiones Eléctricas, Ley General de Electrificación Rural y sus respectivos Reglamentos. Artículo 5º.- Remisión y Publicación de las Tarifas Las empresas prestadoras del servicio eléctrico a través de sistemas fotovoltaicos aplicarán las disposiciones tarifarias de los artículos precedentes para determinar los cargos fijos aplicables al usuario final, debiendo remitir a la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria del OSINERGMIN, previamente a su publicación, en cada oportunidad, copia suscrita por su representante legal. La publicación deberá efectuarse en uno de los diarios de mayor circulación local y será vigente a partir del día siguiente a su publicación. Asimismo, dicha publicación deberá ser exhibida en las oficinas de atención al público. Artículo 6º.- Vigencia de la Resolución La presente resolución entrará en vigencia el 17 de agosto de 2014 y será aplicable hasta el 16 de agosto de 2018. La tarifa eléctrica rural para sistemas fotovoltaicos será revisada antes de su vencimiento, sólo en el caso que los valores actualizados dupliquen los valores fijados en la presente resolución. Artículo 7º.- Informes Sustentatorios Incorpórese los Informes Nº XXXX-2014-GART y Nº XXXX-2014-GART, Anexo 1 y Anexo 2 respectivamente, como parte de la presente resolución. Artículo 8º.- Publicación de la Resolución La presente resolución deberá ser publicada en el Diario Oficial El Peruano y consignada, junto con sus Anexos 1 y 2, en la página web de OSINERGMIN: www2.osinerg.gob.pe.

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RESOLUCIÓN DE CONSEJO DIRECTIVO ORGANISMO SUPERVISOR DE LA INVERSIÓN EN ENERGÍA Y MINERÍA OSINERGMIN Nº 124-2014-OS/CD Lima, 13 de junio de 2014 CONSIDERANDO: Que, con fecha 30 de abril de 2014, el Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (en adelante “OSINERGMIN”), publicó la Resolución OSINERGMIN Nº 085-2014-OS/CD (en adelante “RESOLUCIÓN”), mediante la cual, para el periodo comprendido entre el 01 de mayo de 2014 y el 30 de abril de 2015, se aprobó el Factor de Balance de Potencia Coincidente en Horas de Punta (FBP). Contra la RESOLUCIÓN, el 20 de mayo de 2014 la Empresa de Distribución Eléctrica de Lima Norte S.A.A. (en adelante “EDELNOR”), dentro del término de ley, presentó recurso de reconsideración, siendo materia del presente acto administrativo el análisis y decisión de dicho recurso impugnativo. 1.-

ANTECEDENTES

Que, conforme a lo dispuesto en la Resolución OSINERGMIN Nº 203-2013-OS/CD, las ventas de potencia de los sistemas eléctricos mayores a 12 MW de demanda máxima, deberán de ajustarse anualmente de conformidad con el FBP, con el fin de evitar sobre-venta o sub-venta de potencia de punta, de forma tal que exista igualdad entre la potencia ingresada menos las pérdidas eficientes y la efectiva potencia de punta vendida; Que, asimismo, se estableció que para cada sistema de distribución eléctrica se determinará anualmente el FBP que afectará los correspondientes valores agregados de distribución, debiendo las empresas presentar la información sustentatoria de acuerdo a los procedimientos, formatos y medios que se establezcan; Que, mediante Resolución OSINERG Nº 555-2002-OS/CD, se aprobó la Norma “Manual de Procedimientos, Formatos y Medios para el Cálculo del Factor de Balance de Potencia Coincidente en Horas de Punta (FBP)”, en la cual se señala que el FBP se calculará con la información correspondiente al período anual anterior (enero-diciembre), debiendo tener vigencia a partir del 01 de mayo de cada año; Que, en cumplimiento de lo mencionado en los considerandos precedentes, mediante la RESOLUCIÓN, se aprobó, para el periodo comprendido entre el 01 de mayo de 2014 y el 30 de abril de 2015, el Factor de Balance de Potencia Coincidente en Horas de Punta (FBP); Que, con fecha 20 de mayo de 2014, EDELNOR interpuso recurso de reconsideración contra la RESOLUCIÓN. 2.-

EL RECURSO DE RECONSIDERACIÓN

Que, EDELNOR solicita reconsidere el cálculo del Factor de Crecimiento Vegetativo (FCVV) para los sistemas eléctricos (i) Huaral-Chancay, Supe-Barranca y (ii) Huacho, utilizado para la determinación del Factor de Balance de Potencia (FBP) correspondiente; 2.1.

SUSTENTO DEL PETITORIO

2.1.1 Reconsideración del FCVV de los Sistemas Eléctricos Huaral-Chancay y Supe-Barranca Que, EDELNOR señala que en los sistemas eléctricos Huaral-Chancay y Supe-Barranca OSINERGMIN no ha considerado la cantidad de suministros del año 2013 para el cálculo del factor de crecimiento vegetativo; Que, en el Informe Técnico 001-2014-GR y GE que adjunta a su recurso, la recurrente solicita reconsiderar el Factor FCVV para los Sistemas Eléctricos Huaral-Chancay y Supe-Barranca tomando en cuenta los suministros correspondientes al año 2013 que en un cuadro alcanza, debiendo fijar el FCVV en 1.2586 para Huaral-Chancay y en 1.3627 para Supe-Barranca y, en base a estos valores, reconsiderar el valor de los factores FBP para dichos sistemas eléctricos. 2.1.2 Reconsideración del FCVV del Sistema Eléctrico Huacho Que, EDELNOR señala que OSINERGMIN no ha considerado el adecuado ingreso de potencia a media tensión (IPMT) en noviembre de 2013 para el sistema eléctrico Huacho; Que, en el Informe Técnico 002-2014-GR y GE que adjunta a su recurso, la recurrente solicita el Factor FCVV para el Sistema Eléctrico Huacho tomando en cuenta los suministros correspondientes al año 2013, que en un cuadro alcanza, debiendo modificar el valor del Ingreso de Potencia a Media Tensión IPMT para el mes de noviembre 2013 de este sistema, considerando como potencia 31 479 kW y fijar su FCVV en 1.2464, y en base a estos valores, reconsiderar el valor de los factores FBP para dichos sistemas eléctricos. 2.2.

ANÁLISIS DE OSINERGMIN

2.2.1 Reconsideración del FCVV de los Sistemas Eléctricos Huaral-Chancay y Supe-Barranca Que, OSINERGMIN, para el cálculo del factor de crecimiento vegetativo (FCVV) de todas las empresas de distribución eléctrica a nivel nacional, ha utilizado como fuente de información los usuarios por sistema eléctrico consignados en el sistema de información comercial (SICOM); sin embargo, en el caso de los sistemas eléctricos Huaral-Chancay y Supe-Barranca, el Regulador no consideró a los usuarios incorporados producto de la aplicación del Decreto de Urgencia Nº 116-2009 complementado con el Decreto Supremo Nº 010-2010-EM, normas que promueven el servicio público de electricidad en zonas urbano marginales, al no estar estos usuarios incluidos en el SICOM. Por tal motivo, se procedió a revisar la información presentada por la recurrente en su recurso de

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reconsideración, la misma que ha sido comparada con la base de datos de usuarios del Fondo de Compensación Social Eléctrica (FOSE), encontrándose que el número de usuarios por mes del año 2013 guarda coherencia con los datos reportados por EDELNOR. Por consiguiente, es correcta la información presentada por la recurrente respecto al número de usuarios de los sistemas eléctricos Huaral-Chancay y Supe-Barranca; Que, en el caso del sistema eléctrico Supe-Barranca, la información de ingreso de potencia a media tensión (IPMT) de los meses de Abril y Mayo de 2013 reportada en el recurso de reconsideración (10 981 kW y 15 911 kW), ha sido confrontada con la información mensual que entrega la empresa, concluyéndose que estos datos no coinciden debido a que no toman en cuenta las pérdidas vigentes en los meses de cálculo, por lo tanto para el cálculo del FCVV se consideran los valores de IPMT equivalentes a 11 220 kW y 16 045 kW para los meses de Abril y Mayo 2013, los mismos que fueron utilizados en la Resolución OSINERGMIN Nº085-2014-OS/CD; Que, por lo indicado, OSINERGMIN ha recalculado el factor FCVV para los sistemas eléctricos Huaral-Chancay y Supe-Barranca. El detalle del cálculo del FCVV de dichos sistemas eléctricos se muestra en el Anexo Nº 1 del Informe Técnico Nº 312-2014-GART. Que, en consecuencia, este extremo del petitorio resulta fundado en lo correspondiente al cálculo del FCVV del sistema Huaral-Chancay e infundado en el cálculo del FCVV del sistema Supe-Barranca; 2.2.2 Reconsideración del FCVV del Sistema Eléctrico Huacho Que, OSINERGMIN ha verificado y validado la información de ingreso de potencia a media tensión (IPMT) del mes de noviembre de 2013 del sistema eléctrico Huacho, presentada por EDELNOR en su recurso de reconsideración, así como ha incluido como sustento el formato FBP3.1 el cual contiene los registros de energía y potencia por punto de entrega cada 15 minutos; Que, se ha verificado la información contenida en el formato FBP3.1 encontrándose que el IPMT para el mes de noviembre de 2013 es de 31 479 kW. Cabe mencionar, que esta información difiere de la considerada en la Resolución OSINERGMIN Nº 085-2014-OS/CD, ocasión en la cual sólo se justificó el valor de 22 280 kW; Que, por lo indicado, OSINERGMIN ha recalculado el FCVV del sistema eléctrico Huacho, obteniéndose un valor de 1,2464; Que, en consecuencia, este extremo del petitorio resulta fundado; Que, finalmente, se han expedido los informes Nº 312-2014-GART y Nº 315-2014-GART de la División de Distribución Eléctrica y de la Coordinación Legal de la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria, respectivamente, los mismos que complementan la motivación que sustenta la decisión de OSINERGMIN, cumpliendo de esta manera con el requisito de validez de los actos administrativos a que se refiere el Artículo 3º, numeral 4, de la Ley 27444, Ley del Procedimiento Administrativo General; y, De conformidad con lo establecido en la Ley Nº 27838, Ley de Transparencia y Simplificación de los Procedimientos Regulatorios de Tarifas; en la Ley Nº 27332, Ley Marco de los Organismos Reguladores de la Inversión Privada en los Servicios Públicos y en su Reglamento aprobado por Decreto Supremo Nº 042-2005-PCM; en el Reglamento General de OSINERGMIN, aprobado por Decreto Supremo Nº 054-2001-PCM; en el Decreto Ley Nº 25844, Ley de Concesiones Eléctricas y en su Reglamento aprobado por Decreto Supremo Nº 009-93-EM; en la Ley Nº 27444, Ley del Procedimiento Administrativo General; así como en sus normas modificatorias, complementarias y conexas; Estando a lo acordado por el Consejo Directivo del OSINERGMIN en su Sesión Nº 17-2014; RESUELVE: Artículo 1º.- Declarar fundado en parte el recurso de reconsideración interpuesto por la Empresa de Distribución Eléctrica de Lima Norte S.A.A. contra la Resolución OSINERGMIN Nº 085-2014-OS/CD, en el extremo referido al Factor de Crecimiento Vegetativo de los Sistemas Eléctricos Huaral-Chancay y Supe-Barranca, de acuerdo con las razones señaladas en el numeral 2.2.1 de la parte considerativa de la presente resolución. Artículo 2º.- Declarar fundado el recurso de reconsideración interpuesto por la Empresa de Distribución Eléctrica de Lima Norte S.A.A. contra la Resolución OSINERGMIN Nº 085-2014-OS/CD, en el extremo referido al Factor de Crecimiento Vegetativo del Sistema Eléctrico Huacho, de acuerdo con las razones señaladas en el numeral 2.2.2 de la parte considerativa de la presente resolución. Artículo 3º.- Como consecuencia de lo resuelto en los Artículos 1º y 2º precedentes, sustitúyase el Factor de Balance de Potencia Coincidente en Horas de Punta (FBP) de la Empresa de Distribución Eléctrica de Lima Norte S.A.A. consignado en el cuadro del Artículo 2º de la Resolución OSINERGMIN Nº 085-2014-OS/CD, por el valor de 1,1364; Artículo 4º.- Incorpórese los Informes Nº 312-2014-GART y Nº 315-2014-GART, como parte integrante de la presente Resolución. Artículo 5º.- La presente Resolución deberá ser publicada en el diario oficial El Peruano y consignada junto con los Informes a que se refiere el artículo precedente en la página Web de OSINERGMIN: www.osinergmin.gob.pe. JESÚS TAMAYO PACHECO Presidente del Consejo Directivo OSINERGMIN 1098353-1