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RESOLUCIÓN DE CONSEJO DIRECTIVO ORGANISMO SUPERVISOR DE LA INVERSIÓNEN ENERGÍA Y MINERÍA

OSINERGMIN N° 189-2016-OS/CD

Lima, 26 de julio de 2016 CONSIDERANDO: Que, con fecha 31 de mayo de 2016, el Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (en adelante “Osinergmin”), publicó la Resolución N° 104-2016-OS/CD, mediante la cual, se aprobó el Plan de Inversiones en Transmisión para el período comprendido entre el 01 de mayo de 2017 al 30 de abril de 2021; contra la cual, el 21 de junio de 2016, la empresa Edelnor 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, la Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica – Ley N° 28832, entre otros aspectos, establece que las instalaciones de transmisión implementadas a partir de su emisión formarán parte del Sistema Garantizado de Transmisión (SGT) o del Sistema Complementario de Transmisión (SCT); siendo el SGT conformado por las instalaciones del Plan de Transmisión, elaborado por el COES y aprobado por el Ministerio de Energía y Minas (MINEM) cuya concesión y construcción sean resultado de un proceso de licitación pública y; el SCT conformado, entre otras, por las instalaciones de transmisión aprobadas por Osinergmin en el respectivo Plan de Inversiones y/o modificatorias;

Que, en la Norma Tarifas y Compensaciones para SST y SCT (en adelante “Norma Tarifas”), aprobada mediante la Resolución N° 217-2013-OS/CD, se establecen los criterios, metodología y formatos para la presentación de los estudios que sustenten las propuestas de regulación de los SST y SCT, así como lo referente al proceso de aprobación del Plan de Inversiones y de sus eventuales modificaciones;

Que, con Resolución N° 104-2016-OS/CD se aprobó el Plan de Inversiones en Transmisión para el período comprendido entre el 01 de mayo de 2017 al 30 de abril de 2021; Que, el 21 de junio de 2016 la empresa EDELNOR ha presentado recurso de reconsideración impugnando la Resolución 104-2016-OS/CD (en adelante “RESOLUCIÓN”); Que, conforme al procedimiento señalado anteriormente, los interesados debidamente legitimados tuvieron la oportunidad de presentar, hasta el 20 de julio de 2016, opiniones y sugerencias sobre los recursos de reconsideración recibidos por Osinergmin, no habiéndose recibido ninguna relacionada con el recurso impugnativo de EDELNOR. 2. EL RECURSO DE RECONSIDERACIÓN

Que, el petitorio del recurso de EDELNOR comprende los siguientes extremos:

RESOLUCIÓN DE CONSEJO DIRECTIVO ORGANISMO SUPERVISOR DE LA INVERSIÓN EN ENERGÍA Y MINERIA OSINERGMIN N° 189-2016-OS/CD

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1. Asignar la ampliación de la SET Lomera 220/60 kV a la empresa CONENHUA.

1a) Ejecución del proyecto de ampliación de la SET Lomera a cargo de la empresa Consorcio Energético de Huancavelica S.A. (CONENHUA).

1b) Ejecución del proyecto de ampliación de la SET Lomera a cargo de EDELNOR. 1c) Adelanto del año de Ingreso de la SET Lomera. 1d) Postergación al 2018 por riesgo en el tiempo de ejecución. 1e) Inversión para implementar doble barra en Lomera 60 kV.

2. Incorporar 2 celdas de alimentador 20 kV en la SET Malvinas.

3. Incluir un polo de reserva de 60 MVA para la SET Huarangal.

4. Incluir en los formularios de inversión un transformador 60/20/10 kV – 40 MVA para la SET Filadelfia.

5. Cambiar la sección de las líneas Mirador – Bayóvar y Mirador – Bayóvar – Zarate.

6. Incluir el segundo transformador 60/20/10 kV – 40 MVA en la SET Malvinas.

7. Reconocer un módulo de seccionamiento longitudinal de 60 kV y 220 kV en la SET Malvinas.

8. Incluir en el Plan de Transmisión 2017-2021 el soterramiento de tramos de líneas aéreas AT y MAT.

9. Cambiar los tramos subterráneos de enterrado directamente a tipo enductado.

10. Reconocer dos celdas de seccionamiento longitudinal GIS 60 kV para la SET Filadelfia.

11. Reconocer una celda de seccionamiento longitudinal GIS 60 kV para la SET Independencia.

2.1 ASIGNAR LA AMPLIACIÓN DE LA SET LOMERA 220/60 KV A LA EMPRESA CONENHUA

2.1.1 Sustento del petitorio

a) Ejecución del proyecto de ampliación de la SET Lomera a cargo de la empresa Consorcio Energético de Huancavelica S.A. (CONENHUA)

Que, al respecto, EDELNOR describe las razones por las cuales la ampliación de potencia de la SET Lomera debe ser asignada a la empresa CONENHUA, que se expone a continuación:

- La empresa CONENHUA es la propietaria de la SET Lomera y por tanto tiene la prioridad en ser la ejecutora del proyecto de ampliación de potencia de la referida subestación.

- Desde la SET Lomera no solo se alimenta en 60 kV al Cliente Minera Río Seco sino que también se atiende a la demanda en las zonas de Huaral y Chancay, pertenecientes a la zona de concesión de EDELNOR.

- La explotación y mantenimiento del segundo transformador de 50 MVA puede ser realizada por la empresa propietaria sin que esto implique mayores costos significativos para CONENHUA.

- Se evita mayores costos por la duplicidad de instalaciones tales como: las telecomunicaciones, servicios auxiliares, circuitos de control y mando.

- Se evita afectar la calidad de suministro por los mayores tiempos de


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coordinación para las operaciones y maniobras de los equipos al interior de instalación compartida.

- Evitar demoras por el mayor tiempo que demanda la obtención de permisos para que el personal de EDELNOR pueda ingresar a la SET Lomera para ejecutar trabajos de instalación o cambio de equipos, de mantenimiento predictivo, preventivo o correctivo, así como operaciones en situaciones de emergencia.

- La regulación y control de tensión en 60 kV para la operación de los dos transformadores 220/60 kV debe realizarlo un solo operador, considerando que los transformadores deben trabajar en paralelo para atender la demanda..

b) Ejecución del proyecto de ampliación de la SET Lomera a cargo de EDELNOR

Que, con respecto a la construcción de las celdas para el transformador 220/60/20 kV, dentro de Instalaciones de SET Lomera, EDELNOR señala que para que el proyecto sea viable, es necesario que CONENHUA, ceda el espacio de la celda de línea 220 kV que tiene disponible en el interior de sus instalaciones y en su ubicación proyectar la ampliación de las celdas para el transformador 220/60/20/10 kV - 50 MVA, según lo mostrado en el Esquema N° 1 de su recurso; Que, en caso que a futuro el sistema de transmisión nacional, por confiabilidad, requiera el ingreso de la línea 220 kV Huacho - Zapallal (L-2212) a la SET Lomera, corresponde a CONENHUA construir la ampliación de la celda línea 220 kV en los exteriores de sus instalaciones para el ingreso de la línea mencionada; Que, con respecto a las facilidades por parte de CONENHUA para que EDELNOR pueda realizar la ejecución del proyecto, la recurrente menciona que se requiere establecer convenio de conexión entre EDELNOR y CONENHUA que permita a EDELNOR realizar los trabajos necesarios en las instalaciones de CONENHUA relacionados con la ampliación de potencia de la SET Lomera;

Que, con respecto al establecimiento de los costos de servicios complementarios, EDELNOR señala que se requiere establecer convenio entre EDELNOR y CONENHUA en el que se establezcan los costos de los servicios complementarios que EDELNOR debe asumir. Para tal efecto, se debe considerar que la SET Lomera es remunerada por la demanda, por lo cual Osinergmin debería opinar sobre el convenio.

c) Adelanto del año de Ingreso de la SET Lomera

Que, al respecto, la recurrente señala que la zona de Huaral – Chancay presenta su mayor demanda en las estaciones de temporada de pesca debido a un mayor requerimiento de suministro de energía del sector industrial pesquero, y que las demandas para Huaral y Chancay que se considera en los flujos de carga, para la evaluación del Plan de Inversiones, toman como referencia la demanda de Huaral y Chancay en periodo de veda; Que, agrega que para determinar la máxima demanda de la SET Lomera, se requiere considerar un factor de simultaneidad que representa la relación entre la máxima demanda de Huaral + Chancay y la demanda de Huaral + Chancay en la máxima


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demanda del sistema, con la finalidad de determinar la máxima demanda para la SET Lomera en el periodo de análisis del Plan de Inversiones; considerando el factor de simultaneidad (0,775) se determina los nuevos factores de utilización; Que, además, EDELNOR menciona que de acuerdo a los resultados, se requiere el segundo transformador 220/60 kV – 50 MVA para el año 2017; Que, adicionalmente, la recurrente señala que en el año 2016 se han presentado nuevos requerimientos de carga adicionales por 2,1 MW en la zona de Huaral – Chancay, que no se han considerado en la evaluación del Plan de Inversiones (adjunta sustento en el Anexo 1 de su recurso).

d) Postergación al 2018 por riesgo en el tiempo de ejecución

Que, al respecto, EDELNOR menciona que la ejecución del proyecto de ampliación de la SET Lomera (de propiedad de CONENHUA) toma un mayor tiempo respecto al escenario de que EDELNOR ejecute el proyecto en una subestación propia; Que, agrega que estos mayores tiempos de ejecución estarían relacionados a permisos, coordinaciones, revisiones del proyecto, absolución de observaciones, movimiento de tierras en zonas rocosas, obras civiles, montaje electromecánico, servicio auxiliares, pruebas en conjunto, etc.; Que, teniendo en cuenta la situación descrita, el escenario más probable para la puesta en servicio del segundo transformador en la SET Lomera ocurriría en el transcurso del primer semestre del año 2018 y no a fines del año 2017, por lo cual la recurrente solicita que se considere este proyecto para el año 2018.

e) Inversión para implementar doble barra en Lomera 60 kV

Que, al respecto, la recurrente señala que la SET Lomera 220/60 kV pertenece al Sistema Eléctrico Interconectado Nacional y con el ingreso del segundo transformador 220/60 kV se requerirá la ampliación a doble barra en 60 kV para mejorar su confiabilidad, seguridad y flexibilidad para atender la demanda de energía eléctrica; Que, en tal sentido, EDELNOR solicita las siguientes inversiones para la implementación de doble barra 60 kV en la SET Lomera:

- Celda de acoplamiento doble barra 60 kV. - Costo incremental de dos (2) celdas de líneas 60 kV para pasar de simple barra a

doble barra las celdas de línea 60 kV Lomera – Chancay y Lomera – Huaral.

2.1.2 Análisis de Osinergmin

a) Ejecución del proyecto de ampliación de la SET Lomera a cargo de la empresa Consorcio Energético de Huancavelica S.A. (CONENHUA)

Que, conformidad con el numeral V) del literal a) del artículo 139 del Reglamento de la


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Ley de Concesiones Eléctricas (RLCE), vigente al momento de expedirse la resolución impugnada y aplicable en consecuencia para resolver el recurso materia de análisis, y el artículo 11 de la Resolución N° 271-2013-OS/CD, norma “Tarifas y Compensaciones para Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios de Transmisión” (Norma Tarifas), el Plan de Inversiones está constituido por el conjunto de instalaciones de transmisión requeridas y correspondientes a un Área de Demanda, cuya operación comercial se encuentre dentro de un período de fijación de Peajes y Compensaciones, y obedece a un estudio de planificación de la expansión del sistema de transmisión; Que, teniendo en cuenta que Osinergmin es la entidad competente para aprobar el Plan de Inversiones, el marco regulatorio vigente le otorga facultades para planificar la expansión de los sistemas de transmisión que pertenecen a un Área de Demanda, y son remunerados de forma exclusiva por los Usuarios eléctricos, por tanto, la expansión del sistema que debe considerar las instalaciones que se requieren, conforme señala el dispositivo normativo, no puede encontrarse limitada a determinados elementos que un distribuidor plantee en su propuesta que busque o no realizar; Que, las propuestas de Plan de Inversiones, no se convierten en lo único en lo que debe ceñirse el Regulador, toda vez que deben evaluarse, entre otros, las alternativas más eficientes, la coherencia y complementariedad con las propuestas de otras empresas, y las necesidades del sistema eléctrico de modo integral. Por tales motivos, las propuestas no tienen aprobación automática, sino el rol de aprobación se encuentra asignado a Osinergmin; Que, como cualquier procedimiento administrativo iniciado a pedido de parte, que se encuentra regido por la Ley del Procedimiento Administrativo General (LPAG), la propuesta debe ser evaluada por la autoridad administrativa competente, que no se limita a la actividad de mesa de partes, sino su actuación debe adecuarse a las finalidades de interés público asumidas por las normas sectoriales que otorgan las facultades al órgano emisor, según lo dispone el artículo 3 de la LPAG1; Que, resulta indispensable que el Regulador verifique la necesidad e idoneidad de las instalaciones propuestas por los concesionarios, con la finalidad de garantizar que el Plan de Inversiones incluya inversiones eficientes y articuladas, y que son necesarias para el sistema de transmisión;

1 Ley del Procedimiento Administrativo General

“Artículo 3.- Requisitos de validez de los actos administrativos Son requisitos de validez de los actos administrativos:

…

3. Finalidad Pública.- Adecuarse a las finalidades de interés público asumidas por las normas que otorgan las facultades al órgano emisor, sin que pueda habilitársele a perseguir mediante el acto, aun encubiertamente, alguna finalidad sea personal de la propia autoridad, a favor de un tercero, u otra finalidad pública distinta a la prevista en la ley. La ausencia de normas que indique los fines de una facultad no genera discrecionalidad.”


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Que, el marco regulatorio no limita la función de Osinergmin de planificar la expansión de los sistemas eléctricos, ni impide se apruebe inversiones en los casos que la instalación a implementar deba conectarse a la instalación de un tercero, ya que en tales casos, el obligado puede acceder a dicha instalación, en virtud del principio del libre acceso previsto en la LCE; Que, si el RLCE y la Norma Tarifas han establecido en forma genérica que el Plan de Inversiones está constituido por las instalaciones de transmisión requeridas por los Usuarios eléctricos en un Área de Demanda determinada, corresponde que se incluyan como proyectos de ejecución obligatoria, todas aquellas obras identificadas como necesarias por Osinergmin. El Plan de Inversiones no tendría utilidad, si los titulares que además presentaron propuestas, no fuesen los responsables de ejecutar los proyectos identificados como necesarios por Osinergmin; Que, lo señalado guarda concordancia con el artículo 34 de la LCE2, modificado por el Decreto Legislativo N° 1221, en donde se listan las obligaciones de las empresas que desarrollan la actividad de distribución eléctrica, entre las que destacan las de garantizar la demanda para sus usuarios regulados, por los siguientes veinticuatro meses como mínimo, y la de garantizar la calidad del servicio que fije su contrato de Concesión y normas aplicables, lo que concuerda con lo contemplado en el artículo 64 del RLCE3; Que, en consideración a lo expuesto, los Distribuidores deben garantizar la cobertura a sus usuarios, que además de asegurar el suministro, exige la calidad del servicio eléctrico, que no podría obtenerse, si no se cuenta con la ejecución de instalaciones de transmisión eléctrica dentro de sus Áreas de Demanda. Cabe precisar que la propia recurrente manifestó que desde la subestación indicada se alimenta a la demanda de las zonas de Huaral y Chancay, pertenecientes a su zona de concesión; Que, la ampliación de la SET Lomeras, además de significar un beneficio para los usuarios del servicio que brinda EDELNOR, resulta de responsabilidad de esta última, a fin de poderles brindar la calidad de producto y de servicio que corresponde de acuerdo a las normas vigentes, por lo que, el área técnica deberá considerarla en la asignación de responsabilidad de pago que determine;

2 Ley de Concesiones Eléctricas

Artículo 34. - Los Distribuidores están obligados a:

(…)

b) Garantizar la demanda para sus usuarios regulados por los siguientes veinticuatro (24) meses como mínimo;

c) Garantizar la calidad del servicio que fije su contrato de Concesión y las normas aplicables

3 Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas

Artículo 64.- Los concesionarios, los titulares de autorizaciones y las personas que obtengan los permisos a que se refiere el artículo 121° de la Ley, están obligados a garantizar la calidad, continuidad y oportunidad del servicio eléctrico, cumpliendo con los niveles de calidad establecidos en la norma técnica correspondiente.


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Que, en atención a este criterio es que en el Plan de Inversiones aprobado por la RESOLUCION se asignó la ampliación de la SET Lomera a EDELNOR. b) Ejecución del proyecto de ampliación de la SET Lomera a cargo de EDELNOR Que, sobre las facilidades para implementar el segundo transformador en la SET Lomera a cargo de EDELNOR, al respecto se debe señalar que el Artículo 33º de la LCE dispone que los concesionarios de transmisión están obligados a permitir la utilización de sus sistemas por parte de terceros, quienes deberán asumir los costos de ampliación a realizarse en caso necesario, y las compensaciones por el uso, de acuerdo a lo dispuesto en el Reglamento de la LCE; Que, en este caso, CONENHUA es un concesionario de transmisión por lo cual debe sujetarse a la establecido en el Artículo 33° de la LCE. En caso CONENHUA imponga condiciones no previstas en el marco normativo vigente para que EDELNOR acceda a sus instalaciones, válidamente dicha empresa distribuidora tiene la facultad de solicitar la expedición del Mandato de Conexión, con la finalidad de que el Consejo Directivo de Osinergmin evalúe la legalidad y condiciones técnicas del acceso solicitado por EDELNOR; Que, bajo la normativa vigente, no se prevé que Osinergmin en el presente proceso de aprobación del Plan de Inversiones, esté facultado para regular los costos de conexión; no obstante ello, CONENHUA deberá tener en cuenta que sus instalaciones vienen siendo remuneradas por la demanda, por tanto no corresponde que los terceros que accedan a la misma en virtud del principio del libre acceso, vuelvan a remunerar los costos de inversión y los costos de operación y mantenimiento ya reconocidos tarifariamente y que son asumidos por los Usuarios del Área de Demanda 6. c) Adelanto del año de ingreso de la SET Lomera Que, se verificó que la demanda utilizada en los flujos de potencia corresponde a la demanda coincidente con el sistema eléctrico, por ello, resulta pertinente aplicar el factor de simultaneidad (0,775) para determinar la máxima demanda no coincidente, que en este caso resulta ser la más exigente para definir los refuerzos. De los resultados mostrados, se valida que la SET Lomera presentará sobrecarga desde el año 2017. d) Postergación al 2018 por riesgo en el tiempo de ejecución Que, conforme se ha señalado, Osinergmin, en cumplimiento de las funciones previstas en el numeral V) del literal a) del artículo 139 del RLCE es la entidad competente para aprobar el Plan de Inversiones, y planificar la expansión de los sistemas de transmisión que pertenecen a un Área de Demanda, aprobando inversiones que se requiere y deben entrar en operación comercial dentro de un periodo regulatorio de cuatro años; Que, para tales efectos, bajo criterios técnicos y económicos se realiza una evaluación de la necesidad y justificación técnica para la ejecución de las nuevas inversiones que


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son incorporadas en el Plan de Inversiones, siendo que esta aprobación no se sujeta a otro tipo de consideraciones, ni está subordinada a la aprobación o mandato de otra entidad; Que, cualquier modificación a los proyectos contemplados en el Plan de Inversiones obedece a los criterios de eficiencia recogidos en la LCE y la mejor asignación de recursos, en cumplimiento de las normas y principios que dirigen el accionar del Regulador; Que, si el sistema eléctrico requiere de la ejecución de una inversión para determinado año para atender las necesidades de la demanda y sostener la cargabilidad de instalaciones existentes en condiciones de calidad y confiabilidad, el Regulador no puede artificialmente modificar el resultado y la opción técnica, para establecer que dicha inversión sea ejecutada en periodo posterior al que resulta necesario para el sistema; Que, la postergación para el año 2018 pone en riesgo la operación del transformador debido a la sobrecarga, por lo que no resulta pertinente aprobar este extremo del petitorio; Que, de otro lado, para lograr materializar el proyecto de forma oportuna, EDELNOR deberá ser diligente en la implementación del proyecto; no obstante de encontrarse inconvenientes durante la ejecución del proyecto, estos deben ser sustentados ante la Gerencia de Supervisión de Energía de Osinergmin, en concordancia con lo establecido en el numeral 5.8.2 de la Norma Tarifas. e) Inversión para implementar doble barra en Lomera 60 kV Que, de conformidad con la Norma “Procedimiento para la Fijación de Precios Regulados”, el procedimiento para la aprobación del Plan de Inversiones se compone de una serie de etapas, con plazos claramente definidos; Que, una vez concluida una etapa determinada del procedimiento, Osinergmin no puede reabrir dicha etapa en beneficio de una empresa determinada, ya que ello generaría un tratamiento diferenciado con respecto al resto de Agentes que participan del procedimiento administrativo; Que, no corresponde el retorno a una etapa procedimental, una vez agotado el plazo. El límite de las acciones otorgadas para una determinada etapa, considerando que las siguientes deben cumplir con sus respectivos plazos, impide que, en este caso, el administrado, pueda formular nuevos pedido que modifiquen el Plan, que debieron ser planteados en su oportunidad y ser parte de una evaluación integral que tiene su propio proceso, y no cuando discrecionalmente lo cree oportuno a sus intereses, fuera del tiempo definido, lo que podría acarrear, de ser permitido, un tratamiento diferenciado respecto de los agentes que si se sujetan a los tiempos otorgados por la administración; Que, en caso las empresas presenten nuevas alternativas para evaluación de


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Osinergmin conjuntamente con sus recursos de reconsideración, corresponde que las mismas sean declaradas improcedentes, al haber tenido que ser presentadas en la etapa de formulación de propuestas; Que, EDELNOR no solicitó en su propuesta final del Plan de Inversiones 2017-2021 ni en etapas posteriores a la presentación de la misma, el cambio de configuración de barras de simple a doble en 60 kV para la SET Lomera. En consecuencia, tratándose de una nueva solicitud, el presente petitorio deviene en improcedente; Que, sin perjuicio de lo mencionado en el párrafo anterior, EDELNOR deberá presentar su estudio que permita determinar la conveniencia de modificar el sistema de barras de la SET Lomera, a fin de ser revisado por Osinergmin en el siguiente proceso de aprobación del Plan de Inversiones; Que, además, cabe señalar que la configuración de doble barra tiene sus ventajas sobre el sistema de simple barra, estas ventajas se dan cuando ocurre una falla en el sistema de barras o por mantenimiento programado de la misma; bajo la condición de simple barra, se tendría que rechazar el 100% de la demanda atendida si no se tiene respaldo a través de la red de 60 kV (red radial), pero la SET Lomera tiene respaldo a través de la red de transmisión en 60 kV desde la SET Zapallal (red anillada); Que, bajo este escenario, la implementación del sistema de doble barra en la SET Lomera no es necesaria en el corto plazo, más aún si consideramos que se tiene previsto el ingreso de la Central Hidroeléctrica Chancay (año 2017) que ayudara a mejorar las condiciones de operación de la red de transmisión que atiende a las zonas de Huaral y Chancay; Que, en consecuencia, este extremo del recurso de reconsideración, debe ser declarado fundado en el pedido c), infundado en los pedidos a), b) y d), e improcedente en el pedido e).

2.2 INCORPORAR 2 CELDAS DE ALIMENTADOR 20 KV EN LA SET MALVINAS


Que, EDELNOR menciona que en el Plan de Transmisión 2013-2017, se aprobaron una celda de transformador 20 kV y una celda de medición 20 kV para la SET Malvinas; Que, agrega que las celdas mencionadas vienen ejecutándose en la SET Malvinas, así como también se viene realizando el montaje de dos celdas de alimentador 20 kV (MS-51 y MS-52) para la atención de la demanda. Las cargas que se atenderán desde los alimentadores MS-51 y MS-53 son 5,5 MW y 9,4 MW respectivamente; Que, además la recurrente señala que, de acuerdo al desarrollo de la planificación prevista de la red en 20 kV, se requiere el ingreso de dos alimentadores en 20 kV desde la SET Malvinas; por lo cual EDELNOR solicita su inclusión en el Plan de Inversiones 2017-2021 para el año 2017.


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Que, en base a la nueva información presentada por EDELNOR en esta etapa, se valida la necesidad de implementar dos celdas de alimentadores 20 kV en la SET Malvinas a fin de atender la demanda en el nivel de 20 kV; Que, por lo tanto, se incluye en el Plan de Inversiones 2017-2021 dos celdas de alimentadores 20 kV en la SET Malvinas; Que, en consecuencia, este extremo del recurso de reconsideración, debe ser declarado fundado.

2.3 INCLUIR UN POLO DE RESERVA DE 60 MVA PARA LA SET HUARANGAL


Que, EDELNOR menciona que cada subestación 220/60 kV ubicada en la zona de Lima Norte suministra energía eléctrica a miles de usuarios de varios distritos, por lo cual, ante una contingencia en un polo, la reposición del servicio debería darse en el menor tiempo posible. La alternativa de utilizar polo de reserva para subestaciones 220/60 kV debe considerar que cada subestación cuente con polo de reserva en forma permanente para normalizar las instalaciones fuera de servicio en menos de 24 horas; Que, agrega que el traslado de un polo de reserva para llevar de una subestación MAT/AT a otra subestación MAT/AT puede tomar varios días tomando en cuenta que deben considerarse tiempos de desmontaje, transporte, montaje y cambio del polo; Que, además, la recurrente comenta que se debe considerar algunos riesgos en el tema de transporte como los siguientes:

- El crecimiento del tráfico en la Ciudad de Lima en avenidas y autopistas puede ocasionar que el traslado del transformador solo puede realizarse de madrugada.

- Las interferencias en las rutas para el traslado de polo, puede requerirse por seguridad el corte temporal de líneas AT y MT u otro tipo de redes no eléctricas que se encuentren en la ruta.

- Riesgo de no disponibilidad inmediata de una unidad de transporte especial cuando ocurra la falla de un polo de transformador.

Que, señala además que con los polos existentes y los polos aprobados para las subestaciones Malvinas, Santa Rosa y Chillón se asegura que dichas subestaciones puedan contar con confiabilidad ante contingencia de algún polo de un banco de transformadores. Sin embargo, en la SET Huarangal no se cuenta con polo de reserva; Que, como sustento, EDELNOR presenta la evaluación económica de tres alternativas para la SET Huarangal 220/60 kV, cuyo resultado demuestra que la alternativa de polo de reserva para la SET Huarangal tiene el menor costo;

Que, por lo expuesto, EDELNOR solicita que se incluya en el Plan de Inversiones un polo de reserva adicional de 60 MVA para la SET Huarangal.


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Que, según el análisis realizado por Osinergmin en la etapa de publicación se concluyó que la mejor alternativa resultaba el uso de los polos de reserva en todas las subestaciones de 220/60 kV (ver Opinión 20 del Anexo 1 del Informe N° 341-2016-GRT correspondiente al Área de Demanda 7); dicha decisión se refuerza en el hecho de que en la evaluación presentada por EDELNOR en esta oportunidad, también se obtiene como alternativa económica el uso de polos de reserva; Que, en ese sentido, resulta pertinente incluir un polo de reserva de 60 MVA para la SET Huarangal en el Plan de Inversiones 2017-2021; Que, en consecuencia, este extremo del recurso de reconsideración, debe ser declarado fundado.

2.4 INCLUIR EN LOS FORMULARIOS DE INVERSIÓN UN TRANSFORMADOR 60/20/10 KV – 40 MVA PARA LA SET FILADELFIA


Que, EDELNOR menciona que en su propuesta reformulada de noviembre del año 2015 (Pág. 11.7) se solicitó la reprogramación de obras del Plan de Inversiones 2013-2017 para su incorporación en el Plan de Inversiones 2017-2021; además en el mismo documento se adjuntó la relación de elementos que se incorporan en el nuevo plan, donde se incluyó el transformador trifásico 60/20/10 kV – 40 MVA de la nueva SET Filadelfia; Que, asimismo, la recurrente menciona que Osinergmin en el formato F-302 del archivo “03-Inversion AD6_pub.xls” ya incluyó el transformador trifásico 60/20/10 kV – 40 MVA. (TP-060023010-040CO1E). Sin embargo, dicho elemento no ha sido incluido en el formato F-305 del archivo mencionado; Que, por lo señalado, EDELNOR solicita que se incluya en el formato F-305 la inversión de un transformador 60/20/10 kV – 40 MVA para la SET Filadelfia.


Que, luego de revisado el formulario F-302, se verifica que en dicho formato sí se ha considerado el transformador de potencia 60/20/10 kV – 40 MVA; sin embargo dicho elemento no se consignó en el formulario F-305, tal como lo menciona la recurrente; Que, en ese sentido, corresponde corregir el formulario F-305 con la inclusión del transformador de potencia 60/20/10 kV – 40 MVA en la SET Filadelfia; Que, en consecuencia, este extremo del recurso de reconsideración, debe ser declarado fundado.


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2.5 CAMBIAR LA SECCIÓN DE LAS LÍNEAS MIRADOR – BAYÓVAR Y MIRADOR – BAYÓVAR – ZARATE


Que, en relación a la línea 60 kV Mirador – Bayóvar, la recurrente señala lo siguiente:

- El tramo (1) de la línea Mirador – Bayóvar corresponde al desarrollo de una segunda terna con conductor AAAC de 300 mm2 que se colocará en la estructura existente de la LT 60 kV Mirador – Canto Grande, diseñada para secciones de AAAC 300 mm2.

- La capacidad de conducción de los tramos (2) y (3) de la línea Mirador - Bayóvar estarán limitados por la capacidad de conducción del tramo (1).

- La sección para el tramo (2) debe ser de AAAC 300 mm2 y para el tramo (3) cable XLPE CU 500 mm2.

Que, en relación a la línea 60 kV Mirador – Bayóvar – Zarate, EDELNOR indica lo siguiente:

- La capacidad de conducción del tramo (1) de doble terna, para el ingreso de la

SET Bayóvar a la línea Mirador – Zárate, estará limitado por la capacidad de los conductores de la línea Mirador - Zárate, dado que esta línea cuenta con tramos de conductor aéreo AAAC 300 mm2 y tramos de cable subterráneo XLPE CU 500 mm2.

- La sección para el tramo (1) de doble terna debe ser con cable XLPE CU 500 mm2.

Que, agrega que con el cambio propuesto se obtiene un menor costo; Que, por lo expuesto, EDELNOR solicita que se cambie las secciones de los proyectos mencionados.


Que, en relación a la línea 60 kV Mirador – Bayóvar, se verifica que las estructuras existentes del tramo (1) están preparadas para conductores de 300 mm2, por ello no es posible instalar conductores de 500 mm2. En ese sentido, resulta válido el cambio de sección de 500 mm2 por 300 mm2 en el tramo (1) y tramo (2); en el tramo (3) se debe considerar la sección de 500 mm2 (cable subterráneo) a fin de uniformizar la capacidad de la línea; Que, en relación a la línea 60 kV Mirador – Bayóvar – Zarate, el tramo subterráneo considerado en el Plan de Inversiones tiene una mayor capacidad que la red existente, que no se estaría utilizando plenamente; por ello resulta válido el cambio de sección del tramo subterráneo de 1200 mm2 a 500 mm2 a fin de uniformizar la capacidad de la línea; Que, respecto a la modificación de la longitud de los tramos de línea, EDELNOR no presentó los sustentos justificativos que permitan validar el cambio de longitud en cada tramo, por lo tanto no se considera la modificación de la longitud de los tramos


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aprobados en la publicación; Que, por lo expuesto, en el Plan de Inversiones corresponde cambiar los códigos modulares de los cuatro tramos señalados en el presente petitorio; Que, en consecuencia, este extremo del recurso de reconsideración, debe ser declarado fundado en parte.

2.6 INCLUIR EL SEGUNDO TRANSFORMADOR 60/20/10 KV – 40 MVA EN LA SET MALVINAS


Que, EDELNOR menciona que solo cuenta con un transformador de reserva 60/20/10 kV - 40 MVA para atender cualquier contingencia para el parque de transformadores en servicio de 40 MVA; sin embargo, por el incremento del parque vehicular en la ciudad de Lima, los tiempos de traslado para llevar un transformador entre dos subestaciones son cada vez mayores, sobre todo en subestaciones ubicadas en zonas céntricas de la Ciudad de Lima, como es el caso de la SET Malvinas, donde el tráfico vehicular es muy intenso; Que, agrega que el segundo transformador 60/20/10 kV - 40 MVA solicitado para la SET Malvinas por el criterio “N-1”, se requiere para dar confiabilidad a la carga industrial y comercial que se atenderá desde la SET Malvinas.


Que, bajo la normativa vigente, lo solicitado por EDELNOR carece de sustento dado que el criterio de N-1 en transformación no está establecido en la Norma Tarifas; Que, además, este petitorio fue analizado en la Opinión 20 del Anexo 1 del Informe N° 340-2016-GRT que forma parte de la RESOLUCIÓN, donde se concluyó que no corresponde incluir un transformador adicional en la SET Malvinas por criterio de confiabilidad (criterio N-1 en transformación); Que, no obstante, en esta oportunidad EDELNOR reitera su pedido sin anexar argumentos adicionales que permitan revisar la decisión tomada por el regulador en la etapa de publicación. Por ello, para este caso se mantiene lo resuelto en dicha etapa; Que, de otro lado, EDELNOR ya cuenta con transformador de reserva 60/20/10 kV de 40 MVA, que podría utilizarse en casos de emergencia, lo cual debería plasmarse en el Plan de Contingencia Operativo de Emergencia de la empresa EDELNOR, para asegurar la continuidad del suministro en caso de indisponibilidad de un transformador 60/20/10 kV de 40 MVA; Que, en consecuencia, este extremo del recurso de reconsideración, debe ser declarado infundado.


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2.7 RECONOCER UN MÓDULO DE SECCIONAMIENTO LONGITUDINAL DE 60 KV Y 220 KV EN LA SET MALVINAS


Que, EDELNOR menciona que la necesidad del seccionamiento longitudinal de barras en la subestación Malvinas se sustenta en los requerimientos de la norma IEC 62271-203 (Gas-insulated metal-enclosed switchgear for rated voltages above 52 kV), para garantizar la ampliación de nuevos módulos; por seguridad y continuidad de servicio de las instalaciones existentes, se debe considerar lo siguiente:

- Luego de la instalación de un módulo GIS y antes de su puesta en servicio, el módulo debe ser sometido a pruebas locales y de alta tensión para garantizar la integridad dieléctrica del equipamiento. La instalación de los módulos corresponden a nuevas ampliaciones, reparación y mantenimiento mayor.

- Durante la prueba dieléctrica de alta tensión en el sitio de instalación los módulos existentes adyacente al nuevo módulo y/o módulo reparado debe ser desenergizado y aterrado para prevenir descargas disruptivas.

Que, EDELNOR agrega que considerando los requerimientos de la norma IEC, el crecimiento por etapas de la SET Malvinas según el Plan de Inversiones, que los módulos GIS estarán sujetos a reparaciones y/o mantenimiento mayor, y para garantizar la continuidad de servicio del suministro de energía eléctrica a los clientes, se concluye en la necesidad imperativa de contar con el módulo de seccionamiento longitudinal de barras; Que, además manifiesta que, con el ingreso del segundo transformador 220/60 kV – 180 MVA en la SET Malvinas se completa la primera etapa de celdas 220 kV; según el Plan de Inversiones 2017-2021, para el año 2021, se tiene previsto el ingreso de dos líneas 220 kV Malvinas – Colmena para alimentar a la SET Colmena 220/20/10 kV. La disposición de estas dos nuevas celdas se ubican en la segunda etapa, por lo cual se requiere que la SET Malvinas cuente con seccionamiento longitudinal de 220 kV; Que, asimismo, la recurrente indica que con el ingreso de dos nuevas celdas 60 kV, una para el segundo transformador de 180 MVA (2017) y otra para la línea 60 kV Malvinas – Tacna (2019), se completa la primera etapa de celdas 60 kV de la SET Malvinas. Para la segunda etapa se requiere de dos celdas 60 kV, una para el cliente Línea Metro 2 (2018) y otra para la línea Malvinas – Pershing (2019), por lo cual se requiere que la SET Malvinas cuente con seccionamiento longitudinal de 60 kV; Que, por lo mencionado, EDELNOR solicita el reconocimiento en el Plan de Inversiones 2017-2021 de las celdas de seccionamiento longitudinal en la SET Malvinas (en 220 kV y 60 kV), pero que sin embargo actualmente estos elementos no se encuentran creados en los módulos estándares de inversión.


Que, es del caso señalar que para el requerimiento de nuevos módulos, EDELNOR debe sujetarse a lo establecido en la Norma “Procedimiento para la Actualización de la Base de Datos de Módulos Estándares de Inversión”, donde se establecen los medios, formas y plazos para la reestructuración de la Base de Datos de Módulos Estándares,


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aprobado mediante la Resolución N° 171-2014-OS/CD y que entró en vigencia a partir del 28 de agosto de 2014; Que, por ello, en el presente proceso no corresponde revisar, modificar o crear nuevos módulos; en tal sentido para la aprobación del Plan de Inversiones 2017-2021 se considerara sólo los elementos existentes en la Base de Datos de Módulos Estándares vigente; Que, de otro lado, desde el punto de vista del regulador, la celda de seccionamiento longitudinal recién es necesaria cuando se realiza la ampliación de celdas (segunda etapa), por lo que resulta razonable que su requerimiento se realice conjuntamente con la ampliación de nuevas celdas; Que, en ese sentido, se verifica que para el nivel de 60 kV se requiere el seccionamiento longitudinal dado que la ampliación de celdas 60 kV para la segunda etapa se dará en el período de vigencia del Plan de Inversiones 2017-2021 (ingreso de la línea 60 kV Malvinas – Pershing en el año 2019); Que, sin embargo, para el nivel 220 kV, se verifica que el seccionamiento longitudinal será necesario recién a partir del año 2021 como consecuencia del ingreso de la SET Colmena, por lo que corresponde evaluar su necesidad en el próximo proceso de aprobación del Plan de Inversiones o de ser el caso en la modificación del Plan de Inversiones 2017-2021; Que, en vista que en la Base de Datos de Módulos Estándares de Inversión no se tiene el código modular apropiado para este elemento (seccionamiento longitudinal 60 kV tipo GIS de doble barra), de manera preliminar se asignara el código modular “CE-060COU1C1ISBLA3”, que será actualizado en la oportunidad que corresponda presentar el Proyecto de Acta de Puesta en Servicio. Es importante mencionar que es responsabilidad de la empresa sustentar su pedido de reestructuración de los Módulos Estándares, en la oportunidad y forma prevista en la Norma “Procedimiento para la Actualización de la Base de Datos de Módulos Estándares de Transmisión” aprobada por Resolución N° 171-2014-OS/CD; Que, en consecuencia, este extremo del recurso de reconsideración, debe ser declarado fundado en parte.

2.8 INCLUIR EN EL PLAN DE TRANSMISIÓN 2017-2021 EL SOTERRAMIENTO DE TRAMOS DE LÍNEAS AÉREAS AT Y MAT


Que, EDELNOR como sustento menciona que las características generales de estos tramos son los siguientes:

- No cumplen con las distancias mínimas de seguridad. - Fueron regularizados por excepción, sin embargo, a futuro pueden presentar

riesgo por incumplimiento de terceros de incremento de altura o acción que viole la distancia de seguridad.

- Se ubican en zonas de alta afluencia de público tales como: lozas deportivas,


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instalaciones de alumbrado público, hospitales, centros comerciales, puentes peatonales, centros de diversión, locales nocturnos, banderolas, paneles, anuncios luminosos y estructuras metálicas para publicidad.

Que, agrega que los tramos de líneas a reubicar y modificar se presentan en la tabla consignada en su recurso, donde se indican las líneas actuales a modificar y la longitud afectada del tramo, como así también los módulos estándares de los tramos que se retiran y que se incorporan al sistema de subtransmisión; Que, señala además que en el Anexo 8 de su recurso se detalla la descripción de cada uno de los tramos de línea AT a reubicar y soterrar, así como también la necesidad y sustento de efectuar cada una de las obras solicitadas.


Que, conforme se indicó en el Informe N° 333-2016-GRT, que forma parte de la Resolución 104, corresponde a Edelnor la obligación legal de velar por el cumplimiento de las distancias mínimas de seguridad hacia sus redes, ello de conformidad con lo señalado en el literal e) del artículo 31° de la LCE, que establece que los concesionarios, deben cumplir con las disposiciones señaladas en el Código Nacional de Electricidad (CNE), siendo que el CNE Suministro 2011 determina como una de las obligaciones de las concesionarias, hacer respetar las distancias mínimas de seguridad. Que, el Procedimiento para la Supervisión de Deficiencias en Seguridad en Línea de Transmisión y en Zonas de Servidumbre aprobado por Resolución N° 264-2005-OS/CD4, establece que las situaciones de riesgo eléctrico deberán ser corregidas por la concesionaria, cumpliendo con las distancias mínimas de seguridad establecidas en el CNE; Que, lo anterior concuerda con lo indicado en el artículo 98° de la LCE, que establece que en caso sea necesario trasladar una instalación eléctrica que presta el servicio público de electricidad (como es el caso de una red de transmisión, que no cumple con las distancias mínimas de seguridad) los gastos que se originen por razones de cualquier orden, serán sufragados por quienes originen dicho traslado, lo que es concordante, con lo dispuesto en el artículo 1969° del Código Civil, el cual estipula que quien origine un daño a otro está obligado a indemnizarlo; Que, cabe reiterar que el ordenamiento jurídico otorga a esta empresa, los mecanismos necesarios para poder cumplir con la referida obligación en caso en algún momento, durante la prestación del servicio, sobrevenga un incumplimiento por acción de terceros, tal como se indica en la regla 012.B del CNE Suministro 20115;

4 9. Subsanación de situaciones de riesgo eléctrico. La concesionaria deberá corregir las situaciones de riesgo eléctrico de las líneas de transmisión que operen, sea que cuenten o no con Resolución de Servidumbre o que tengan tramos exceptuados, cumpliendo con las distancias mínimas de seguridad establecidas en el Código Nacional de Electricidad, así como con los respectivos sistemas de protección eléctrica.

5 Regla 012.B. El Titular es responsable frente al Estado y ante terceros respecto al cumplimiento de este Código,


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Que, de aceptarse el petitorio en los términos solicitados, se estaría exonerando a Edelnor de las obligaciones que la LCE y el CNE le imponen, esto es, se crearía un mecanismo que en la práctica, trasladaría los costos del traslado de instalaciones eléctricas por el cumplimiento de las distancias mínimas de seguridad a los usuarios del servicio, quienes no necesariamente son los responsables del incumplimiento que se desea subsanar;

Que, cabe añadir que el Plan de Inversiones se publicó el 31 de mayo de 2016, sobre la base de las disposiciones normativas vigentes, por lo que, las modificaciones incorporadas mediante Decreto Supremo N° 018-2016-EM, publicado el 24 de julio de 2016, no le resultan aplicables en esta etapa de recursos de reconsideración, toda vez que por mandato del artículo 103 de la Constitución las normas no tienen efectos retroactivos, por tanto, estas incorporaciones serán consideradas para el siguiente proceso de revisión del Plan de Inversiones, previo establecimiento de los criterios por Osinergmin;

Que, en consecuencia, este extremo del recurso de reconsideración, debe ser declarado infundado.

2.9 CAMBIAR LOS TRAMOS SUBTERRÁNEOS DE ENTERRADO DIRECTAMENTE A TIPO ENDUCTADO


Que, EDELNOR señala que las nuevas líneas subterráneas aprobadas en el Plan de Inversiones 2017-2021, están consideradas con módulos directamente enterrados, sin embargo resulta necesario que se cambie a módulos enductados. Los proyectos involucrados son los siguientes:

- Línea DT Filadelfia – Chavarría – Puente Piedra - Línea ST Filadelfia – Tomas Valle - Línea DT Huarangal – Comas - Línea ST Mirador Bayóvar - Línea DT Bayóvar – Mirador – Zarate - Línea ST Malvinas – Pershing - Línea DT Chavarría – Independencia

Que, agrega que las rutas de las líneas de transmisión subterránea, están sobre calles y avenidas que tienen alto tránsito, inclusive tránsito pesado, actividad comercial y con alta presencia peatonal, que involucra además un riesgo a la seguridad de terceros y potencial daño a otras instalaciones existentes (interferencias con otros servicios); en el Anexo 9 de su recurso adjunta los sustentos de justificación técnica de cada uno de los proyectos solicitados;

sea que lo haga por sí mismo o mediante Contratistas (o subcontratistas). El Contratista responde frente al Titular por el cumplimiento de este Código. En caso de incumplimientos originados por violaciones posteriores causados por terceros, el afectado deberá recurrir al uso de los dispositivos legales, y comunicar la transgresión al OSINERGMIN y a otras autoridades pertinentes involucradas en el tema en particular.


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Que, por lo expuesto, EDELNOR solicita que se cambie de módulos enterrados a módulos enductados de los proyectos antes mencionados.


Que, en base a la nueva información presentada en esta etapa (Anexo 9 del RECURSO), se verifica que los tramos subterráneos deben ser enductados, a fin de disminuir los riesgos de accidentes por parte de terceros y cumplir con las disposiciones municipales vigentes; Que, por lo tanto, corresponde cambiar los códigos modulares en la valorización de los tramos subterráneos de forma que represente a cables subterráneos tipo enductados. Para tal efecto, se considerará los códigos establecidos en la Base de Datos de Módulos Estándares de Inversión vigente; Que, respecto a la modificación de la longitud de los tramos de línea, EDELNOR no presentó los sustentos justificativos que permitan validar el cambio de longitud en cada tramo, por lo tanto no se considera la modificación de la longitud de los tramos aprobados en la publicación. No obstante, dichos cambios podrán sustentarse en la oportunidad que corresponda presentar el Proyecto de Alta de Puesta en Servicio, bajo el precepto de cambio de características, en concordancia con lo establecido en el numeral II).3 del literal f) del Artículo 139° del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas; Que, en consecuencia, este extremo del recurso de reconsideración, debe ser declarado fundado en parte.

2.10 RECONOCER DOS CELDAS DE SECCIONAMIENTO LONGITUDINAL GIS 60 KV PARA LA SET FILADELFIA


Que, EDELNOR señala que solicitó la aprobación de la subestación Filadelfia con tecnología GIS con configuración de doble barra (adjunta esquema en el Anexo 10 de su recurso); sin embargo, la subestación Filadelfia fue aprobada con tecnología tipo GIS de simple barra; Que, además, la recurrente menciona que la SET Filadelfia ingresará el año 2017 con tres celdas de línea 60 kV y una celda de transformador 60 kV; para esta cantidad de celdas se requiere en esta primera etapa de dos celdas longitudinales 60 kV, que permitan operar el sistema de barras 60 kV sin afectar las demás celdas por falla en algunas de las celdas GIS 60 kV; para la configuración GIS simple barra 60 kV, se ha considerado que luego de una celda de línea y de transformador debe de existir una celda longitudinal (se adjunta esquema en el Anexo 10 de su recurso);

Que, por lo expuesto, EDELNOR solicita el reconocimiento de dos celdas de

seccionamiento longitudinal 60 kV GIS para la SET Filadelfia, pero que sin embargo actualmente estos elementos no están definidos en los módulos de inversión.


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Que, para el requerimiento de nuevos módulos, EDELNOR debe sujetarse a lo establecido en la Norma “Procedimiento para la Actualización de la Base de Datos de Módulos Estándares de Inversión”, donde se establecen los medios, formas y plazos para la reestructuración de la Base de Datos de Módulos Estándares, aprobada mediante la Resolución N° 171-2014-OS/CD y que entró en vigencia a partir del 28 de agosto de 2014; Que, por ello, en el presente proceso no corresponde revisar, modificar o crear nuevos módulos; en tal sentido para la aprobación del Plan de Inversiones 2017-2021 se considerará sólo los elementos existentes en la Base de Datos de Módulos Estándares vigente; Que, no obstante, en base a la nueva información presentada se verifica que las instalaciones solicitadas son necesarias para la operación adecuada de la subestación Filadelfia, por lo que se considera pertinente incluir dos celdas de seccionamiento longitudinal en el Plan de Inversiones 2017-2021; sin embargo en la Base de Datos no se tiene el módulo apropiado para este elemento, por lo que de manera preliminar se asignará el código modular “CE-060COU1C1ISBLA3”, que será actualizado en la oportunidad que corresponda presentar el Proyecto de Acta de Puesta en Servicio. Es importante reiterar que es responsabilidad de la empresa sustentar su pedido de reestructuración de los Módulos Estándares, en la oportunidad y forma prevista en la Norma “Procedimiento para la Actualización de la Base de Datos de Módulos Estándares de Transmisión”; Que, en consecuencia, este extremo del recurso de reconsideración, debe ser declarado fundado en parte.

2.11 RECONOCER UNA CELDA DE SECCIONAMIENTO LONGITUDINAL GIS 60 KV PARA LA SET INDEPENDENCIA


Que, EDELNOR señala que solicitó la aprobación de la subestación Independencia con tecnología GIS con configuración de doble barra (adjunta esquema en el Anexo 11 del recurso); sin embargo, la subestación Independencia fue aprobada con tecnología tipo GIS simple barra; Que, además menciona que la SET Independencia ingresará el 2019 con dos celdas de línea 60 kV y una celda de transformador 60 kV; para esta cantidad de celdas se requiere en esta primera etapa una celda de seccionamiento longitudinal 60 kV, que permita operar el sistema de barras 60 kV sin afectar las demás celdas por falla en algunas de las celdas GIS 60 kV; para la configuración GIS simple barra 60 kV para las celdas de la SET Independencia, se ha considerado que luego de una celda de línea y de transformador debe de existir una celda de seccionamiento longitudinal (se adjunta esquema en el Anexo 11 de su recurso); Que, por lo expuesto, EDELNOR solicita el reconocimiento de una celda de seccionamiento longitudinal 60 kV GIS para la SET Independencia; pero que sin


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embargo actualmente estos elementos no están definidos en los módulos de inversión.


Que, para el requerimiento de nuevos módulos, EDELNOR debe sujetarse a lo establecido en la Norma “Procedimiento para la Actualización de la Base de Datos de Módulos Estándares de Inversión”, donde se establecen los medios, formas y plazos para la reestructuración de la Base de Datos de Módulos Estándares, aprobada mediante la Resolución N° 171-2014-OS/CD y que entró en vigencia a partir del 28 de agosto de 2014; Que, por ello, en el presente proceso no corresponde revisar, modificar o crear nuevos módulos; en tal sentido para la aprobación del Plan de Inversiones 2017-2021 se considerará sólo los elementos existentes en la Base de Datos de Módulos Estándares vigente; Que, no obstante, en base a la nueva información presentada se verifica que las instalaciones solicitadas son necesarias para la operación adecuada de la subestación Independencia, por lo que se considera pertinente incluir una celda de seccionamiento longitudinal en el Plan de Inversiones 2017-2021, sin embargo en la Base de Datos no se tiene el módulo apropiado para este elemento, por lo que de manera preliminar se asignará el código modular “CE-060COU1C1ISBLA3”, que será actualizado en la oportunidad que corresponda presentar el Proyecto de Acta de Puesta en Servicio. Es importante reiterar que es responsabilidad de la empresa sustentar su pedido de reestructuración de los Módulos Estándares, en la oportunidad y forma prevista en la Norma “Procedimiento para la Actualización de la Base de Datos de Módulos Estándares de Transmisión”; Que, en consecuencia, este extremo del recurso de reconsideración, debe ser declarado fundado en parte.

Que, se han emitido los informes N° 532-2016-GRT y N° 546-2016-GRT de la División de Generación y Transmisión Eléctrica y de la Coordinación Legal de la Gerencia de Regulación de Tarifas, respectivamente. Los mencionados informes 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 N° 27332, Ley Marco de los Organismos Reguladores de la Inversión Privada en los Servicios Públicos; en el Reglamento General de OSINERGMIN, aprobado por Decreto Supremo N° 054-2001-PCM; en el Decreto Ley N° 25844, Ley de Concesiones Eléctricas y en su Reglamento aprobado por Decreto Supremo N° 009-93-EM; en la Ley N° 27444, Ley del Procedimiento Administrativo General; así como en sus normas modificatorias y complementarias; y, Estando a lo acordado por el Consejo Directivo de Osinergmin en su Sesión N° 26-2016.


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SE RESUELVE: Artículo 1°.- Declarar fundados los extremos 1 c), 2, 3 y 4 del recurso de reconsideración interpuesto por Edelnor S.A.A. contra la Resolución N° 104-2016-OS/CD, por las razones señaladas en los numerales 2.1.2 literal c), 2.2.2, 2.3.2 y 2.4.2 de la parte considerativa de la presente resolución. Artículo 2°.- Declarar fundados en parte los extremos 5, 7, 9, 10 y 11 del recurso de reconsideración interpuesto por Edelnor S.A.A. contra la Resolución N° 104-2016-OS/CD, por las razones señaladas en los numerales 2.5.2, 2.7.2, 2.9.2, 2.10.2 y 2.11.2 de la parte considerativa de la presente resolución. Artículo 3°.- Declarar infundado los extremos 1 a), 1 b), 1 d), 6 y 8 del recurso de reconsideración interpuesto por Edelnor S.A.A. contra la Resolución N° 104-2016-OS/CD, por las razones señaladas en los numerales 2.1.2, literales a), b), y d), 2.6.2 y 2.8.2 de la parte considerativa de la presente resolución. Artículo 4°.- Declarar improcedente el extremo 1 e) del recurso de reconsideración interpuesto por Edelnor S.A.A. contra la Resolución N° 104-2016-OS/CD, por las razones señaladas en el numeral 2.1.2, literal e), de la parte considerativa de la presente resolución. Artículo 5°.- Incorpórese los Informes N° 532-2016-GRT y N° 546-2016-GRT, como parte integrante de la presente Resolución. Artículo 6°.- Las modificaciones en la Resolución N° 104-2016-OS/CD, Plan de Inversiones 2017 – 2021, como consecuencia de lo dispuesto en la presente resolución, serán consignadas en resolución complementaria. Artículo 7°.- La presente Resolución deberá ser publicada en el diario oficial El Peruano y consignada junto con los Informes a que se refiere el artículo 5° precedente en la página Web de Osinergmin: www.osinergmin.gob.pe.

JESÚS TAMAYO PACHECO Presidente del Consejo Directivo

Informe-No.0532-2016-GART.pdf

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RESOLUCIÓN DE CONSEJO DIRECTIVO … · demandas para Huaral y Chancay que se considera en los...

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