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GERENCIA DE REGULACIÓN DE TARIFAS

AV. CANADA N 1460 - SAN BORJA 224 0487 224 0488 - FAX 224 0491

Informe Nº 087-2018-GRT

Modificación de la Norma “Tarifas y Compensaciones para

Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas

Complementarios de Transmisión” (Publicación)

Lima, febrero de 2018

Osinergmin Informe Nº 087-2018-GRT

Informe de Sustento de la Modificación de la Norma Tarifas Página 1 de 52

Resumen Ejecutivo

Mediante Resolución N° 217-2013-OS/CD, se aprobó la norma “Tarifas y Compensaciones para Sistemas Secundarios de Transmisión (SST) y Sistemas Complementarios de Transmisión (SCT)”, en adelante “NORMA TARIFAS”, donde se establecieron los criterios y metodología para la elaboración de los estudios que sustenten las propuestas del Plan de Inversiones en Transmisión y de determinación de los Peajes y Compensaciones por el servicio de los SST y/o SCT. En base a la NORMA TARIFAS, mediante Resolución N° 104-2016-OS/CD y su modificatoria, se aprobó el Plan de Inversiones en Transmisión, correspondiente al período mayo 2017- abril 2021. Asimismo, luego de la aprobación del referido Plan de Inversiones, se publicó el 24 de julio de 2016, el Decreto Supremo N° 018-2016-EM (DS 018-2016), que modificó el Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas (RLCE) y el Reglamento de Transmisión (RT), incluyendo entre otros aspectos, que los estudios de planificación de la expansión del sistema podrán incluir instalaciones que se requieran para mejorar la confiabilidad y seguridad de las redes eléctricas, según los criterios que establezca Osinergmin. Así, antes del inicio del proceso de modificación del Plan de Inversiones 2017-2021, que deberá iniciar en el mes de mayo 2018, corresponde adecuar la NORMA TARIFAS a las modificaciones establecidas en el DS 018-2016; así como, incorporar aspectos necesarios para evaluar las solicitudes de modificación del Plan de Inversiones. Así, mediante Resolución N° 222-2017-OS/CD se dispuso la publicación, en el diario oficial El Peruano y en la página web de Osinergmin, del proyecto de resolución que aprueba la modificación de la NORMA TARIFAS1, conjuntamente con su exposición de motivos, el Informe Técnico N° 576-2017-GRT y el Informe Legal N° 570-2017-GRT, de la Gerencia de Regulación de Tarifas, para que las empresas titulares de los SST y SCT e interesados presenten sus opiniones y sugerencias a la misma dentro del plazo de 15 días calendarios. Dentro del referido plazo, se recibieron las opiniones y sugerencias de las empresas: Consorcio Eléctrico de Villacurí S.A.C. (Coelvisac), Sociedad Eléctrica del Sur Oeste S.A. (SEAL), ENGIE Energía Perú S.A. (Engie), Red de Energía del Perú S.A. (REP), Enel Distribución Perú S.A.A.(Enel), Electro

1 En el Informe N° 576-2017-GRT, se indicó que la presente propuesta de modificación a la Norma

Tarifas, corresponde solo al tema relacionado con la modificación del artículo 139 del RLCE a través del DS 018-2016, dejando pendiente para una próxima adecuación de la misma, lo relacionado a la revisión y actualización integral de los criterios establecidos para determinar el Plan de Inversiones en Transmisión y para la fijación de los Peajes y Compensaciones de los SST y SCT.



Dunas S.A.A. (Electrodunas), Luz del Sur S.A.A. (Luz del Sur) y CINERGY S.A.C. (Cinergy), parte de las cuales han sido parcialmente acogidas, conforme se muestran en el siguiente cuadro.

Empresas Número de

Comentarios Parcialmente

Acogidos No

Acogidos

Comentarios

sobre secciones no modificadas

(*)

Coelvisac 2 - 2 2

SEAL 2 - 2 -

Engie 1 - 1 -

REP 7 1 6 5

Enel 5 3 2 1

Electrodunas 2 1 1 1

Luz del Sur 4 1 3 1

Cinergy 1 - 1 -

(*) Comentarios que no están relacionadas con el objetivo del proyecto de modificación de la Norma Tarifas, por lo que no correspondió abordar su análisis en esta oportunidad.

De acuerdo con el análisis realizado en el Anexo A del presente informe, el mismo que ha tenido en cuenta las recomendaciones de la División de Supervisión de Electricidad y de la Gerencia de Políticas y Análisis Económico de Osinergmin, se concluye que es necesario modificar el proyecto de modificación, considerando las opiniones y sugerencias que resultaron pertinentes con los objetivos de la misma, según se resume a continuación:

Se precisa el numeral 12.3.4, con los aspectos referidos a la presentación de alternativas de solución por parte de los titulares de transmisión, para la mejora de la confiabilidad en los sistemas de transmisión críticos.

Se precisa que las propuestas de instalaciones a ser incluidas en el Plan de Inversiones por razones de seguridad, deberán ser presentadas por los titulares de transmisión remuneradas por la demanda.

Se precisa que las reprogramaciones de obras en curso, podrá ser evaluada adicionalmente, en casos de ocurrir eventos fortuitos y/o fuerza mayor, con el sustento correspondiente.

Se precisa que la llegada al almacén o lugar de la obra de cualquiera de los suministros que conforman los Elementos, aprobados en el Plan de Inversiones, corresponde a un hito para que un proyecto pueda ser considerado como una obra en curso.

En ese sentido, se recomienda aprobar y publicar la modificación de la NORMA TARIFAS, en la que se incluyan las adecuaciones indicadas.



INDICE

1. INTRODUCCIÓN................................................................................................................................ 4

1.1. ANTECEDENTES ...................................................................................................................................... 4 1.2. PUBLICACIÓN DEL PROYECTO DE RESOLUCIÓN ...................................................................................... 6

2. SUSTENTO DE LAS MODIFICACIONES PROPUESTAS A LA NORMA TARIFAS.............. 8

3. MODIFICACIONES A LA NORMA............................................................................................... 10

3.1. PRECISIÓN EN EL NUMERAL 5.8.2 .......................................................................................................... 10 3.2. CRITERIOS ADICIONALES EN NUMERAL 12.3 ......................................................................................... 11

4. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ............................................................................... 13

5. ANEXOS ............................................................................................................................................. 14

6. REFERENCIAS ................................................................................................................................. 52



1. Introducción

1.1. Antecedentes Al haberse producido cambios sustanciales en el régimen normativo, introducidos por la Ley Nº 288322 y el Decreto Supremo N° 027-2007-EM3, resultó necesario dejar sin efecto la norma “Criterios, Metodología y Formularios para la Presentación de Propuestas de los Sistemas Secundarios de Transmisión”, aprobada con Resolución N° 165-2005-OS/CD, y se aprobó una nueva norma (Resolución N° 023-2008-OS/CD), que estableció los criterios y metodologías para la determinación de los peajes y compensaciones por el servicio de transmisión de los Sistemas Secundarios de Transmisión (SST) y Sistemas Complementarios de Transmisión (SCT), en adelante “NORMA TARIFAS”. Posterior a ello, los Decretos Supremos N° 010-2009-EM y N° 021-2009-EM, entre otros aspectos, modificaron y complementaron el Artículo 139° del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas (RLCE), en lo referente a la determinación del Costo Medio Anual de los SCT, de la Liquidación Anual de Ingresos por las

2 El 23 de julio del año 2006, se publicó la Ley Nº 28832, “Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la

Generación Eléctrica”, la cual en su Capítulo Quinto reforma el marco legal para la transmisión eléctrica, creando el Sistema Garantizado de Transmisión y el Sistema Complementario de Transmisión, los cuales, por disposición de su Artículo 22°, constituyen las instalaciones del sistema de transmisión cuya entrada en operación se produce en forma posterior a la vigencia de dicha Ley; mientras que las instalaciones del Sistema Principal de Transmisión y Sistema Secundario de Transmisión, cuya puesta en operación fue anterior a la vigencia de la misma, son calificadas como tales por la Ley de Concesiones Eléctricas y su Reglamento.

3 Producto de la reformas ejecutadas por la Ley N° 28832, mediante el Artículo 2° del Decreto Supremo

N° 027-2007-EM se modificaron diversos artículos del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas, aprobado por Decreto Supremo N° 009-2003-EM, entre ellos el Artículo 139°, donde se establecen los criterios con los cuales se calculan las compensaciones y tarifas de transmisión a que se refieren los Artículos 44° y 62º de la Ley de Concesiones Eléctricas (sobre los Sistemas Secundarios de transmisión); así como, las compensaciones y tarifas del Sistema Complementario de Transmisión a que se refiere el Artículo 27° de la Ley N° 28832.



instalaciones de transmisión remuneradas por la demanda, así como a la inclusión en el procedimiento de regulación de los SST y SCT de una etapa previa de aprobación de los Planes de Inversión en Transmisión. Así, resultó necesario adecuar la NORMA TARIFAS a dichas modificaciones y, además, establecer con mayor precisión la etapa de aprobación de los Planes de Inversión en Transmisión y la de determinación de las Tarifas y Compensaciones por el servicio prestado a través de los SST y/o SCT, dicha adecuación se aprobó mediante la Resolución N° 050-2011-OS/CD. En forma posterior, mediante Decreto Supremo N° 014-2012-EM, publicado en el diario oficial El Peruano el 22 de mayo de 2012, se modificó y complementó nuevamente el Artículo 139° del RLCE, estableciendo entre otros aspectos: i) el cumplimiento obligatorio del Plan de Inversiones de SCT y la flexibilidad de revisarlo y actualizarlo durante el período tarifario vigente, ii) algunas precisiones para la determinación del CMA de los SCT y, iii) la precisión sobre la remuneración de los SST que a la fecha de entrada en vigencia de la Ley N° 28832 eran pagadas y/o usadas por el propio Titular y/o por Usuarios Libres. Asimismo, con base en las experiencias obtenidas en la fijación de las Tarifas y Compensaciones de los SST y SCT vigente y en su aplicación, también fue necesario precisar las condiciones de aplicación de los Peajes y Factores de Pérdidas Medias por componentes de la transmisión. Las mencionadas modificaciones se realizaron mediante Resolución N° 229-2012-OS/CD. Luego, con Resolución N° 217-2013-OS/CD se aprobó la nueva versión de la NORMA TARIFAS, en razón de que en la Resolución N° 229-2012-OS/CD, no se recogieron los cambios introducidos para la modificación del Plan de Inversiones. Mediante la Resolución N° 104-2016-OS/CD, publicada el 31 de mayo de 2016, se aprobó el Plan de Inversiones en Transmisión correspondiente al periodo 2017-2021; posterior a ello, mediante Resolución 193-2016-OS/CD, publicada el 04 de agosto de 2016, se remplazó el Plan de Inversiones en 2017-2021, por Área de Demanda y por cada titular que la conforma, a fin de contar con un solo documento que facilite su aplicación, interpretación y difusión entre usuarios y demás agentes del mercado eléctrico, incorporando además, las modificaciones correspondientes a lo resuelto como producto del análisis de los recursos de reconsideración presentadas contra la Resolución N° 104-2016-OS/CD. Estando en curso el mencionado proceso de aprobación del Plan de Inversiones 2017-2021, mediante Decreto Supremo N° 018-2016-EM (DS 018-2016), publicada el 24 de julio de 2016, se modificó el RLCE y el Reglamento de Transmisión (RT), donde entre otros aspectos, refiere que los estudios de planificación del Plan de Inversiones podrán incluir instalaciones que se requieran para mejorar la confiabilidad y seguridad de las redes eléctricas, según los criterios establecidos por Osinergmin.



Por otro lado, a fin de dar cumplimiento a lo establecido en el numeral VII) del literal d) del Artículo 139 del RLCE4, mediante Resolución N° 147-2017-OS/CD (año 2017), se incorporó una Tercera Disposición Transitoria a la Resolución N° 217-2013-OS/CD, a fin de establecer como única oportunidad para la presentación de propuestas de modificación del Plan de Inversiones 2017-2021, el mes de mayo de 2018 (los titulares de las Áreas de Demanda del 1 al 5), el mes de junio de 2018 (los titulares de las Áreas de Demanda del 6 al 10) y el mes de julio (los titulares de las Áreas de Demanda del 11 al 14). Cabe indicar que este cronograma será incorporado, próximamente, en la modificación de la Norma “Procedimiento para fijación de precios regulados” aprobado mediante Resolución N° 080-2012-OS/CD.

1.2. Publicación del Proyecto de Resolución Al tratarse de la modificación de una norma vigente, correspondió publicar en el diario oficial El Peruano y en la página Web de Osinergmin el Proyecto de Resolución que modifica la NORMA TARIFAS, a fin de recibir los comentarios y opiniones a que haya lugar, y que éstos sean analizados por Osinergmin, en cumplimiento de lo señalado en el Artículo 25° del Reglamento General de Osinergmin, aprobado por Decreto Supremo N° 054-2001-PCM, garantizando de esta forma la transparencia y predictibilidad de las acciones que el organismo regulador adopte para la regulación de los SST y SCT. Así, mediante Resolución N° 222-2017-OS/CD se dispuso la publicación, del proyecto de resolución que aprueba la modificación de la NORMA TARIFAS, conjuntamente con su exposición de motivos, el Informe Técnico N° 576-2017-GRT y el Informe Legal N° 570-2017-GRT, de la Gerencia de Regulación de Tarifas, para que las empresas titulares de los SST y SCT e interesados presenten sus opiniones y sugerencias a la misma, dentro del plazo de 15 días calendario. Dentro de dicho plazo, se recibieron las opiniones y sugerencias presentadas por las empresas: Consorcio Eléctrico de Villacurí S.A.C. (Coelvisac), Sociedad Eléctrica del Sur Oeste S.A. (SEAL), ENGIE Energía Perú S.A. (Engie), Red de Energía del Perú S.A. (REP), Enel Distribución Perú S.A.A.(Enel), Electro Dunas S.A.A. (Electrodunas), Luz del Sur S.A.A. (Luz del Sur) y CINERGY S.A.C. (Cinergy).

4 VII) En la eventualidad de ocurrir cambios significativos en la demanda proyectada de electricidad, o

modificaciones en la configuración de las redes de transmisión aprobadas por el Ministerio, o en las condiciones técnicas o constructivas, o por otras razones debidamente justificadas, respecto a lo previsto en el Plan de Inversiones vigente, el respectivo titular podrá solicitar a OSINERGMIN la aprobación de la modificación del Plan de Inversiones vigente, acompañando el sustento técnico y económico debidamente documentado. OSINERGMIN deberá emitir pronunciamiento, sustentado técnica y económicamente, en un plazo máximo de sesenta (60) días hábiles de presentada la solicitud de modificación. De aprobarse la modificación del Plan de Inversiones, las modificaciones a las tarifas y compensaciones correspondientes se efectuarán en la Liquidación Anual de ingresos siguiente a la fecha de puesta en operación comercial de cada instalación que conforma dicha modificación del Plan de Inversiones.

OSINERGMIN establecerá la oportunidad, los criterios y procedimientos para la presentación y aprobación de las modificaciones al Plan de Inversiones, las cuales deben seguir los mismos principios que los aplicados en la formulación del Plan de Inversiones.

(…)



Así, en el presente informe, se desarrolla el sustento de las modificaciones de la NORMA TARIFAS, considerando las opiniones y sugerencias que resultaron pertinentes con el objetivo de la misma, cuyo análisis de dichas opiniones y sugerencias, se desarrolla en el Anexo A del presente informe, en cumplimiento del artículo 3 de la Resolución N° 222-2017-OS/CD.



2. Sustento de las modificaciones propuestas a la Norma Tarifas

El Plan de Inversiones aprobado mediante la Resolución N° 104-2016-OS/CD se publicó el 31 de mayo de 2016, sobre la base de las disposiciones normativas vigentes, así, las modificaciones incorporadas mediante DS 018-2016, publicado el 24 de julio de 2016, no le resultaron aplicables durante las etapas del proceso de aprobación del Plan de Inversiones; sin embargo, estas incorporaciones serían consideradas en el siguiente proceso de revisión del Plan de Inversiones. En esa línea, a través del DS 018-2016 se ha facultado a las empresas concesionarias a incluir dentro de sus estudios del Plan de Inversiones, las instalaciones que requieran para mejorar la confiabilidad y seguridad de las redes eléctricas, sobre el cual, se ha dispuesto que sea Osinergmin el encargado de establecer los criterios de confiabilidad y seguridad que se debe incorporar para la expansión del sistema de transmisión. Tal es así, que dentro de la décimo tercera disposición complementaria transitoria del referido DS 018-2016, se indica que Osinergmin, dentro de sus competencias, deberá elaborar aquellos dispositivos legales que complementen lo señalado por el presente Reglamento. Ante ello, debido que el proceso de modificación del Plan de Inversiones 2017-2021 deberá iniciar en el mes de mayo del año 2018, de acuerdo con Resolución N° 147-2017-OS/CD, con la presentación del sustento técnico y económico debidamente documentado por parte de los respectivos titulares, cabe la posibilidad que, dentro de dicho proceso de modificación, las empresas soliciten inversiones necesarias para mejorar la confiabilidad y seguridad de las redes eléctricas. Por lo que resulta prioritaria la adecuación de la NORMA TARIFAS a las modificaciones del Artículo



139 del RLCE establecidas por el indicado DS 018-2016. En ese sentido, los principales cambios propuestos, que toman en consideración aquellas opiniones y sugerencias enviadas por los interesados, se mencionan a continuación. - Se incorpora que el análisis de alternativas de las instalaciones de transmisión

en alerta, será efectuado por las empresas titulares de transmisión, con el propósito de mejorar la confiabilidad en sus sistemas de transmisión críticos. Asimismo, en caso, las empresas no presenten la relación de sus instalaciones críticas, la División de Supervisión de Electricidad de Osinergmin, propondrá alternativas de solución, las mismas que serán objeto de evaluación durante el proceso de aprobación del Plan de Inversiones.

- Se incorpora que, en determinadas condiciones de riesgo, se incluyan instalaciones en el Plan de Inversiones en Transmisión, a fin de mejorar la seguridad en las redes eléctricas, presentadas por los titulares de transmisión remuneradas por la demanda, y deben estar relacionadas exclusivamente a las líneas de los SST, lo cual, será validado por la División de Supervisión de Electricidad de Osinergmin.

Por otro lado, sobre la base de las experiencias obtenidas en el proceso de aprobación del Plan de Inversiones y modificatorias, también resultó necesario precisar en esta oportunidad, las condiciones necesarias que ameritan una solicitud de modificación del Plan de Inversiones, como es el caso de las obras en curso. Para ello, se precisa lo que se debe entender por “obra en curso”, situación que originaba diversas interpretaciones en los agentes. Por tanto, se establece que se trata de aquella obra que por lo menos ha cumplido con la suscripción del contrato de ejecución de obra, o con la llegada al almacén o lugar de la obra de cualquiera de los suministros que conforman los Elementos aprobados en el Plan de Inversiones.



3. Modificaciones a la Norma

Se presentan la modificación de la norma, tomándose en cuenta las siguientes consideraciones:

Las partes a ser retiradas o modificadas se presentan tachadas en el texto original y las adiciones introducidas se presentan subrayadas en el texto propuesto.

La transcripción del mismo texto original obedece a una nueva numeración del mismo.

Cuando no se transcribe un texto original, es porque mantiene su redacción

3.1. Precisión en el numeral 5.8.2 A efecto de precisar cuando el titular de transmisión debe solicitar una modificación del Plan de Inversiones a la Gerencia de Regulación de Tarifas de Osinergmin y cuando una reprogramación de obras en curso a la División de Supervisión de Electricidad de Osinergmin, se propone la siguiente modificación: Texto Original:

“5.8.2 Una reprogramación de obras en curso (postergación) no amerita una solicitud de modificación del Plan de Inversiones vigente, debiendo estos casos ser solicitados a la Gerencia de Fiscalización Eléctrica de OSINERGMIN, que evaluará y aprobará los cambios, con base en el sustento documentado que deberá presentar el Titular correspondiente para cada caso.”

Texto Propuesto:

“5.8.2 Una reprogramación de obras en curso (referida a solicitudes de postergación) no ameritará una solicitud de modificación del Plan de Inversiones vigente, debiendo estos casos ser solicitados a la División de Supervisión de Electricidad de OSINERGMIN, la misma que evaluará y



aprobará los cambios de lo programado, en una única oportunidad durante el periodo tarifario vigente, sobre la base del sustento documentado que deberá presentar el Titular correspondiente para cada caso. Sólo se evaluarán solicitudes adicionales de reprogramación en los casos de eventos fortuitos y/o fuerza mayor, debidamente sustentados.

Se entenderá como una obra en curso, la que al menos ha cumplido con uno de los siguientes hitos:

a. Suscripción del Contrato de Ejecución de Obra, que se encuentre en vigencia e incluya el respectivo cronograma de pago.

b. Llegada al almacén o lugar de la obra de cualquiera de los suministros que conforman los Elementos aprobados en el Plan de Inversiones que corresponda.

3.2. Criterios adicionales en numeral 12.3 A fin de dar cumplimiento con lo establecido en el DS 018-2016, se realizará modificaciones en el numeral 12.3 de la NORMA TARIFAS, de acuerdo a lo siguiente: Texto Original:

“12.3 Criterios de Confiabilidad

12.3.1. Con base en una estadística de fallas de los Elementos existentes, se deberá justificar la necesidad de redundancia bajo el criterio N-1 para la transmisión que atienda una demanda superior a los 30 MW.

12.3.2. Para las instalaciones que son asignadas al Área de Demanda 15 (demanda nacional), en lo que al tema de confiabilidad concierne, se deberá tomar en cuenta la norma “Criterios y Metodología para la elaboración del Plan de Transmisión” establecida por el Ministerio de Energía y Minas.

12.3.3. Para las demás instalaciones no se consideran redundancias, excepto en los casos que existan razones de calidad y confiabilidad debidamente sustentadas.”

Texto Propuesto:

“12.3 Criterios de Confiabilidad y Seguridad

12.3.1. Se considerará redundancia bajo el criterio N-1, para la transmisión que atienda una demanda superior a los 30 MW, salvo en los casos que se justifique y se sustente de forma documentada que no es necesaria dicha redundancia, dentro del proceso de aprobación del Plan de

Inversiones correspondiente.

12.3.2. Para las instalaciones que son asignadas al Área de Demanda 15 (demanda nacional total), respecto al tema de confiabilidad, se deberá tomar en cuenta la norma “Criterios y Metodología para la elaboración



del Plan de Transmisión” aprobada por el Ministerio de Energía y Minas, mediante Resolución Ministerial N° 129-2009-MEM/DM y modificatorias.

12.3.3. Para las demás instalaciones no se consideran redundancias, excepto en los casos que existan razones de calidad y confiabilidad debidamente sustentadas.

12.3.4. Para los sistemas eléctricos calificados por la División de Supervisión de Electricidad de Osinergmin como sistemas de transmisión críticos, las empresas titulares presentarán alternativas de solución con el propósito de mejorar la confiabilidad en sus respectivos sistemas. En caso los titulares no presenten propuestas para todos o alguno de sus sistemas de transmisión críticos, de manera supletoria, la División de Supervisión de Electricidad de Osinergmin propondrá alternativas técnicas para estos sistemas. Estas alternativas serán revisadas durante el proceso de aprobación del Plan de Inversiones o su modificación, y serán notificadas a las partes interesadas para el descargo correspondiente dentro de un plazo que no podrá ser menor a 10 días hábiles.

12.3.5. En el caso de propuestas de instalaciones a ser incluidas en el Plan de Inversiones por razones de seguridad, éstas deberán ser presentadas por los titulares de transmisión remunerados por la demanda, y deberán corresponder a las líneas de los SST, referidas exclusivamente a la seguridad pública, donde se den cualquiera de las siguientes condiciones de riesgo.

o Líneas del SST que no cumplan con las distancias de seguridad (DS) establecidas en el Código Nacional de Electricidad - Suministro 2011, o aquel que lo sustituya.

o Líneas del SST que no cumplan con los anchos mínimos de faja

de servidumbre, establecidos en la Tabla 219 del Código Nacional de Electricidad - Suministro 2011, o aquel que lo sustituya.

Las evaluaciones de estos aspectos, serán realizadas por la División de

Supervisión de Electricidad de Osinergmin, la que validará y/o propondrá la relación de Elementos a incluirse en un Plan de Inversiones o en su modificación.



4. Conclusiones y Recomendaciones

Con base en el análisis realizado en las secciones anteriores, se recomienda aprobar y publicar la modificación de la Norma: “Tarifas y Compensaciones para Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios de Transmisión”, cuya última versión fue aprobada por Resolución N° 217-2013-0S/CD.

[sbuenalaya]

rqe/lchb



5. Anexos

En el Anexo A, se desarrollan el análisis de las opiniones y sugerencias enviadas por los interesados al proyecto de resolución que aprueba la modificación de la NORMA TARIFAS.



Anexo A Análisis de las Opiniones y Sugerencias



Anexo A Análisis de las Opiniones y Sugerencias

En este Anexo se describe el análisis efectuado por Osinergmin a las opiniones y sugerencias presentadas por los interesados a la publicación del proyecto de resolución que aprobó la norma “Tarifas y Compensaciones para Sistemas Secundarios de Transmisión (SST) y Sistemas Complementarios de Transmisión (SCT)”, en adelante “Norma Tarifas”.

Cabe señalar que, diversos análisis de las opiniones y sugerencias, han sido desarrollados por la División de Supervisión de Electricidad de Osinergmin, en temas de su competencia.

AA..11 AAnnáálliissiiss ddee OOppiinniioonneess yy SSuuggeerreenncciiaass ddeell

CCoonnssoorrcciioo EEllééccttrriiccoo ddee VViillllaaccuurríí SS..AA..CC.. La presente sección contiene el análisis de los comentarios presentados por la empresa Consorcio Eléctrico de Villacurí S.A.C. (en adelante “Coelvisac”), mediante carta CEV N° 2393-2017/GG.GG, recibido el día 13 de diciembre de 2017.

Por otro lado, mediante carta CEV N° 0113-2018/GG.GG, Coelvisac envió comentarios adicionales al proyecto de resolución que aprueba la Norma Tarifas; sin embargo, estos no son considerados por haberse presentado fuera de plazo. Asimismo, se debe señalar que esos comentarios no se encuentran relacionado con los temas materia de modificación, detallados en el proyecto de resolución.

A.1.1 Comentario 1

a) Opiniones y Sugerencias

Coelvisac manifiesta que en el numeral 1.4.1 de la "Norma Técnica para la Coordinación de la Operación en Tiempo Real de los Sistemas Interconectados", aprobada por Resolución Directoral N° 014-2005-DGE, se señala que los distribuidores con una demanda menor o igual a 30 MW no están obligados a contar con un Centro de Control. No obstante, esta excepción no es perdurable puesto que la demanda de energía eléctrica generalmente se incrementa en el tiempo.

Agrega que por esta razón se hace necesario la regulación de este aspecto, a fin que las pequeñas empresas distribuidoras, cuya demanda eléctrica atendida haya superado los 30 MW posteriormente a la emisión de la Ley N° 28832, puedan dar cumplimiento a esta disposición de innovación tecnológica para una eficiente operación y control de sus instalaciones que garantice una prestación del servicio con mayor seguridad, calidad y continuidad. En este sentido, Coelvisac propone incorporar en la Norma Tarifas el siguiente numeral:



“12.2.2 Para el caso de pequeñas empresas distribuidoras que posteriormente a la emisión de la Ley N° 28832 hayan superado los 30 MW como demanda atendida, en cumplimiento de lo establecido en el numeral 1.4.1 de la "Norma Técnica para la Coordinación de la Operación en Tiempo Real de los Sistemas Interconectados" se considerará la implementación de un centro de control y su sistema de telecomunicaciones asociado, en tanto y en cuanto cuenten con instalaciones hasta un nivel mínimo de 60 kV”.

b) Análisis de Osinergmin

Esta opinión no está relacionada con el objetivo del proyecto de modificación de la Norma Tarifas, por lo que no corresponde abordar su análisis en esta oportunidad.

Cabe señalar que en el Informe N° 576-2017-GRT que sustenta el presente proyecto de modificación de la Norma Tarifas, se ha indicado que las modificaciones están referidas a los temas que tienen que ver con el DS 018-2016, dejando pendiente para una próxima adecuación de la Norma Tarifas, lo relacionado a la revisión y actualización integral de los criterios establecidos para determinar el Plan de Inversiones en Transmisión y para la fijación de los Peajes y Compensaciones de los SST y SCT, como las que se mencionan en el presente comentario.

c) Conclusión

Por las razones dadas en el análisis anterior, no se acoge esta opinión.

A.1.2 Comentario 2


La empresa señala que en algunos casos existe diferencia entre la proyección de la demanda utilizada en los procedimientos de aprobación del Plan de Inversiones llevados a cabo por Osinergmin y la que un titular estima con base en el conocimiento del mercado eléctrico que atiende, haciendo que en determinados casos el titular decida la implementación de un transformador de mayor capacidad al reconocido en el Plan de Inversiones, ya sea por razones de limitación de espacio para la implementación progresiva de transformadores en paralelo o por razones económicas ya que transformadores en paralelo implican mayores costos por las nuevas celdas de transformación que se necesitaría implementar con sus sistemas de medición, control y protección correspondientes.

Manifiesta que, estos casos técnica y económicamente justificados, corroborados con los registros de demanda correspondientes, ameritan sean debidamente regulados a fin de garantizar al titular la recuperación de su inversión conforme lo establece la Ley de Concesiones Eléctricas. En este sentido, Coelvisac propone agregar el siguiente numeral en la Norma Tarifas:

“16.7 Para el caso de transformadores de potencia reconocidos con una capacidad menor a su capacidad real, a partir de la fecha en que



la demanda que atiende supere dicha capacidad inicialmente reconocida se considerará el costo total del transformador en la determinación de las inversiones, siempre y cuando la capacidad inicialmente reconocida no sea menor al 50% de su real capacidad y no haya transcurrido más de 15 años desde su puesta en servicio.

Para considerar el costo total del transformador, se reconocerá un costo incremental equivalente a la diferencia entre el módulo estándar correspondiente al de la capacidad real del transformador y el módulo estándar correspondiente al de la capacidad inicialmente reconocida, ambos determinados mediante la aplicación de la Base de Datos de Módulos Estándares de Inversión en Transmisión vigente en la fecha de su puesta en servicio, para finalmente actualizar este costo incremental mediante la fórmula de actualización que también será fijada para el efecto”.


Esta opinión no está relacionada con el objetivo del proyecto de modificación de la Norma Tarifas, por lo que no corresponde abordar su análisis en esta oportunidad, por las razones expuestas en el literal b) del comentario A.1.1).

c) Conclusión

Por las razones dadas, no se acoge esta opinión.

AA..22 AAnnáálliissiiss ddee OOppiinniioonneess yy SSuuggeerreenncciiaass ddee

SSoocciieeddaadd EEllééccttrriiccaa ddeell SSuurr OOeessttee SS..AA.. La presente sección contiene el análisis de los comentarios presentados por la empresa Sociedad Eléctrica del Sur Oeste S.A. (en adelante “SEAL”), mediante carta SEAL-GG/TEP-02325-2017, recibido el día 15 de diciembre de 2017.

A.2.1 Comentario 1


SEAL manifiesta que para la puesta en operación comercial de un Elemento aprobado en el Plan de Inversiones; bajo la modalidad vigente, las empresas del sector público deben "Ejecutar un Proyecto de Inversión” bajo la normativa del Invierte.pe, que sin ser limitativo consiste principalmente en ir ejecutando las siguientes etapas, que pueden ocasionar retrasos por agentes externos a la empresa:

Etapas de estudios de pre-inversión:

Proceso de convocatoria para la elaboración del perfil (bajo el ámbito de la Ley de Contrataciones del Estado).

Elaboración del Estudio de Perfil a cargo del Consultor.

Cambio de normatividad. Ejemplo del SNIP a Invierte.pe.



Evaluación del Perfil a cargo de las Unidades Formuladoras.

Etapa de estudios de inversión;

Proceso de convocatoria para la elaboración del expediente técnico y estudios complementarios. Ley de Contrataciones del Estado.

Elaboración del Expediente Técnico a cargo del Consultor.

Elaboración de los Estudios Ambientales a cargo del Consultor.

Evaluación de los Estudios Ambientales a cargo de la Autoridad Ambiental competente.

Saneamiento de servidumbre con propietarios privados, concesiones mineras, zonas de reserva del Estado, entre otros.

Adquisición de terrenos con particulares o trámites de cesión en uso de terrenos del Estado con los Gobiernos Locales o Regionales.

Evaluación del expediente de Inexistencia de Restos Arqueológicos a cargo del INC.

Evaluación de los estudios de pre-operatividad y de Operatividad a cargo del COES.

Etapa de ejecución de obra:

Proceso de convocatoria para la ejecución y supervisión de la obra. Ley de Contrataciones del Estado.

Ejecución de la obra a cargo del consultor.

Retrasos originados por fuerza mayor.

De lo anterior, SEAL indica que los retrasos motivados por agentes externos para poner en operación un Elemento del Plan de Inversiones no solo se produce durante la ejecución de la “obra en curso" (etapa final de todo el proceso para poner en operación un proyecto de inversión) sino desde la etapa de estudios de pre-inversión y estudios de inversión (requisitos normativos que se tiene que cumplir antes del inicio de la obra).

Agrega que, este es un proceso real que se debería tener en cuenta, por lo que considera, que la reprogramación no debe referirse solo a las "obras en curso”, sino, a la "Reprogramación de los proyectos en curso".

Complementariamente, señala que existen casos donde intervienen otros agentes, por ejemplo, el COES, para aprobar el estudio de operatividad, pudiendo ser observado en más de una ocasión, lo cual, genera retrasos involuntarios que no es responsabilidad de la empresa encargada de ejecutar el Plan de Inversiones.

En tal sentido, SEAL sugiere que la reprogramación también sea admitida, cuando la empresa administrada demuestre la gestión realizada para la implementación del Plan de Inversiones en plazos razonables, sustentando los retrasos que hayan sido originados por otros agentes.

Asimismo, señala que existen casos que las puestas en operación de los Elementos están programadas para el año 2017 o 2018, donde la demanda no ha crecido como se esperaba y que, por retrasos por causas de agentes externos a nivel de estudios, no se ha iniciado la ejecución de obra y bajo el



esquema actual de la norma no se podría solicitar la reprogramación, siendo pasivos de sanciones por parte de Osinergmin.

Por lo expuesto, SEAL propone modificar el numeral 5.8.2 según el siguiente texto:

"5.8.2 Una reprogramación durante la ejecución de los proyectos en curso (postergación) no amerita una solicitud de modificación del Plan de Inversiones vigente, debiendo estos casos ser solicitados como máximo una vez al año a la División de Supervisión de Electricidad de OSINERGMIN, la misma que evaluará y aprobará los cambios de lo programado, sobre la base del sustento documentado que deberá presentar el Titular correspondiente para cada caso.

Se entenderá como proyecto en curso, la que al menos ha cumplido con uno de los siguientes hitos:

a. Suscripción del Contrato de Elaboración de Estudios de Pre Inversión.

b. Suscripción de Contratos de Elaboración de Estudios de Inversión: Expediente Técnico, Estudios Ambientales, Expediente de C/RA, Estudio de Pre-Operatividad y Operatividad, Gestión de Saneamiento de Servidumbre y Adquisición de Terrenos.

c. Suscripción del Contrato de Ejecución de Obra. d. Suscripción del Contrato de Adquisición de Suministro”.


Al respecto, debemos aclarar que, el objetivo del numeral 5.8.2 del proyecto de modificación, es básicamente que las reprogramaciones requeridas para los Elementos aprobados en un Plan de Inversiones, no sean canalizadas a través de la modificación de dicho Plan, sino a través de la División de Supervisión de Electricidad de Osinergmin (DSE), siempre y cuando, sean obras ya en curso.

Posterior a ello, la DSE evaluará cada caso y de corresponder, aprobará las solicitudes de reprogramación. Dicho de otra forma, a través de este numeral, no se trata de detallar y/o discutir todas las causales que podrían originar retrasos y por ende solicitar una reprogramación de obras en curso, dado que ello será materia de evaluación posterior, por parte de la DSE, en la oportunidad que corresponda.

Asimismo, a fin de esclarecer cuando una obra es considerada en curso, se ha añadido dos hitos importantes, que deberá cumplirse cualquiera de ellas y tienen que ver con: i) la suscripción del contrato de ejecución de la obra o ii) Llegada al lugar de la obra de cualquiera de los suministros que conforman los Elementos aprobados en un Plan de Inversiones. Con ello, las empresas Distribuidoras no tendrían confusión de solicitar una reprogramación de obras en curso o una solicitud de modificación del Plan de Inversiones.

En ese sentido, no es materia del contenido del numeral 5.8.2 del proyecto de modificación, sentar causales que podrían originar retrasos en la ejecución de las obras, dado que los mismos, serían analizados por la DSE de Osinergmin,



en la oportunidad que corresponda, conforme se describe en los párrafos precedentes. Por ello, no corresponde realizar las modificaciones propuestas por SEAL.

Sin perjuicio de lo anterior, señalamos lo siguiente:

En la normativa del nuevo “invierte.pe”, cada entidad tiene que contar con el órgano resolutivo, oficina, unidades formuladoras y unidades ejecutoras de inversiones, por lo que no depende de otro agente externo.

Los hitos a) y b) propuestos por SEAL que corresponden a la etapa de Estudios de Pre Inversión y Estudios de Inversión no garantizan de manera independiente la ejecución de la obra ni el inicio y término de ella, como si lo hace el Contrato de Ejecución de Obra; sino que son requisitos normativos que se tienen que cumplir antes del inicio de la obra, como también afirma SEAL.

Por otro lado, SEAL pone como ejemplo al COES, el cual tiene como función el aprobar los estudios de operatividad, y en ocasiones realiza observaciones a éstos, lo que generaría retrasos en la ejecución de las obras del Plan de Inversiones; sin embargo, las observaciones del COES se dan por no cumplir estrictamente con sus procedimientos técnicos, lo cual es responsabilidad de la empresa concesionaria, así como, el tiempo que emplea en subsanarlas.

c) Conclusión


A.2.2 Comentario 2


SEAL señala que, en razón de los criterios de Confiabilidad y Seguridad, las empresas distribuidoras poseen transformadores de potencia de similares características, pero de pequeñas potencias instaladas principalmente en sistemas eléctricos pequeños.

Agrega que, en caso de contingencia, estos transformadores pequeños no cuentan con una reserva aprobada en el Plan de Inversiones, lo que dificulta la adquisición por parte de las empresas distribuidoras del sector público.

Como ejemplo indica que, para la SET Punta Colorada 60/13,2 kV – 4 MVA y SET Chuquibamba 60/23 kV - 4 MVA, se requiere contar con un transformador de potencia de 60/22,9/13,2 kV, como mínimo de 4 MVA para contingencia.

Por lo expuesto, SEAL precisa que, por contingencia y continuidad del servicio, contemplado en la norma vigente bajo el esquema del criterio N-1, se debe considerar el agrupamiento de transformadores de potencia pequeños y de similares características, lo cual permitiría dar una solución eficiente al caso mencionado; asimismo, se debería contar con transformadores de reserva de similares características, dado que SEAL supera con amplitud la demanda mínima requerida para el criterio N-1, no



solo en el ámbito de las líneas de transmisión, sino también en el ámbito de los transformadores.


Al respecto, debemos indicar que SEAL no presenta el sustento que permita verificar que la aplicación del criterio N-1 en transformadores, de forma generalizada en el planeamiento de la red de transmisión, resulta técnica y económicamente apropiado.

Asimismo, debemos señalar que de aplicarse el criterio N-1 en transformadores (criterio determinístico) de forma generalizada se tendría una red sobredimensionada y se incurriría en sobrecostos. Por ello, resulta pertinente que la aplicación del criterio N-1 en transformadores esté ligado a evaluaciones técnico-económicos (estudio de confiabilidad), a fin de optimizar la cantidad de transformadores de reserva (no solo el tamaño, sino también, la ubicación de la misma). Cabe indicar que el criterio descrito es coherente con lo establecido en el numeral 12.3.3 de la Norma Tarifas vigente.

Además, el referido criterio ya fue utilizado en el proceso de aprobación del Plan de Inversiones 2017-2021 por algunas empresas concesionarias, donde presentaron sus estudios con las evaluaciones y sustentos correspondientes para justificar el pedido de transformadores de reserva.

En ese sentido, el criterio establecido en el numeral 12.3.3 de la Norma Tarifas vigente es adecuado y suficiente para justificar la redundancia de otras instalaciones distintas a líneas de transmisión, como es el caso de los transformadores. No obstante, corresponde precisar que la justificación, para sustentar que en ciertos sistemas no corresponde la redundancia, tiene que presentarse dentro del proceso de aprobación del Plan de Inversiones,

c) Conclusión



EENNGGIIEE EEnneerrggííaa PPeerrúú SS..AA.. La presente sección contiene el análisis de los comentarios presentados por la empresa ENGIE Energía Perú S.A. (en adelante “Engie”), mediante correo electrónico recibido a las 17:14 horas del día 14 de diciembre de 2017.

A.3.1 Comentario 1


Engie solicita modificar el numeral 12.3.2 de la siguiente manera:

“12.3.2 Para las instalaciones que son asignadas al Área de Demanda 15 (demanda nacional total), respecto al tema de confiabilidad, este será verificado por OSINERGMIN se deberá tomando tomar en cuenta



la norma “Criterios y Metodología para la elaboración del Plan de Transmisión” aprobada por el Ministerio de Energía y Minas.”

Como sustento Engie señala que la precisión es necesaria debido a que el proyecto de modificación de la norma no establece al responsable de verificar la confiabilidad en las instalaciones asignadas al Área de Demanda 15.


Al respecto, debemos señalar que, bajo la normativa vigente, Osinergmin aprueba el Plan de Inversiones en transmisión, y para ello, revisa las propuestas de las empresas concesionarias y verifica el cumplimiento de los criterios establecidos en la Norma Tarifas. Asimismo, según numeral 17.2 del Reglamento de Transmisión, Osinergmin tiene el encargo de verificar el cumplimiento de las políticas y criterios establecidos por el Ministerio de Energía y Minas (Resolución Ministerial N°129-2009-MEM-DM) en la elaboración y actualización del Plan de Transmisión, modificado recientemente mediante Resolución Ministerial N° 051-2018-MEM/DM.

En ese sentido, resulta redundante la propuesta de Engie, debido a que esta función de verificación ya lo realiza Osinergmin.

c) Conclusión



RReedd ddee EEnneerrggííaa ddeell PPeerrúú SS..AA.. La presente sección contiene el análisis de los comentarios presentados por la empresa Red de Energía del Perú S.A. (en adelante “REP”), mediante correo electrónico recibido a las 11:32 horas del día 15 de diciembre de 2017.

A.4.1 Comentario 1


REP solicita modificar el artículo 12.3.1 del proyecto de modificación de la Norma Tarifas, proponiendo el siguiente texto modificado, donde se subraya lo agregado.

“12.3.1 Se considerará redundancia bajo el criterio N-1, para la transmisión que atienda una demanda superior a los 30 MW, salvo en los casos que se justifique y se sustente de forma documentada que no es necesaria dicha redundancia. Para la selección de esta redundancia se podrá plantear proyectos de instalación de nuevas líneas de transmisión, equipos de transformación, así como nuevas tecnologías (almacenamiento, centrales de generación entre otras), para lo cual se seleccionará la mejor alternativa técnica y económicamente factible.”



Como sustento REP señala que, en el Perú existen redes eléctricas de alta tensión con naturaleza radial, a las cuales la propuesta de instalación de una redundancia N-1 por un circuito de diferente recorrido hace muy difícil su ejecución respecto a la superación de aspectos ambientales, sociales y/o geográficos para la atención oportuna de la demanda. En ese sentido, se requiere la aplicación de nuevas tecnologías tales como: el almacenamiento eléctrico o la instalación de plantas de generación fija o móvil en los extremos de las subestaciones que requieren este tipo confiabilidad.

Asimismo, esta propuesta permitirá incentivar la aplicación de nuevas tecnologías competitivas y mejorar la confiabilidad de los sistemas eléctricos.

Por lo tanto, es necesaria la precisión y adición de párrafos adicionales al artículo 12.3.1 que permitan la integración de nuevas tecnologías al Plan de Inversiones.


Al respecto, si bien, la redundancia en líneas de transmisión bajo el criterio de N-1, podría definirse tomando en cuenta diversas alternativas que garanticen la continuidad de suministro ante una contingencia, estas deben corresponder a las tecnologías que guarden compatibilidad con los Módulos Estándares de Osinergmin5. Cabe señalar que dichas tecnologías se definen en cada proceso de reestructuración de los Módulos Estándares.

Asimismo, las tecnologías definidas en la Base de Datos de los Módulos Estándares, guardan relación con la definición del Plan de Inversiones, descrita en el numeral V) del literal a) del artículo 139 del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas, donde señala que, el Plan de Inversiones debe estar constituido por un conjunto de instalaciones de transmisión requeridas que entren en operación dentro de un periodo tarifario.

En ese sentido, dentro del Plan de Inversiones no podrían aprobarse para su remuneración plantas de generación fijas o móviles, conforme lo propuesta de REP, dado que ello no está motivado dentro de la normativa descrita en los párrafos anteriores. Es por ello que, mediante el criterio determinístico, se establece de manera directa la redundancia en líneas de transmisión, para la transmisión que atienda una demanda superior a los 30 MW, salvo en los casos que se justifique y se sustente de forma documentada que no es necesaria dicha redundancia.

Por otro lado, no se considera redundancia para los transformadores de potencia, dado que ello originaría una red sobredimensionada y se incurriría en sobrecostos; por ello, resulta pertinente que para el caso de transformadores se realice evaluaciones técnico - económicos (estudio de confiabilidad), a fin de optimizar la cantidad de transformadores de reserva, su tamaño y ubicación

5 Numeral 10.1 de la Norma Tarifas: Debe considerarse los siguientes aspectos principales en los

ESTUDIOS de planeamiento que sirvan para la definición del Plan de Inversiones:

- Definición de las tecnologías aplicables que guarden compatibilidad con los Módulos Estándares publicados por OSINERGMIN.

(…)



Por lo descrito, no resulta adecuado incluir la propuesta de REP en el numeral 12.3.1, dado que conforme se encuentra redactada, guarda coherencia con otras normativas de mayor rango, y cubre la necesidad de dotar de confiabilidad al sistema que se justifica siempre y cuando atienda a una demanda superior a 30 MW.

c) Conclusión


A.4.2 Comentario 2


REP solicita modificar el numeral 12.3.4 del proyecto de resolución, proponiendo el siguiente texto modificado donde se subraya lo agregado.

“12.3.4 El diagnóstico y evaluación de las instalaciones de transmisión en alerta (instalaciones críticas), será efectuado por la División de Supervisión de Electricidad de Osinergmin, la que propondrá alternativas técnicas para mejorar la confiabilidad del sistema eléctrico al que pertenece la instalación evaluada. Estas alternativas serán revisadas durante el proceso de aprobación del Plan de Inversiones o su modificación, y serán notificadas a los titulares de transmisión para el descargo correspondiente dentro de un plazo que no podrá ser menor a 10 días hábiles, siempre y cuando no hayan sido propuestas por dichos titulares dentro del referido Plan de Inversiones. Asimismo, los titulares de transmisión estarán facultados de poder presentar los casos de instalaciones críticas no previstas en el Plan de Inversiones y proponer alternativas de solución, las cuáles serán presentadas a la División de Supervisión de Electricidad para su incorporación a dicho plan. Estas alternativas, dadas las condiciones de criticidad de estas instalaciones, su ejecución podrá ser autorizada mediante Resolución de Osinergmin e incorporada de manera extensiva al Plan de Inversiones fin de cumplir con la urgencia y superar la criticidad del caso. De la misma forma, de existir un acuerdo partes, el titular de la instalación de transmisión podrá ceder mediante una reasignación la ejecución de algunos proyectos a otro titular. Esta reasignación deberá ser aprobada mediante resolución de Osinergmin.”

Como sustento REP señala que, debido a la criticidad de algunas instalaciones de transmisión que podrían presentar racionamientos, afectaciones a la seguridad u otros aspectos, se deberían ejecutar soluciones inmediatas, por lo cual, debería implementarse un mecanismo que permita incorporar de manera extensiva al Plan de Inversiones dichas soluciones, con lo que se evitaría problemas de criticidad inmediata en estas instalaciones.



También indica que, debido a la dificultad de algunos titulares para ejecutar los proyectos, estos mediante acuerdo de partes, podrían ceder parte de proyectos críticos a otros titulares de transmisión. Siendo esta reasignación del proyecto incorporado por Osinergmin al Plan de Inversiones.


Al respecto, cabe señalar que se han realizado modificaciones al numeral 12.3.4 de la Norma Tarifas, con la intención de precisar los aspectos referidos a la presentación de alternativas de solución para la mejora de la confiabilidad en los sistemas de transmisión críticos por parte de los titulares, y de manera supletoria, por la DSE de Osinergmin. El nuevo texto es el siguiente.

“12.3.4…

Para los sistemas eléctricos calificados por la División de Supervisión de Electricidad de Osinergmin como sistemas de transmisión críticos, las empresas titulares presentarán alternativas de solución con el propósito de mejorar la confiabilidad en sus respectivos sistemas. En caso los titulares no presenten propuestas para todos o alguno de sus sistemas de transmisión críticos, de manera supletoria, la División de Supervisión de Electricidad de Osinergmin propondrá alternativas técnicas para estos sistemas. Estas alternativas serán revisadas durante el proceso de aprobación del Plan de Inversiones o su modificación, y serán notificadas a las partes interesadas para el descargo correspondiente dentro de un plazo que no podrá ser menor a 10 días hábiles.

…

“

Con la modificación al texto realizado, se esclarece que la División de Supervisión de Electricidad de Osinergmin, quién realiza el diagnóstico y evaluación de las instalaciones de transmisión en alerta (instalaciones críticas), solo propondrá alternativas técnicas de solución, en los casos donde sus respectivos titulares, hayan incumplido en presentarlas.

En relación a la propuesta de incluir de manera extensiva al Plan de Inversiones las soluciones a los sistemas de transmisión críticos, dicha inclusión se realizará en los procesos que corresponden a la aprobación del Plan de Inversiones y su modificatoria.

Respecto a la dificultad de algunos titulares para ejecutar los proyectos, y que por ello, estos sean cedidos mediante acuerdo de partes, a otros titulares de transmisión; debemos señalar que, esta opinión no está relacionada con el objetivo del proyecto de modificación de la Norma Tarifas, por lo que no corresponde abordar su análisis en esta oportunidad.

Cabe señalar que en el Informe N° 576-2017-GRT, que forma parte de la Resolución que publicó el proyecto, se ha indicado que, en dicho informe se sustentan las modificaciones a la Norma Tarifas, referidas a los temas que tienen que ver con el DS 018-2016, dejando pendiente para una próxima adecuación de la misma, lo relacionado a la revisión y actualización integral



de los criterios establecidos para determinar el Plan de Inversiones en Transmisión y para la fijación de los Peajes y Compensaciones de los SST y SCT.

c) Conclusión

Por lo expuesto en el análisis anterior, se acoge parcialmente esta opinión, dado que motiva la precisión del texto del numeral 12.3.4, pero no necesariamente en el sentido propuesto.

A.4.3 Comentario 3


REP solicita modificar el numeral 5.8.1, proponiendo el siguiente texto modificado, donde se subraya lo agregado.

“5.8.1 Las solicitudes de modificación del Plan de Inversiones vigente deben ceñirse a las razones establecidas en el numeral VII) del Literal d) del Artículo 139° del Reglamento de la LCE. Estas solicitudes además podrán ser solicitadas en relación a la revisión de la proyección de la demanda y de los factores de pérdidas, con lo cual se actualizarán los peajes y compensaciones, así como los respectivos factores de pérdidas conforme al artículo 5.10.”

Como sustento REP señala que, los constantes cambios en el crecimiento de la demanda de energía eléctrica tanto localizada (Áreas de Demanda: 1- 14) como la demanda nacional (Área de Demanda 15), han estado sufriendo cambios significativos respecto a las proyecciones iniciales, lo cual hace necesario la actualización de las proyecciones de la demanda, el recalculo de peajes y compensaciones, así como de los factores de pérdidas. Estos valores se ven afectados por la reprogramación de ejecución de inversiones y/o cambios en la demanda, los que deberán ser actualizados correspondientemente.

Por lo tanto, sugiere, una modificación del artículo antes mencionado que permitan una revisión y actualización oportuna de la proyección de la demanda, de los factores de pérdidas, de los cálculos de peajes y compensaciones.



c) Conclusión




A.4.4 Comentario 4


REP solicita modificar el artículo 5.8.1 de la Norma Tarifas, añadiendo los numerales 5.8.3.g y 5.8.4-1, donde se subraya lo agregado.

“5.8.3.g. Se realizará la actualización de la proyección de la demanda, de los factores de pérdidas y los peajes y compensaciones originados por la modificación del Plan de Inversiones.”

“5.8.4-1. En la oportunidad de la modificación del Plan de Inversiones,

el titular de la instalación de transmisión podrá ceder, mediante un acuerdo partes, la reasignación la ejecución de algunos proyectos a otro titular de transmisión para su ejecución.”

Como sustento REP señala que, los constantes cambios en el crecimiento de la demanda de energía eléctrica tanto localizada (Áreas de Demanda: 1- 14) como la demanda nacional (Área de Demanda 15), han estado sufriendo cambios significativos respecto a las proyecciones iniciales, lo cual hace necesario la actualización de las proyecciones de la demanda, el recalculo de peajes y compensaciones, así como de los factores de pérdidas. Estos valores se ven afectados por la reprogramación de ejecución de inversiones y/o cambios en la demanda, los que deberán ser actualizados correspondientemente.

Añade que, debido a diversos factores los titulares de transmisión no logran completar la ejecución de la totalidad de sus proyectos, por lo que mediante un acuerdo de partes debería poder reasignarse la ejecución de proyectos de inversión específicos. Esta reasignación deberá ser aprobada por el Osinergmin en la oportunidad de la modificación del Plan de Inversiones.

Por lo tanto, sugiere, una modificación de los artículos antes mencionados que permitan una revisión y actualización oportuna de la proyección de la demanda, de los factores de pérdidas, de los cálculos de peajes y compensaciones y la posibilidad de resignación de proyectos de inversión en el proceso de modificación del Plan de Inversiones.



c) Conclusión




A.4.5 Comentario 5


REP solicita modificar el artículo 14 de la Norma Tarifas, adicionando los numerales 14.7 y 14.8, donde se subraya lo agregado.

“14.7. El plazo para abonar la compensación mensual es de siete días calendario contabilizados desde la entrega de la facturación mensual del servicio.”

“14.8. El no cumplimiento del plazo establecido en el numeral 14.7 del

presente artículo, al representar una ruptura en la cadena de pagos, podrá dar lugar al inicio de un proceso administrativo sancionador por parte del Osinergmin, sin perjuicio de la aplicación de los intereses moratorios y compensatorios, así como otros procesos administrativos y judiciales que correspondan por la falta de pago. Asimismo, el Osinergmin desarrollará un procedimiento correctivo que asegure el correcto flujo de la cadena de pagos, garantizando la recaudación de las Tarifas que permita cubrir los costos de transmisión conforme a la Ley.”

Como sustento sobre la propuesta de incluir el numeral 14.7) dentro del artículo 14 de la Norma Tarifas, señala que, así como el Decreto Supremo N° 009-93-EM “Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas” en su Título VI “Prestación del Servicio Público de Electricidad”, establece plazos e incluso la posibilidad de intimar en mora a los que no cumplan con dicho plazo, debemos tener en cuenta que se requiere una adecuación como la expuesta. En ese sentido, indicamos que el artículo 136 del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas estable que los pagos relacionados al sistema principal de transmisión se deben hacer efectivos dentro de los siete (7) días calendarios siguientes a la notificación del COES.

Indica que los plazos de pago por parte de los agentes por el sistema de transmisión son muy diversos y amplios, lo que ocasiona desorden y diferencias importantes en los flujos de ingresos de las empresas.

Asimismo, muestra como ejemplo, dos cuadros de estadística de las diferencias en días y montos asociados de facturas entre la fecha de emisión y la fecha de pago por los SST/SCT.



Cuadro 1. Cantidad de Facturas según desfase entre fecha de emisión de factura y fecha de pago

Cantidad Facturas pagadas, según:

Desfase desde emisión de factura hasta la fecha de pago

Mes De 0-7 días De 8-15 días De 16-30 días Más de 30 días

Enero 10 24 11 5

Febrero 12 16 7 12

Marzo 15 17 10 5

Abril 19 18 18 5

Mayo 18 14 9 5

Junio 16 19 12 16

Julio 18 31 19 14

Agosto 16 15 10 5

Setiembre 13 19 9 2

Octubre 18 11 11 2

Total 155 184 116 71

29% 35% 22% 13%

Cantidad total de facturas emitidas: 526 Fuente: Sistema de facturación de la Empresa Red de Energía del Perú (SST Demanda)

Cuadro 2. Montos acumulados de Facturas según desfase entre fecha de emisión de factura y

fecha de pago

Monto Acumulado (miles de soles) en facturas, según:

Desfase desde emisión de factura hasta la fecha de pago

Mes De 0-7 días De 8-15 días De 16-30 días Más de 30 días

Enero 379.6 4,011.1 378.2 35.5

Febrero 428.2 3,466.0 137.0 521.8

Marzo 929.3 3,124.6 527.2 247.3

Abril 1,137.9 2,788.5 639.7 199.2

Mayo 854.9 1,965.8 1,238.0 436.9

Junio 1,066.5 2,832.4 419.5 109.9

Julio 808.3 2,844.5 413.3 425.7

Agosto 939.5 2,242.4 1,092.7 81.5

Setiembre 1,250.1 2,495.2 390.0 61.3

Octubre 1,431.3 2,218.5 488.0 55.3

Total 9,225.5 27,988.9 5,723.5 2,174.4

20% 62% 13% 5%

Monto acumulado total de facturas emitidas: 45,112.3 Miles de soles Fuente: Sistema de facturación de la Empresa Red de Energía del Perú (SST Demanda)

Añade, que conforme se puede apreciar del Cuadro 1, en el periodo de enero - octubre 2017, existen un total de 526 facturas, de las cuales: 155 facturas (29%) han sido pagadas dentro de los siete (7) primeros días calendarios, 184 facturas (35%) han sido pagadas entre los siete (7) y quince (15) primeros días calendarios y existen más de 150 facturas (35%) con fecha de pago posteríos a los 15 primeros días calendario, referidos desde la fecha de emisión de la factura.

Este último grupo de facturas (con fecha de facturación posterior a 15 días calendario desde la fecha de emisión de la factura) representa cerca del 20% de la facturación total del periodo. Esto significa que por ejemplo en el mes de mayo de 2017 se ha tenido un monto de más de 1,5 millones de soles con un desfase de pago superior a 15 días calendario. Como se puede observar, este desfasamiento de recaudación afecta negativamente los ingresos mensuales esperados de las empresas.



Por lo tanto, se requiere y solicita la inclusión en la normativa del establecimiento de fechas de pago límite por parte de los agentes, propuesto como un plazo de siete (7) días calendario posterior a la notificación de la facturación mensual que emita la empresa correspondiente.

Por otro lado, como sustento sobre la propuesta de incluir el numeral 14.8) dentro del artículo 14 de la Norma Tarifas, REP señala que, debido a que en la normativa actual no se cuenta con un mecanismo que proteja a los agentes por la falta de cumplimiento de pago y/o ruptura de la cadena de pagos, por lo cual requiere la implementación de un marco normativo que proteja y evite tener repercusiones de gran magnitud.

En ese sentido, en el caso de incumplimiento de cadena de pago, el Osinergmin efectuará la calificación y supervisión de inicio del proceso de reasignación de pago. Este proceso, deberá suspender la asignación de pago y su redistribución hacia el resto de agentes. Cabe indicar que finalizado el proceso se deberá efectuar una liquidación entre los agentes. Esta normativa permitirá la protección del cumplimiento de pago entre los agentes, así como la disposición de multas o penalidades sobre el caso.

Por lo tanto, requiere y solicita, la inclusión y establecimiento de la normativa antes expuesta para la protección de los agentes ante la ruptura de la cadena de pagos entre los agentes.



c) Conclusión



EEnneell DDiissttrriibbuucciióónn PPeerrúú SS..AA..AA.. La presente sección contiene el análisis de los comentarios presentados por la empresa Enel Distribución Perú S.A.A. (en adelante “Enel”), mediante carta GRyRI-201-2017, recibida el 15 de diciembre de 2017.

A.5.1 Comentario 1


Enel haciendo mención a la modificación propuesta en el numeral 5.8.2 de la Norma Tarifas, presente un comentario general y otro específico, donde señala lo siguiente.

Nuestra sugerencia principal a este proyecto es que aborde la problemática de los casos en los que las empresas culminan las instalaciones de acuerdo a lo señalado en el Plan de Inversiones (incluso las instalaciones son puestas



en tensión) pero debido a causas externas, los clientes no toman carga. En estos casos resulta imposible cumplir con las fechas establecidas para la puesta en servicio de las instalaciones, pero ello no significa que existan incumplimientos de las empresas que deban ser sancionados.

Este proyecto al eliminar la posibilidad de reprogramar más de una vez, dificulta el manejo de estos casos en la práctica, perjudicando gravemente a las empresas de distribución que quedan expuestas a multas.

Asimismo, añade que, a partir de la experiencia en varios casos reales, hemos identificado que existen casos en los cuales las instalaciones ya se encuentran culminadas e incluso tensionadas, pero por razones ajenas al titular no se toma carga. En estos casos, para efectos de la fiscalización de Osinergmin las empresas se encuentran en incumplimiento, y son sujetas al pago de multas injustificadas por no cumplir con las fechas de puesta en servicio señaladas en el Plan de Inversiones.

Considera que la situación antes descrita no debe ocurrir, puesto que, según indica, en estos casos, las empresas cumplen con ejecutar las instalaciones, pero por razones externas, la puesta en servicio no se lleva a cabo, y por tanto no deberían corresponder sanciones.

Por ello, propone que se incluya como excepción para permitir reprogramaciones los casos en los cuales las instalaciones se encuentran culminadas y tensionadas, y el cliente no toma carga por razones externas a la empresa.

Adicionalmente, señala que estas modificaciones a la norma, respecto a la reprogramación de obras en curso, se deben aplicar a partir del 2018.

De acuerdo a lo anterior, propone el siguiente texto modificado, donde se subraya lo agregado.

“5.8.2 Una reprogramación de obras en curso (postergación) no amerita una solicitud de modificación del Plan de Inversiones vigente, debiendo estos casos ser solicitados a la División de Supervisión de Electricidad de Osinergmin, la misma que evaluará y aprobará los cambios de lo programado, en una única oportunidad durante el periodo tarifario vigente, excepto en los casos en los cuales las instalaciones se encuentran culminadas y tensionadas, y no se toma carga por razones externas al Titular. En estos casos la División de Supervisión de Osinergmin permitirá las reprogramaciones que correspondan. La evaluación de las reprogramaciones se realizará sobre la base del sustento documentado que deberá presentar el Titular correspondiente para cada caso.

(…)”


Al respecto, debemos señalar que, el origen de la problemática de los Elementos (celdas) que no toman carga, estaría más relacionado con aquellos Elementos construidos para atender cargas exclusivamente de



clientes particulares y no regulados; lo cual no es especificado por la opinante. Al respecto, cabe señalar que, la implementación de instalaciones eléctricas para atender exclusivamente cargas de clientes particulares, serán construidas por cuenta y riesgo del titular o por el cliente libre, y no podría formar parte del Plan de Inversiones. En ese sentido, no resulta adecuado considerar la propuesta de Enel.

No obstante, se precisa que es posible evaluar solicitudes adicionales de reprogramación, durante el período tarifario, siempre y cuando sea por razones de caso fortuito y/o fuerza mayor, tales como servidumbre, conflictos sociales, entre otros, debidamente sustentados para su revisión y validación por la DSE de Osinergmin. De acuerdo a ello, el numeral 5.8.2 quedaría redactado de la siguiente manera, donde el texto subrayado es lo que se agrega, respecto al texto propuesto en el proyecto de modificación.

“5.8.2…

Una reprogramación de obras en curso (postergación) no ameritará una solicitud de modificación del Plan de Inversiones vigente, debiendo estos casos ser solicitados a la División de Supervisión de Electricidad de OSINERGMIN, la misma que evaluará y aprobará los cambios de lo programado, en una única oportunidad durante el periodo tarifario vigente, sobre la base del sustento documentado que deberá presentar el Titular correspondiente para cada caso. Sólo se evaluarán solicitudes adicionales de reprogramación en los casos de eventos fortuitos y/o fuerza mayor, debidamente sustentados.

(…)

Por otro lado, debemos precisar que las modificaciones a la Norma Tarifas, respecto a la reprogramación de las obras en curso, se aplicarán a partir del día siguiente de su publicación. Al respecto, cabe señalar que las solicitudes efectuadas por los titulares, deben realizarse al término del período (año) en evaluación, para que los nuevos plazos aprobados por la DSE de Osinergmin, de ser el caso, sean tomados en cuenta cuando se evalúe el cumplimiento del Plan de Inversiones en Transmisión.

c) Conclusión

Por las razones dadas en el análisis anterior, se acoge parcialmente esta opinión, dado que motiva la precisión del texto del numeral 5.8.2, pero no necesariamente conforme lo requerido por la opinante.

A.5.2 Comentario 2


Enel haciendo mención a la modificación propuesta en el numeral 12.3.1 de la Norma Tarifas, señala que, además de las líneas de transmisión, se debe incluir redundancia bajo el criterio N-1 para la transformación.



Agrega que, en el caso de la transformación para las instalaciones existentes, se debe establecer un plan gradual a largo plazo a ser propuesto por el Titular para el cambio del criterio de N a N-1.

Indica que, la situación más crítica se presenta en las subestaciones MAT/AT con un solo transformador, ante su salida del servicio por falla o mantenimiento programado ocasiona sobrecargas múltiples en líneas AT y transformadores de otras Subestaciones MAT/AT. La situación de considerar polos de reserva no evita el rechazo de carga y la salida de servicio de una gran cantidad de usuarios de varios distritos de la capital.

Asimismo, señala que, las Subestaciones MAT/AT que cuentan con más de dos transformadores deberán realizarse la evaluación de redundancia por N-1 con propuestas de solución que se desarrollen gradualmente a largo plazo, tomando en cuenta que se requiere evaluar capacidad de diseño de las Subestaciones y/o el requerimiento de nuevas Subestaciones MAT/AT.

En el caso de los transformadores AT/MT, señala que, también se requiere confiabilidad N-1, sin embargo, para no sobredimensionar la capacidad de transformación AT/MT, se deberá tomar en cuenta para la confiabilidad N-1, la capacidad de traslados de carga en la red MT entre Subestaciones AT/MT cercanas. Adicionalmente, el desarrollo del criterio N-1 se realizará en forma gradual a largo plazo, considerando que se debe evaluar la capacidad de diseño de las Subestaciones AT/MT y/o el requerimiento de nuevas subestaciones AT/MT.


“12.3.1 Se considerará redundancia bajo el criterio N-1, para líneas y transformadores de transmisión que atiendan una demanda superior a los 30 MW, salvo en los casos que se justifique y se sustente de forma documentada que no es necesaria dicha redundancia. En el caso de transformadores existentes, la aplicación de redundancia es gradual a largo plazo”.


El análisis efectuado en el literal b) del comentario A.2.2) es válido también para este análisis.

c) Conclusión


A.5.3 Comentario 3


Enel haciendo mención al nuevo texto propuesto a través del numeral 12.3.4 del proyecto de modificación de la Norma Tarifas, señala que, las evaluaciones, diagnósticos y alternativas que los titulares analizan para la



elaboración del Plan de Transmisión se realizan con mucha anticipación al inicio del proceso de aprobación del mismo (aproximadamente entre 12 a 18 meses antes). Por ello, solicitamos que las alternativas que proponga la División de Supervisión de Electricidad, no se presenten en el proceso de aprobación del Plan de Inversiones, sino con mayor tiempo de anticipación, a fin de poderlas evaluar en un plazo razonable.

De acuerdo a ello, solicita que, en los casos en los cuales Osinergmin proponga alternativas técnicas para mejorar la confiabilidad, éstas sean presentadas con una anticipación no menor a un año del inicio del proceso de aprobación del Plan de Inversiones. Asimismo, solicita precisar que las propuestas que se podrían presentar por la División de Supervisión de Electricidad, tengan concordancia con los criterios establecidos en el procedimiento (artículos 10,11 y 12).


“12.3.4. El diagnóstico y evaluación de las instalaciones de transmisión en alerta (instalaciones críticas), será efectuado por la División de Supervisión de Electricidad de Osinergmin, la que podrá proponer alternativas técnicas para mejorar la confiabilidad del sistema eléctrico al que pertenece la instalación evaluada. Estas alternativas se efectuarán considerando los criterios establecidos en los artículos 10,11 y 12 y serán revisadas durante el proceso de aprobación del Plan de Inversiones o su modificación. y serán notificadas a los titulares de transmisión para el descargo correspondiente dentro de un plazo que no podrá ser menor a 10 días hábiles, siempre y cuando no hayan sido propuestas por dichos titulares dentro del referido Plan de Inversiones.

El diagnostico, evaluación y propuestas efectuado por la División de Supervisión de Electricidad de Osinergmin deberán ser enviados a los Titulares con una anticipación no menor de un año al inicio del proceso de aprobación de los Planes de Inversión. Los Titulares deberán sustentar la inclusión o no de las alternativas presentadas en el proceso de aprobación del Plan de Inversiones o su modificación”.


Al respecto, cabe señalar que se han realizado modificaciones al numeral 12.3.4 de la Norma Tarifas, con la intención de precisar los aspectos referidos a la presentación de alternativas de solución para la mejora de la confiabilidad en los sistemas de transmisión críticos por parte de los titulares, y de manera supletoria, por la DSE de Osinergmin. El nuevo texto es el siguiente.

“12.3.4…

Para los sistemas eléctricos calificados por la División de Supervisión de Electricidad de Osinergmin como sistemas de transmisión críticos, las empresas titulares presentarán alternativas de solución con el propósito de mejorar la confiabilidad en sus respectivos sistemas. En caso los titulares no presenten propuestas para todos o alguno de sus sistemas de transmisión críticos, de manera supletoria, la División de Supervisión



de Electricidad de Osinergmin propondrá alternativas técnicas para estos sistemas. Estas alternativas serán revisadas durante el proceso de aprobación del Plan de Inversiones o su modificación, y serán notificadas a las partes interesadas para el descargo correspondiente dentro de un plazo que no podrá ser menor a 10 días hábiles.

…”

Con la modificación al texto realizado, se esclarece que la División de Supervisión de Electricidad de Osinergmin, quién realiza el diagnóstico y evaluación de las instalaciones de transmisión en alerta (instalaciones críticas), solo propondrá alternativas técnicas de solución, en los casos donde sus respectivos titulares, hayan incumplido en presentarlas.

Respecto a los plazos que la opinante sugiere para que la DSE de Osinergmin, remita a las empresas las alternativas analizadas y considere los criterios establecidos en la normativa, para este fin; cabe señalar que, el estudio para la aprobación del Plan de Inversiones, debe ser preparado de manera obligatoria por los titulares de las instalaciones de transmisión remuneradas por la demanda, conforme se establece en el numeral V) del literal a) del artículo 139 del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas. Por ello, la obligación recae en los titulares de transmisión y no en el regulador, que de manera adicional, velará que se hayan presentado todas las propuestas para dar solución a los sistemas de transmisión críticos.

c) Conclusión

Por lo expuesto en el análisis anterior, se acoge parcialmente esta opinión, dado que motiva la precisión del texto del numeral 12.3.4 pero no necesariamente en el sentido propuesto.

A.5.4 Comentario 4


Enel haciendo mención al nuevo texto propuesto a través del numeral 12.3.5 del proyecto de modificación de la Norma Tarifas, sugiere se precise que, se trata de propuestas presentadas por los titulares, las cuales deberán ser incluidas en el Plan de Inversiones por temas de seguridad y posteriormente evaluadas por la autoridad para su validación. Esta aclaración, indica, será importante para realizar un análisis correcto de las instalaciones necesarias para la seguridad pública.

Asimismo, considera importante abarcar todo el ámbito de aplicación de esta norma, pues, según indica, se trata de inversiones vinculadas con la seguridad pública, por lo que solicita que se incluya los Sistemas Complementarios de Transmisión.


“12.3.5. En el caso de propuestas de instalaciones presentadas por los titulares a ser incluidas en el Plan de Inversiones por razones de



seguridad, éstas deberán corresponder a las líneas de los SST y SCT, referidas exclusivamente a la seguridad pública, donde se den cualquiera de las siguientes condiciones de riesgo.

a. Líneas del SST y SCT que no cumplan con las distancias de seguridad (DS) establecidas en el Código Nacional de Electricidad - Suministro 2011, o aquel que lo sustituya.

b. Líneas del SST y SCT que no cumplan con los anchos mínimos de

faja de servidumbre, establecidos en la Tabla 219 del Código Nacional de Electricidad - Suministro 2011, o aquel que lo sustituya.

c. Líneas SST y SCT con excepciones.

Las evaluaciones de estos aspectos, serán realizadas por la División de Supervisión de Electricidad de Osinergmin, la que validará y/o propondrá la relación de Elementos a incluirse en un Plan de Inversiones o en su modificación


Respecto a la primera precisión requerida por Enel, debemos señalar que, el numeral V) del literal a) del artículo 139 del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas, establece que el Plan de Inversiones debe ser preparado por cada concesionario de las instalaciones de transmisión remuneradas exclusivamente por la demanda. No obstante, a fin de evitar interpretaciones y que este punto quede claro, resulta necesario precisar el numeral 12.3.5), donde el texto subrayado es lo que se agrega, respecto al texto propuesto en el proyecto de modificación.

“12.3.5…

En el caso de propuestas de instalaciones a ser incluidas en el Plan de Inversiones por razones de seguridad, estas deberán ser presentadas por los titulares de transmisión remunerados por la demanda, y deberán corresponder a las líneas de los SST, referidas exclusivamente a la seguridad pública, donde se den cualquiera de las siguientes condiciones de riesgo.

o Líneas del SST que no cumplan con las distancias de seguridad (DS) establecidas en el Código Nacional de Electricidad - Suministro 2011, o aquel que lo sustituya.

o Líneas del SST que no cumplan con los anchos mínimos de faja

de servidumbre, establecidos en la Tabla 219 del Código Nacional de Electricidad - Suministro 2011, o aquel que lo sustituya.

Las evaluaciones de estos aspectos, serán realizadas por la División de Supervisión de Electricidad de Osinergmin, la que validará y/o propondrá la relación de Elementos a incluirse en un Plan de Inversiones o en su modificación.



Respecto al tipo de instalaciones, considerados para la aplicación de este numeral, debemos señalar que las nuevas instalaciones calificadas como SCT, proviene de un estudio debidamente preparado por los titulares de las instalaciones de transmisión, donde como criterio específico para su definición, se tiene en cuenta el Código Nacional de Electricidad (CNE) y, complementariamente, otras normas, señaladas en el numeral 12.1.7) de la Norma Tarifas vigente. Asimismo, para el desarrollo del estudio definitivo y su construcción, también se debe tener en cuenta el mencionado CNE –Suministro 2011, cumpliéndose toda la normativa que se establezca en temas de seguridad. Asimismo, no resultaría adecuado cargar al usuario inversiones adicionales a las que están asumiendo por el pago de las instalaciones SCT, para sanear problemas de servidumbre o por incumplimiento de distancias mínimas de seguridad, que se supone fueron resueltos, por los respectivos titulares, antes de la entrada en operación de las instalaciones.

Respecto a la sugerencia propuesta en el literal c) adicional, debemos señalar que, la Excepción 1 y Excepción 2 correspondientes a las Reglas 219.B.6 y 219.B.7 establecidas desde el año 2011 en el actual CNE - Suministro, son opciones menos onerosas que las alternativas técnicas para saneamiento de vanos deficientes; asimismo, las concesionarias tuvieron tiempo suficiente para adecuarse a estas opciones disponibles en la normativa. Por lo tanto, no se acepta la sugerencia del literal c).

c) Conclusión

Por las razones dadas en el análisis anterior, se acoge parcialmente esta opinión, dado que motiva la precisión del numeral 12.3.5, en lo que corresponde a la obligación del titular para presentar sus propuestas dentro del Plan de Inversiones.

A.5.5 Comentario 5


Enel como otros comentarios, incluye lo siguiente.

Clientes relevantes que solicitan confiabilidad: Clientes que brindan un servicio de transporte masivo de pasajeros, como los casos de las Líneas del Metro de Lima y Callao y el Aeropuerto, vienen solicitando suministros de energía en AT con respaldo ante situaciones de contingencia de uno de sus suministros; lo que involucra disponer y mantener una determinada capacidad de reserva en transformadores y líneas para poder asegurar la continuidad del servicio ante este tipo de contingencias. La capacidad de reserva necesaria que requieren para estos suministros AT debe de ser considerada en la elaboración del Plan de Transmisión.

Necesidades de nuevas Subestaciones AT/MT por necesidades en MT: Para resolver problemas de calidad de suministro y por limitaciones para atender la demanda de clientes con las redes de media tensión se podrá proponer nuevas Subestaciones AT/MT con el debido sustento.



Instalación de celdas MT por nuevo sistema de barras: Cada vez que se desarrolle un nuevo sistema de barras en MT, se debe instalar las celdas completas para todo el sistema de barras en MT.

La situación de instalar celdas MT individuales metalclad en distintos tiempos, de acuerdo al crecimiento de la demanda, no considera que los fabricantes de estos equipos, tengan usualmente distintas formas de conexión y/o dimensiones sus celdas, ante esta situación, se requieren realizar trabajos de adecuación que requiere un espacio para realizar la conexión entre celdas MT de distintas características. La situación descrita, genera una reducción de la cantidad final de celdas MT para la que fue diseñada la Subestación AT/MT; en cambio, la instalación de celdas completas para un nuevo sistema de barras, permite instalar la cantidad de celdas MT para la que fue diseñada la Subestación AT/MT.

- Usuarios libres (Item. 3.31 de la Norma “Tarifas y Compensaciones para los SST y SCT”).

En la zona de concesión de las distribuidoras, en los últimos años se viene incrementando los traspasos de clientes regulados a peajes o libres, esta situación genera variabilidad en la demanda total de los clientes regulados pudiendo crecer o decrecer su demanda por razones regulatorias (traspaso de carga de usuarios libres que tienen la alternativa de ser libres o regulados en el rango de 200 kW a 2500 kW) y no por su propio crecimiento vegetativo. Esta situación de variabilidad de la proyección de la demanda de los clientes regulados puede afectar la proyección de la demanda de las instalaciones de transmisión (SET´s MAT/AT y AT/MT).

Con la finalidad de no distorsionar la proyección de la demanda de los clientes regulados, se propone que, en la Norma Tarifas, en el ítem 3.31 considerar solo “usuarios libres” con una potencia superior a 2500 kW”, tomando en cuenta que estos usuarios no pueden trasladarse a regulados.



c) Conclusión



EElleeccttrroo DDuunnaass SS..AA..AA.. La presente sección contiene el análisis de los comentarios presentados por la empresa Electro Dunas S.A.A. (en adelante “Electrodunas”), mediante correo electrónico recibido a las 16:16 horas del día 15 de diciembre de 2017.



A.6.1 Comentario 1


En relación a los hitos señalados en el numeral 5.8.2, Electrodunas señala que se debe considerar que en la ejecución del Plan de Inversiones del Sistema Complementario de Transmisión (SCT) y en las causas que pueden ameritar una reprogramación de obras; no sólo participan los Titulares, que son las respectivas empresas concesionarias, sino otros agentes como el Ministerio de Energía y Minas y PROINVERSIÓN.

Añade que, la Norma Tarifas, define como Titulares a las respectivas empresas concesionarias (numeral 1.2 del artículo 1), las mismas que presentan las propuestas del Plan de Inversiones y posteriormente ejecutan el Plan.

Agrega que, los Titulares no son los únicos involucrados en la programación y ejecución del Plan de Inversiones, tal y como lo prevé la propia normativa siguiente.

i. El numeral VI.2 del literal d) del artículo 139 del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas, según el cual el Ministerio de Energía y Minas se encargará de la licitación de aquellas instalaciones aprobadas por Osinergmin;

ii. El numeral 3.6 del Reglamento de Transmisión (DS-027-2007-EM) que prevé que el Ministerio de Energía y Minas o PROINVERSIÓN podrá conducir los procesos de licitación para la ejecución y operación de las instalaciones del Sistema Complementario de Transmisión que sean de uso exclusivo de la demanda y;

iii. El numeral 6.1 del Decreto Supremo N° 254-2017-EF, cuando señala que son Organismos Promotores de la Inversión Privada, en el caso del Gobierno Nacional, PROINVERSIÓN, para los proyectos que se le asignen en función a su relevancia nacional y; los Ministerios a través del Comité de Promoción de la Inversión Privada.

Manifiesta que, para tales supuestos, el numeral 5.9.5 de la Norma de Tarifas establece que, una vez "definidas las instalaciones de transmisión a ser licitadas por el Ministerio (...) es responsabilidad de los correspondientes Titulares realizar las actividades necesarias para la ejecución del Plan". Ahora bien, esta responsabilidad no podrá ser efectiva sino hasta que el Ministerio de Energía y Minas, y/o PROINVERSIÓN realicen los actos y gestiones respectivas para la organización de la licitación y la correspondiente adjudicación de la obra a sus respectivos titulares. La realidad y la casuística demuestran que, la actuación de la administración pública podría ameritar una reprogramación de obras.

En tal sentido, solicita a Osinergmin extender el concepto de obras en curso de tal manera que se incluya los supuestos en que el Ministerio de Energía y Minas y/o PROINVERSIÓN intervienen en la ejecución del Plan de Inversiones.



En consecuencia, sugiere la siguiente redacción en la parte de identificación de hitos para determinar cuándo se trata de una obra en curso.

"Se entenderá como una obra en curso, lo que al menos ha cumplido con uno de los siguientes hitos:

(...)

c. En las obras licitadas por el MINEM, la Resolución Ministerial que encargo a PROINVERSIÓN la conducción del proceso de licitación hasta la adjudicación de la Buena Pro.

d. En las obras en fase del proceso de licitación conducido por PROINVERSIÓN el contrato de adjudicación de la Buena Pro".

Sobre el numeral 5.8.2, Electrodunas solicita precisar que cuando la norma se refiere a "en una única oportunidad durante el periodo tarifario vigente", se refiere a una solicitud de reprogramación por cada obra en curso y no por cada titular. Esto quiere decir que un titular de varias obras, podrá solicitar una reprogramación por cada una de sus obras.

Asimismo, señala que es necesario precisar que la única oportunidad para solicitar la reprogramación de una obra en curso, no debe comprender los supuestos de caso fortuito y fuerza mayor. Conforme a ello, sugiere la siguiente redacción para el primer párrafo del numeral 5.8.2.

"5.8.2 Una reprogramación de obras en curso (postergación) no amerita una solicitud de modificación del Plan de Inversiones vigente, debiendo estos casos ser solicitados a la División de Supervisión de Electricidad de OSINERGMIN, la misma que evaluará y aprobará los cambios de lo programado, en una única oportunidad durante el periodo tarifario vigente (sin considerar los supuestos de postergación por razones de caso fortuito y/o fuerza mayor), sobre la base del sustento documentado que deberá presentar el Titular correspondiente para cada caso.”


El análisis realizado en el literal b) del comentario A.2.1) del presente informe, relacionado con el objeto del numeral 5.8.2 del proyecto de modificación, también resulta válido como análisis para el presente comentario

Por otro lado, debemos señalar que, ni la Resolución Ministerial que encarga a Proinversion la conducción del proceso de licitación, ni el Contrato de Adjudicación de la Buena Pro, constituyen obras en curso, por ser etapas previas a la ejecución de la obra.

En relación al texto "en una única oportunidad durante el periodo tarifario vigente", éste se refiere a una solicitud de reprogramación para todas las obras que se encuentren en curso y que requieren ampliación de plazo para la puesta en operación. Sin embargo, por razones de caso fortuito y/o fuerza mayor, tales como servidumbre, conflictos sociales, entre otros, debidamente sustentados y validados por la DSE de Osinergmin, consideramos que correspondería una postergación adicional durante el período tarifario,



conforme el análisis efectuado en el literal b) del comentario A.5.1) del presente informe.

c) Conclusión

Por las razones dadas en el análisis anterior, se acoge parcialmente esta opinión, dado que motiva la precisión del texto del numeral 5.8.2, pero no necesariamente conforme el texto propuesto por la opinante.

A.6.2 Comentario 2


Electrodunas manifiesta que considerando los señalado en la Exposición de Motivos del Proyecto, y dado que la propuesta de modificación de la Norma Tarifas conlleva a una postergación del Plan de Inversiones, por ende, se tendría que modificar los factores de pérdidas medias de potencia y energía reconocidas.

En tal sentido, Electrodunas solicita incorporar como parte del contenido de los estudios para solicitar la modificación del Plan de Inversiones, un nuevo literal en el numeral 5.8.3) de la Norma Tarifas, según el siguiente texto.

“5.8.3.g De ser el caso, el cálculo de las pérdidas de potencia y energía para la actualización de los factores de pérdidas medias correspondientes.”



c) Conclusión



LLuuzz ddeell SSuurr SS..AA..AA.. La presente sección contiene el análisis de los comentarios presentados por la empresa Luz del Sur S.A.A. (en adelante “LUZ DEL SUR”), mediante carta SGP-055/2017, recibido el día 15 de diciembre de 2017.

A.7.1 Comentario 1


LUZ DEL SUR solicita modificar el numeral 5.8.2 según el siguiente texto:



“5.8.2 Una reprogramación de obras en curso (postergación del año de puesta en servicio de los elementos asociados a un proyecto del Plan de Inversiones de Transmisión) no amerita una solicitud de modificación del Plan de Inversiones vigente, debiendo estos casos ser solicitados a la División de Supervisión de Electricidad de OSINERGMIN, dentro de los 30 días posteriores al cierre del año calendario, la misma que evaluará y aprobará los cambios del año programado, en una única oportunidad dentro del período tarifario vigente, sobre la base del sustento documentado que deberá presentar el Titular correspondiente para cada caso.

Se entenderá como una obra en curso, la que al menos ha cumplido con uno de los siguientes hitos:

a. Suscripción del Contrato de Ejecución de Obra u Orden de Servicio.

b. Llegada al almacén o al lugar de la obra de cualquiera de los suministros que conforman al menos uno de los elementos asociados al proyecto aprobado en el Plan de Inversiones.

c. Terreno adquirido para una nueva Subestación Eléctrica de Transmisión (SET).

d. Inicio de Gestión Predial para recorrido de las nuevas líneas de transmisión.

Tratándose de proyectos culminados en el año de puesta en servicio considerando en el Plan de Inversiones, en los cuales los clientes que los han originado aún no tomen carga, a solicitud del titular se postegarán dichas puestas en servicio hasta que se hagan efectivas las respectivas tomas de carga. Para tal efecto, bastará que se envíen a Osinergmin los proyectos de Actas de Puesta en Servicio con toda la información requerida, excepto los registros de carga del período de 48 horas.

En los casos de proyectos no iniciados por razones de fuerza mayor o hechos determinantes de terceros debidamente sustentados, se postergarán dichas puestas en servicio hasta que se supere la causa.

[resaltado en negrita según propuesta de la opinante].

Como sustento LUZ DEL SUR señala lo siguiente.

La inclusión del primer texto en el numeral 5.8.2 se trata de una precisión.

En cuanto al plazo para solicitar la reprogramación de las obras en curso, se considera que 30 días posteriores al cierre del año calendario es un plazo razonable para preparar un informe debidamente detallado y sustentado dado que puede tratarse de más de un proyecto.

Respecto al retiro de la frase “en una única oportunidad”, se considera que la norma debe prever casos como proyectos que se culminan pero que los clientes que los han originado demoren en tomar carga, o proyectos en los cuales se presentan casos de fuerza mayor o hechos determinantes de terceros. En ambos casos podría ser necesario postergaciones en más de una oportunidad.



La inclusión de la frase “Orden de Servicio” en el literal a, se debe a que las empresas tienen contratos marco para la ejecución de sus obras, donde no se especifica una obra en particular, mientras que las ordenes de servicio si se relacionan con un proyecto determinado.

En relación a los textos añadidos en el literal b, puede haber equipos y/o materiales que por razones de seguridad y de conservación es necesario mantenerlos en los almacenes hasta su utilización en obra, por ejemplo, cables, conductores, postes, celdas MT, etc. El resto de frases sólo constituyen precisiones.

En cuanto al literal c, se considera que tener el terreno adquirido para una nueva SET constituye una evidencia clara de que se trata de una obra en curso.

En relación al literal d, el inicio de la gestión predial es también una evidencia de que el desarrollo del proyecto se encuentra en curso.

El sustento de añadir el párrafo que sigue al literal d, radica en que tales casos las empresas han cumplido cabalmente con culminar las obras correspondientes dentro del plazo establecido en el Plan de Inversiones, no siendo su responsabilidad el que no tomen carga los clientes que han dado origen a los proyectos aludidos.

Finalmente, se debe contemplar casos en los que se podrían presentar circunstancias de fuerza mayor (por ejemplo, el naufragio de la nave o volcadura del vehículo que transporta los equipos críticos) o acciones de terceros (por ejemplo, oposición de pobladores durante la ejecución de obras), que no están bajo el control de las empresas.


El análisis realizado en el literal b) del comentario A.2.1) del presente informe, relacionado con el objeto del numeral 5.8.2 del proyecto de modificación, también resulta válido como análisis para el presente comentario. Así, cualquier precisión que no se encuentra establecido en la Norma Tarifas, por tener otro objetivo relacionado con la Supervisión del cumplimiento del Plan de Inversiones, será detallada en una próxima modificación de la Norma “Procedimiento para la Supervisión del Cumplimiento del Plan de Inversiones de los Sistemas Secundarios y Complementarios de Transmisión”, aprobado mediante Resolución N° 198-2013-OS/CD.

De manera adicional, analizamos las precisiones solicitadas por LUZ DEL SUR.

Sobre la postergación del año de puesta en servicio de los Elementos asociados a un proyecto del Plan de Inversiones, es necesario aclarar que la postergación también puede indicar el mes hasta el cual se posterga la puesta en servicio.

Sobre el plazo propuesto de 30 días posteriores al cierre del año calendario para presentar la solicitud de postergación, se considera razonable establecer explícitamente un plazo, pero menos de 30 días calendarios son suficientes para ello, pues la información se puede ir preparando con mucha anterioridad al cierre del año.

Respecto a la solicitud de retiro de la frase “en una única oportunidad”, en razón de que los clientes demoren en tomar carga o proyectos en los cuales se presenten razones de Fuerza Mayor, se precisa que es posible



evaluar una postergación adicional, de forma excepcional, durante del período tarifario.

El origen de la problemática de los elementos (celdas) que no toman carga, estaría relacionado a aquellos elementos exclusivamente construidos para atender cargas de clientes particulares, no regulados; lo cual no es especificado por el titular. De ser el caso, la implementación de instalaciones eléctricas para atender exclusivamente cargas de clientes particulares (clientes libres), no regulados, serán construidas por cuenta y riesgo del Titular, y no ser parte del Plan de Inversiones en Transmisión.

Respecto a la propuesta de hitos a cumplir para considerar la obra en curso.

Respecto a añadir la “Orden de Servicio” en el literal a), se debe indicar que la orden de servicio es formalmente parte de un Contrato, no basta por sí sola, por lo cual debe presentarse junto a un Contrato necesariamente, cuando se trata de construcción y montaje de obras electromecánicas de gran envergadura. Cabe señalar que este contrato de ejecución de obra debe estar vigente y considerar el respectivo cronograma de pagos, a fin de garantizar la formalidad de dicha ejecución.

Respecto a mantener en almacén, por razones de seguridad y conservación, los suministros que conforman los elementos (literal b), se considera razonable la propuesta de LUZ DEL SUR.

Respecto a la solicitud de añadir el literal c) y literal d), referido al terreno para la obra y el inicio de la gestión predial, se debe señalar que éstos no son suficientes para considerar la obra en curso, sino que pueden ser gestiones anteriores al inicio de obra, y que también se encuentran especificadas en el contrato de ejecución de obra.

En base al análisis efectuado, se modifica el literal b) del numeral 5.8.2, donde el texto subrayado es lo que se agrega, respecto al texto propuesto en el proyecto de modificación.

“5.8.2…

(…)

a. Suscripción del Contrato de Ejecución de Obra, que se encuentre en vigencia e incluya el respectivo cronograma de pagos.

b. Llegada al almacén o lugar de la obra de cualquiera de los suministros que conforman los Elementos aprobados en el Plan de Inversiones que corresponda.

…”

c) Conclusión

Por las razones dadas en el análisis anterior, se acoge parcialmente esta opinión.



A.7.2 Comentario 2


LUZ DEL SUR solicita modificar el numeral 12.3.5 conforme el siguiente texto:

“12.3.5 En el caso de propuestas de instalaciones a ser incluidas en el Plan de Inversiones por razones de seguridad, éstas deberán corresponder a las líneas SST, referidas exclusivamente a la seguridad pública, donde se den cualquiera de las siguientes condiciones de riesgo:

a. Líneas del SST que no cumplan con las distancias de seguridad (DS) establecidas en el Código Nacional de Electricidad – Suministro 2011, o aquel que los sustituya, o que no cumplan con Códigos o reglas vigentes durante su instalación original, o que no cumplan con Códigos y reglas vigente en ediciones posteriores a las cuales la instalación ha sido adecuada.

b. Líneas del SST que no cumplan con los anchos mínimos de faja de servidumbre, establecidos en la Tabla 219 del Código Nacional de Electricidad – Suministro 2011, o aquel que lo sustituya. Aquí también se incluirán las líneas del SST que tienen tramos con excepciones 1 y 2 de la regla 219.B.6.

c. Líneas del SST que tengan tramos exceptuados en las respectivas Resoluciones de imposición de servidumbre emitidas por el MINEM. (resaltado en negrita según propuesta del opinante)

Las evaluaciones de estos aspectos, serán realizados por la División de Supervisión de Electricidad de Osinergmin, la que validará y/o propondrá la relación de Elementos a incluirse en un Plan de Inversiones o en su modificación.


- El texto añadido en el literal a, se sustenta en el numeral 013.B.2 del Código Nacional de Electricidad – Suministro 2011 vigente.

- El texto añadido en el literal b, se sustenta en que, si bien se cumplen con las distancias de seguridad, se trata de casos especiales en las que sus zonas de influencia o fajas de servidumbre son más reducidas respecto a lo establecido en la Tabla 219 del Código Nacional de Electricidad – Suministro 2011; lo cual además implica un monitoreo de la instalación y comunicación frecuente a los ocupantes de los predios, para evitar riesgos eléctricos o accidentes.

- Respecto a la inclusión del literal c, es necesario incluir los casos de las líneas del SST que tienen vanos exceptuados, debido a que dichos vanos, si bien pueden cumplir con las distancias de seguridad requeridas, se ubican sobre poblaciones y zonas de alta afluencia de público como colegios y mercados; por lo que, por razones de



seguridad, deben ser reemplazados por tramos que tengan anchos reglamentarios de faja de servidumbre y cumplan con todas las distancias de seguridad requeridas. Cabe mencionar que en su momento en los referidos vanos exceptuados no se otorgó servidumbre por no cumplir con el ancho de la faja respectivo que establecía la norma DGE 025-P-1/1988, donde para líneas de 60 kV se establecía que el ancho de la faja de servidumbre era de 16 metros, igual al que se establece en la Tabla 219 del Código Nacional de Electricidad – Suministro 2011. Además, en tales vanos exceptuados, por acciones de propietarios aledaños a la faja de servidumbre, reiteradamente se presentan incumplimientos de DMS que, no obstante ser solucionados, generan riesgo eléctrico para las personas.


El texto adicional propuesto por LUZ DEL SUR en el literal a) no se acepta, dado que, para situación de inseguridad, en el actual CNE – Suministro 2011, se tiene la siguiente Regla:

013.B.2.

Las instalaciones existentes incluyendo reemplazos por mantenimiento, que actualmente cumplen con códigos previos no necesitan ser modificadas para cumplir con las reglas de este Código, excepto cuando sea exigido por un ente autorizado por razones de seguridad, con el adecuado sustento técnico.

El texto adicional propuesto por LUZ DEL SUR en el literal b) no se acepta, dado que, la Excepción 1 y Excepción 2 correspondientes a las Reglas 219.B.6 y 219.B.7 establecidas desde del 2011 en el actual CNE – Suministro 2011, son opciones menos onerosas que las alternativas técnicas para saneamiento de vanos deficientes; asimismo, las concesionarias tuvieron tiempo suficiente para adecuarse a estas opciones disponibles en la normativa.

El literal c) propuesto por LUZ DEL SUR no se acepta, debido a que, según lo establecido en su contrato de concesión de 1994, en su Cláusula 12.4, señala:

“12.4 El Concesionario, en el término de 360 días calendario a partir de la suscripción del presente contrato, se obliga a regularizar el uso de los bienes que tenga en calidad de servidumbre.”

Al respecto, el término “los bienes que tenga en calidad de servidumbre”, incluye a los tramos exceptuados. En ese sentido, si bien en el Contrato no se define ese término, éste debería entenderse como los bienes que, de hecho, son empleados para la prestación del servicio público de electricidad, pero que no cuentan con derecho real que lo sustente. El tramo exceptuado es el área excluida de la Resolución Ministerial de Imposición de Servidumbre, esto generalmente se debe a que en dichos tramos las líneas de transmisión no cumplen con las condiciones requeridas por el CNE (y demás normativa técnica) para la imposición de servidumbre.



En ese sentido, se considera que el plazo para regularizar estos tramos ya habría transcurrido en exceso y no hay razón para que se otorgue un nuevo plazo en el Plan de Inversiones.

Por lo tanto, no se aceptan las sugerencias a los literales: a), b) y c).

c) Conclusión


A.7.3 Comentario 3



“12.3.1 Se considerará redundancia bajo el criterio N-1, para las instalaciones de transmisión (líneas MAT, AT y subestaciones MAT/AT) que atiendan una demanda superior a los 30 MW, salvo en los casos que se justifique y se sustente de forma documentada que no es necesaria dicha redundancia.” [resaltado en negrita según propuesta de la opinante]

Como sustento Luz del Sur, señala lo siguiente:

Las subestaciones MAT/AT tienen una importancia vital en los sistemas de transmisión, por las grandes magnitudes de carga que transmiten, de allí la necesidad de que dichas instalaciones también se consideren redundancia bajo el criterio N-1. Hay que tener presente que en casos de indisponibilidad de un banco de transformadores de MAT/AT, son varias horas que toma reemplazar la unidad fallada.

Por otro lado, el espíritu de los cambios establecidos en el numeral v) del literal a) del artículo 139 del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas tiene por objetivo mejorar la confiabilidad y seguridad de las redes eléctricas.


La aplicación del criterio determinístico (N-1) en subestaciones AMT/AT va a depender de las características estructurales de la red de transmisión, en particular del grado más o menos extenso del mallado de la red; por lo que, la aplicación del referido criterio de forma generalizada en la planificación podría llevar a tener redes sobredimensionadas. Por ello, resulta pertinente que la aplicación del criterio N-1 en subestaciones MAT/AT esté ligado a evaluaciones técnico-económicos (estudio de confiabilidad), a fin optimizar la cantidad transformadores de reserva. Lo anterior es coherente con lo establecido en el numeral 12.3.3 de la Norma Tarifas vigente.

Además, el referido numeral ya fue aplicado en el proceso de aprobación del Plan de Inversiones 2017-2021 por algunas empresas concesionarias, donde presentaron sus estudios con las evaluaciones y sustentos correspondientes para justificar el pedido de transformadores de reserva.



Los resultados de las evaluaciones realizadas en dicho proceso demostraron que tener polo de reserva en las subestaciones MAT/AT es más conveniente frente a otras alternativas. Asimismo, este concepto está alineado con el desarrollo del Sistema Garantizado de Transmisión, por ejemplo, en la subestación Carapongo 500/200 kV de 600 MVA se considera sólo un polo de reserva.

En ese sentido, el criterio establecido en el numeral 12.3.3 de la Norma Tarifas vigente es adecuado y suficiente para justificar la redundancia de otras instalaciones distintas a líneas de transmisión.

c) Conclusión


A.7.4 Comentario 4


LUZ DEL SUR señala que en el punto 5.7.2 de la Norma Tarifas no se especifica el estado actual de aquellas instalaciones del Plan de Inversiones anterior que no continúan siendo necesarias para la atención de la demanda para el nuevo plan.

Por ello, la opinante solicita complementar el numeral 5.7.2 según lo siguiente:

“5.7.2 … Las instalaciones de transmisión existentes, a informarse en la oportunidad de proponerse el nuevo Plan de Inversiones, incluyen las que estando en el Plan de Inversiones aprobado se prevé serán puestas en operación comercial hasta el mes de abril del año de la siguiente fijación de Tarifas y Compensaciones de los SST y SCT. Las que no se ejecuten hasta el último día de dicho mes de abril, podrán incluirse en el nuevo Plan de Inversiones a proponerse para la revisión y aprobación por parte de Osinergmin, donde tendrá que demostrarse que continúan siendo necesarias para la atención de la demanda, mediante el respectivo análisis técnico-económico comparativo de alternativas que verifique que además de mantenerse como técnicamente viables representan la alternativa de mínimo costo. De no darse tal caso, es decir, todos los proyectos que no continúan siendo necesarios para la atención de la demanda para el nuevo Plan, automáticamente quedan retirados del Plan de Inversiones respectivo”. [resaltado en negrita según propuesta del opinante]

Como sustento LUZ DEL SUR señala que el texto propuesto evita interpretar que todos los elementos no ejecutados del Plan de Inversiones anterior mantienen vigencia de manera indefinida, por tanto, deben ser construidos aun siendo innecesarios.





c) Conclusión



CCiinneerrggyy SS..AA..CC.. La presente sección contiene el análisis de los comentarios presentados por la empresa Cinergy S.A.C. (en adelante “CINERGY”), mediante correo electrónico recibido a las 17:54 horas del día 15 de diciembre de 2017.

A.8.1 Comentario 1


CINERGY manifiesta que Osinergmin debe analizar la factibilidad de incorporar como motivación para solicitar la reprogramación de un elemento de transmisión, los casos donde "no se haya dado en la fecha programada la demanda esperada en el estudio de Plan de Inversiones". En este sentido, al no haber demanda suficiente y al garantizar la calidad del servicio a los usuarios sin comprometer las capacidades de los elementos de transmisión, debería ser motivación suficiente para solicitar la reprogramación, toda vez que beneficia a los usuarios al postergar una inversión que se reflejará en los peajes secundarios al no verse incrementado por las nuevas inversiones.

Asimismo, indica que Osinergmin debe analizar los casos donde los retrasos se deben a factores externos a la empresa concesionaria, como por ejemplo demoras en la aprobación de los estudios de operatividad por parte del COES, demoras en los procesos de etapas de estudio de pre-inversión y de inversión, como etapa previa a la etapa de ejecución de obra. Dichas situaciones son condiciones reales que se presentan en el proceso de implementación del Plan de Inversiones y deberían ser admitidos como motivación para postergar el Plan de Inversiones, siempre que se garantiza el servicio continuo y de calidad a los usuarios del servicio público de electricidad.

Agrega que, de ser procedente este hecho, contribuirá a una gestión eficiente del sector y cumplirá con el D.S. 054-2001-PCM (Reglamento General de OSINERGMIN), cuando se refiere al "principio de neutralidad", específicamente al no restringir innecesariamente los incentivos a los administrados para competir por inversión, innovación y precios. En este sentido, con la procedencia de la opinión se evitará gastos innecesarios a las empresas administradas dentro del proceso de fiscalización del Plan de Inversiones.




Sobre el primer comentario de CINERGY, respecto a la factibilidad de reprogramar un elemento en los casos donde “no se haya dado en la fecha programada la demanda esperada en el estudio del Plan de Inversiones”; éste aspecto ya se encuentra establecida en la normativa vigente, y aplica cuando el Elemento o proyecto califique como obras en curso. Por su parte, la Gerencia de Regulación de Tarifas, a mitad de la vigencia del Plan de Inversiones, también desarrolla un proceso de modificación del Plan de Inversiones, el que permite a los titulares, por razones debidamente justificadas, solicitar la modificación (reprogramar las fechas de puesta en servicio) del Plan de Inversiones asignado. Es decir, ya existen los mecanismos para reprogramar la fecha de puesta en servicio.

Sobre el segundo comentario de CINERGY, respecto a factores externos a la empresa concesionaria, como por ejemplo demoras en la aprobación de los estudios de operatividad por parte del COES, demoras en los procesos de etapas de estudios de pre-inversión y de inversión, como etapa previa a la etapa de ejecución de obra; debemos indicar que, el análisis realizado en el literal b) del comentario A.2.1) del presente informe, también resulta válido como análisis para el presente comentario.

c) Conclusión




6. Referencias

[1] Resolución N° 222-2017-OS/CD, mediante la cual se dispuso la publicación del proyecto de resolución que aprueba la modificación de la Norma Tarifas.

[2] Informe Técnico N° 576-2017-GRT y el Informe Legal N° 570-2017-GRT, que forman parte de la Resolución N° 222-2017-OS/CD.

[3] Opiniones y Sugerencias de los interesados, al proyecto de resolución que aprobaría la modificación de la Norma Tarifas.

[4] Análisis de las opiniones y sugerencias realizadas por la División de Supervisión de Electricidad de Osinergmin, enviada mediante Memorándum DSE-36-2018 y DSE-109-2018.

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