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SEPARATA ESPECIAL

Resolución de Consejo Directivo Osinergmin Nº 007-2019-OS/CDResuelve Recurso de Reconsideración presentado por Luz del Sur S.A.A.

contra la Resolución Nº 179-2018-OS/CD que dispone la reestructuración de la Base de Datos de Módulos Estándares de Inversión para Sistemas de Transmisión.

Resolución de Consejo Directivo Osinergmin Nº 008-2019-OS/CDResuelve Recurso de Reconsideración presentado por la empresa Enel Distribución

Perú S.A.A. contra la Resolución Nº 179-2018-OS/CD que dispone la reestructuración de la Base de Datos de Módulos Estándares de Inversión para Sistemas de Transmisión.

Resolución de Consejo Directivo Osinergmin Nº 009-2019-OS/CDResolución complementaria que consigna las modifi caciones de la Resolución Nº 179-2018-OS/CD, como resultado de los extremos declarados fundados y

fundados en parte en las resoluciones que resuelven los recursos de reconsideración interpuestos en su contra.

Resolución de Consejo Directivo Osinergmin Nº 010-2019-OS/CDResuelve Recurso de Reconsideración presentado por Sociedad Eléctrica del

Sur Oeste S.A. contra la Resolución Nº 180-2018-OS/CD que aprobó el pronunciamiento sobre la solicitud de modifi cación del Plan de Inversiones 2017-2021.

Resolución de Consejo Directivo Osinergmin Nº 011-2019-OS/CDResuelve Recurso de Reconsideración presentado por la empresa Electrosur S.A.

contra la Resolución Nº 180-2018-OS/CD que aprobó el pronunciamiento sobre la solicitud de modifi cación del Plan de Inversiones 2017-2021.

Resolución de Consejo Directivo Osinergmin Nº 012-2019-OS/CDAprobación de Altas y Bajas de las instalaciones de distribución eléctrica del período

1 de julio de 2016 - 31 de diciembre de 2017 y metrados existentes al 31 de diciembre de 2017.

Resolución de Consejo Directivo Osinergmin Nº 013-2019-OS/CDAprobación del Factor de Recargo y Programa de Transferencias del Fondo de Compensación

Social Eléctrica (FOSE) período 4 de febrero 2019 - 30 de abril 2019.

Sábado 26 de enero de 2019AÑO DE LA LUCHA CONTRA LA CORRUPCIÓN Y LA IMPUNIDAD

Sábado 26 de enero de 2019 / El Peruano2 NORMAS LEGALES

RESOLUCIÓN DE CONSEJO DIRECTIVOORGANISMO SUPERVISOR DE LA INVERSIÓN EN ENERGÍA Y MINERÍA

OSINERGMIN Nº 007-2019-OS/CD

Lima, 22 de enero de 2019

CONSIDERANDO:

Que, con fecha 17 de noviembre de 2018, el Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (en adelante “Osinergmin”), publicó la Resolución Nº 179 2018-OS/CD (en adelante “Resolución 179”), mediante la cual se aprobó la nueva Base de Datos de los Módulos Estándares de Inversión para Sistemas de Transmisión (en adelante “BDME”);

Que, contra la Resolución 179, con fecha 07 de diciembre de 2018, la empresa Luz del Sur S.A.A. (en adelante “LUZ DEL SUR”), dentro del término de ley, presentó recurso de reconsideración, siendo materia del presente acto administrativo el análisis y decisión de dicho recurso;

1.- ANTECEDENTES

Que, conforme con lo previsto en los numerales IV y V del literal b) del artículo 139 del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas aprobado con Decreto Supremo Nº 009-93-EM, Osinergmin debe establecer y mantener actualizada y disponible, para todos los interesados, la Base de Datos que corresponda para su aplicación en la determinación de las tarifas y compensaciones por el uso de los sistemas de transmisión eléctrica. Una vez aprobada la respectiva Base de Datos, ésta se actualiza anualmente, con información de costos del año anterior;

Que, mediante Resolución Nº 343-2008-OS/CD se aprobó la BDME, en la que se defi nieron, codifi caron y valorizaron Módulos de inversión de aplicación estándar para los Sistemas de Transmisión, a fi n de que la fi jación de las Tarifas y Compensaciones correspondientes a instalaciones de transmisión, que estén sujetas a regulación por parte de Osinergmin, se efectúe mediante la aplicación de Módulos Estándares defi nidos bajo criterios uniformes y valorizados a precios promedio de mercado;

Que, mediante Resolución Nº 226-2011-OS/CD, se aprobó la nueva BDME en reemplazó de la BDME aprobada mediante Resolución Nº 343-2008-OS/CD. Posteriormente, mediante Resolución Nº 010-2013-OS/CD, se incorporó trece nuevos Módulos Estándares a la BDME;

Que, mediante Resolución Nº 171-2014-OS/CD, se aprobó la Norma “Procedimiento para la Actualización de la Base de Datos de Módulos Estándares de Transmisión”, la cual dispone en su Artículo Nº 9 que las propuestas de reestructuración de la BDME, de requerirse, serán presentadas por los titulares de transmisión el siguiente año al de la aprobación del Plan de Inversiones;

Que, mediante Resolución Nº 177-2015-OS/CD se aprobó la nueva BDME en reemplazo de la BDME vigente, la misma que fue modifi cada en mérito a lo resuelto en las Resoluciones Nº 252-2015-OS/CD y Nº 302-2015-OS/CD”;

Que, mediante Resolución 179 se dispuso la publicación en el diario ofi cial El Peruano y en la página Web de Osinergmin, de la resolución que aprueba la nueva BDME;

Que, con fecha 07 de diciembre de 2018, LUZ DEL SUR, dentro del término de ley, interpuso recurso de reconsideración, contra la Resolución 179;

2.- RECURSO DE RECONSIDERACIÓN Que, LUZ DEL SUR solicita que se declare fundado su recurso y, en consecuencia, se modifi que la Resolución 179, de acuerdo a las siguientes pretensiones:

1. Se incorpore Módulos de Líneas de Transmisión Subterráneas con Método constructivo sin zanja.2. Se agregue cables de Fibra Óptica en los Módulos de Líneas de Transmisión de 220 kV doble terna en zonas

urbanas.3. Se revise la valorización de los Módulos de Fibra Óptica.4. Se indique cuál es el procedimiento para el reconocimiento de celdas encapsuladas al exterior en 220 kV para

conexiones con subestaciones del STTN (Sistema de Transmisión Troncal Nacional).5. Se agregue en los Módulos de Líneas de Transmisión Subterráneas Enductadas el vaciado de concreto para el

100% de la longitud referencial.6. Se revise en el cálculo de mermas en los cables subterráneos de 220 kV y 60 kV.7. Se considere en los Módulos de Líneas de Transmisión Subterráneas de 220 kV y 60 kV el entibado en el 100%

de la longitud referencial.8. Se incorpore el Módulo LT-220COR0TAD0C1600A para tramos cortos de 15 kilómetros.9. Se revise la determinación del número de estructuras en los Módulos de Líneas de Transmisión aéreas.10. Se incluya bloques de concreto para protección vehicular de los postes angulares en zonas urbanas.11. Se solicita que los costos de servidumbre no deben tener asignado un valor fi jo.12. Se sustente el precio de los aires de la franja de servidumbre de las Líneas de Transmisión aéreas.13. Se incluya en los esquemas típicos de subestaciones el área del retiro municipal.14. Se modifi que los Módulos de obras comunes para subestaciones encapsuladas de 220 kV y 60 kV considerando

los ingresos y salidas con cables subterráneos.15. Se considere los costos de pruebas AC resonantes.16. Se considere en los costos de los suministros de Módulos encapsulados de 220 kV y 60 kV en doble barra, los

costos de suministros vigentes.17. Se considere en los costos de tableros de control, protección y medición para celdas de 60 kV de simple barra y

celdas de metal clad de medición 10 kV los costos de la base de datos vigente.

El Peruano / Sábado 26 de enero de 2019 3NORMAS LEGALES

18. Se considere en la Base de Datos las cargas del cable de Fibra Óptica para el cálculo de cargas y pesos de estructuras.

19. Se considere en el cálculo de la cimentación de estructuras angulares las cargas de estructuras de suspensión.20. Se considere en el Análisis de costos unitarios para empalmes de cables XLPE 220 kV el costo de personal del

fabricante.21. Se incluya en la base de datos el Módulo de Línea de Transmisión de 220 kV Subterránea Enductada para tramos

cortos.22. Se complete la estructura de los costos de merma de los materiales.23. Se incluya en los esquemas típicos de subestaciones GIS las pistas de acceso a vehículos para pórticos,

pararrayos y aisladores.24. Se corrija el error material al consignar erróneamente las dimensiones de las subestaciones en los Módulos de

obras comunes menores a los determinados en los esquemas justifi cativos de las subestaciones.

2.1 INCORPORAR MÓDULOS DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN SUBTERRÁNEAS CON MÉTODO CONSTRUCTIVO SIN ZANJA

2.1.1 ARGUMENTOS DE LA RECURRENTE

Que, la recurrente manifi esta que i) de acuerdo con el artículo 139 del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas, el Plan de Inversiones es revisado y aprobado por Osinergmin, y preparado obligatoriamente por cada concesionario; ii) una vez aprobado el Plan de Inversiones, se inician las etapas de ingeniería de los proyectos; iii) luego se procede a dar cumplimiento a la Regla 311.B.2 del Código Nacional de Electricidad - Suministro 2011;

Que, según señala la recurrente, el propósito de demostrar que la utilización del método constructivo sin zanja no tiene relación alguna con las actividades de planeación y gestión y sí con las características de las vías a cruzar, así, la recurrente describe las coordinaciones llevadas a cabo en la instalación de la Línea de Transmisión Subterránea 220 kV Industriales – San Luis en diciembre del 2016 – cuyo sustento adjuntó en “Anexo 1” - para el cual, según declara, fue necesaria la utilización de un método constructivo sin zanja;

Que, asimismo, la recurrente señala que planifi có y gestionó las coordinaciones del proyecto, cumpliendo la Regla 311.B.2 del Código Nacional de Electricidad; concluyendo que la utilización de un método constructivo sin zanja no se dio como resultado de la planeación, sino del tipo de vía – por ser vías de alta velocidad – que no se pueden cruzar a zanja abierta;

Que, agrega la recurrente, el método constructivo sin zanja es también reconocido en normas internacionales, tales como el Reglamento sobre condiciones técnicas y garantías de seguridad en líneas eléctricas de alta tensión de la normativa española. Esto en respuesta al análisis realizado por Osinergmin donde se menciona que el método a zanja abierta es reconocido mundialmente;

Que, la recurrente muestra, mediante un cuadro, las instalaciones existentes donde se utiliza el método constructivo sin zanja, y resalta que su utilización se da en vías de alta densidad vehicular;

Que, fi nalmente indica, en cuanto a lo mencionado por Osinergmin respecto al alto costo del método constructivo sin zanja, la utilización solo se da para tramos cortos - en promedio 100 metros – los cuales representan cerca del 2% de la longitud referencial del Módulo de la Línea de Transmisión Subterránea, siendo por tanto su incidencia poco signifi cativa dentro del costo total; por lo que aún con este costo incremental, la solución utilizando el método propuesto tendrá un costo total menor que la alternativa que utilice zanja abierta;

Que, por lo expuesto, la recurrente solicita se considere el método constructivo sin zanja implementando un Módulo Estándar para estos casos.

2.1.2 ANÁLISIS DE OSINERGMIN

Que, si bien la utilización del método constructivo sin zanja presenta una amplia experiencia a nivel internacional para cruzar zonas y espacios de difícil implementación de métodos tradicionales, también existen múltiples métodos de construcción como son: “Soil Compaction Methods”, “Horizontal Directional Drilling”, “Pipe Ramming”, “Horizontal Auger Boring”, “Microtunneling” y “Pipe Jacking”(Hincado de Tubería), lo que hace que el método a implementar dependa esencialmente de variables locales como tipo de vía, el tipo de suelo y disponibilidad de los equipos;

Que, por otra parte, es del caso mencionar que, estos métodos son implementados en tramos cortos y específi cos del trazado de una línea lo cual se evidencia en el sustento presentado por LUZ DEL SUR, donde se presenta una longitud promedio de 64 m, siendo que, para líneas de transmisión cortas (500 m) representa un 13 % y en líneas largas (3 000 m) representa un 2 %, lo cual no lo hace representativo para la incorporación de un módulo de líneas de transmisión subterráneas bajo método constructivo sin zanja. Por lo mencionado, se considera que la estandarización de este tipo de módulo sería un proceso complejo e inadecuado, lo cual no es representativo;

Que, en función a los argumentos señalados, el petitorio de LUZ DEL SUR debe ser declarado infundado.

2.2. AGREGAR CABLES DE FIBRA ÓPTICA EN LOS MÓDULOS DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE 220 KV DOBLE TERNA EN ZONAS URBANAS


Que, la recurrente indica que, el número de conductores de Fibra Óptica dentro de las Líneas de Transmisión de 220 kV doble terna es insufi ciente;

Que, como argumento, la recurrente señala los requisitos mínimos de las protecciones para las Líneas de Transmisión (con aporte de falla desde ambos extremos) descrito en el “Procedimiento Técnico Nº20 del COES, Anexo 1, Capítulo dos, Numeral dos. Donde, partiendo del esquema de “Sistema de Protección para Líneas de Transmisión con tensión de 220 kV” la recurrente concluye que las Líneas de Transmisión cortas de 220 kV en doble terna, requieren la instalación de dos Fibras Ópticas para el sistema de protección;


Que, por lo tanto, la recurrente solicita que los módulos de Postes de Acero y Módulos de Líneas de Transmisión Subterráneas, en doble terna y nivel de tensión 220 kV, se consideren dentro de su equipamiento doble cable de Fibra Óptica.


Que, los requisitos mínimos de protección para Líneas de Transmisión contenidos en el “Procedimiento Técnico Nº20 del COES” no establecen que se requiera de dos (02) cables de Fibra Óptica;

Que, por una parte, están los requisitos necesarios para obtener la protección mínima necesaria contra descargas atmosféricas y, por otra parte, los requerimientos impuestos por la conexión para comunicaciones por medio de Fibra Óptica. En el primer tema, se pueden requerir hasta dos cables de guarda de acero para conformar el apantallamiento, un solo cable de acero, o incluso ninguno en zonas donde no se tiene nivel isoceraúnico. En el segundo tema, solo es necesario un (01) cable de Fibra Óptica con 24 fi lamentos, los cuales son sufi cientes para atender el propósito de comunicaciones. El cable de Fibra Óptica se integra con el cable de acero conformando el OPGW, que a su vez cumple la función de cable de acero para el apantallamiento;

Que, por lo tanto, las posibles combinaciones para una línea de transmisión serán: 1) Línea que no requiere apantallamiento, pero requiere comunicaciones: tendrá un solo cable OPGW; 2) Línea que requiere un cable de acero para el apantallamiento, y requiere comunicaciones: tendrá un solo cable OPGW y; 3) Línea que requiere dos cables de acero para confi rmar el apantallamiento, y requiere comunicaciones: tendrá un cable OPGW y un cable de acero;

Que, en conclusión, la BDME cumple con los requerimientos de protección, no obstante, en los casos en que se requiera de la Fibra Óptica adicional, se remplazará uno de los cables de acero por uno de Fibra Óptica, siendo ésta (y lo indicado en los ítems 1, 2 y 3 del párrafo anterior) parte de la metodología de equipamiento de estos Módulos;


2.3. REVISAR LA VALORIZACIÓN DE LOS MÓDULOS DE FIBRA ÓPTICA


Que, la recurrente indica, existe un error material dentro de los costos de los Módulos de Fibra Óptica;

Que, al respecto, añade que, el cálculo de los costos de los Módulos de Fibra Óptica se obtiene al dividir el costo total del Módulo (en dólares) y la longitud referencial del Módulo valorizado (en kilómetros). Sin embargo, la división de los costos totales se ha obtenido con un valor diferente de longitud referencial, por ejemplo, para el Módulo de Fibra Óptica para Poste de Acero se ha considerado una longitud referencial de 100 km, debiendo ser 5 km;

Que, por lo tanto, la recurrente solicita corregir el error material descrito.


Que, al respecto, resulta válido el argumento presentado por la recurrente, dado que, al calcular el precio por kilómetro para los Módulos “FO-COPA-A”, “FO-COXX-S2” y “FO-COXX-S1”, se ha considerado de forma incorrecta la longitud referencial de una Línea de Transmisión;

Que, en función a los argumentos señalados, el petitorio de LUZ DEL SUR debe ser declarado fundado.

2.4. INDICAR CUÁL ES EL PROCEDIMIENTO PARA EL RECONOCIMIENTO DE CELDAS ENCAPSULADAS AL EXTERIOR EN 220 KV PARA CONEXIONES CON SUBESTACIONES DEL STTN


Que, la recurrente manifi esta que dentro del Plan de Inversiones de Transmisión se han aprobado instalaciones de celdas de línea de 220 kV, tipo encapsulada, al exterior, con 63 kA de corriente de cortocircuito para conexiones con el Sistema Troncal de Transmisión;

Que, la recurrente agrega que considerando el análisis del “Comentario 3.4 del Anexo E del Informe 503-2018-GRT” donde se manifi esta que las instalaciones, como las descritas anteriormente, no constituyen un estándar para los Sistema de Transmisión considerados dentro de la BDME;

Que, en consecuencia, la recurrente consulta ¿cuál es el procedimiento de la valorización de las instalaciones de celdas de línea de 220 kV, tipo encapsulada, al exterior, con 63 kA de corriente de cortocircuito aprobadas en el Plan de Inversiones de Transmisión?


Que, al respecto, dentro de la BDME existen celdas empleadas para la conexión con el sistema troncal, estos Módulos tienen un código que permite identifi carlos como Módulos con equipamiento de 63 kA, apto para conexión al sistema Troncal, y con dos confi guraciones que garanticen la fl exibilidad y confi abilidad requerida para este tipo de interconexiones; i) confi guración doble barra más seccionador de transferencia y; ii) confi guración Interruptor y medio, en las regiones de Costa, Selva y Sierra;

Que, por otro lado, cabe recordar que, durante el proceso de asimilación se defi nieron que los Módulos encapsulados (GIS) de 220 kV serían propuestos para ser instalados al interior, debido a que al estar bajo un ambiente cerrado se protege ante agentes ambientales que pueden afectar al equipo. Además, este tipo de instalación obedece a la práctica de ingeniería estándar;


Que, lo anterior, se verifi có realizando una comparación con otros modelos de mercado, donde se puede constatar que en ningún otro país se realiza una discriminación de reconocimiento entre los tipos interior o exterior;

Que, por lo expuesto, de existir, subestaciones conectadas al STTN, en 220 kV tipo encapsulada, al exterior, con 63 kA de corriente de cortocircuito para conexiones con el Sistema Troncal de Transmisión, estos se considerarán para la valorización como si estuvieran instalados al interior;

Que, en función a los argumentos señalados, el petitorio de LUZ DEL SUR debe ser declarado fundado, por cuanto, se brinda un detalle mayor respecto de lo consultado.

2.5. AGREGAR EN LOS MÓDULOS DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN SUBTERRÁNEAS ENDUCTADAS EL VACIADO DE CONCRETO PARA EL 100% DE LA LONGITUD REFERENCIAL


Que, la recurrente precisa que cerca de 247 km de Líneas de Transmisión Subterráneas Enductadas en 60 kV, y cerca de 72 km en 220 kV consideran un 100% de vaciado de concreto en su recorrido;

Que, además, indica la recurrente, respecto a lo indicado por Osinergmin acerca de la consideración del 7% de vaciado de concreto utilizado para protección mecánica de cruces de avenidas, LUZ DEL SUR manifi esta que el resto del recorrido, en decir el 93% restante, también se instala bajo pistas o calzadas, debido a que debajo de las veredas y bermas existen instalaciones correspondientes a otros servicios como agua, alcantarillado, gas, telefonía, redes subterráneas en media y baja tensión;

Que, agrega la recurrente, otro motivo de la utilización de ductos de concreto se debe a la protección de daños ocasionados por terceros;

Que, indica la recurrente que los daños contra terceros fueron reconocidos por Osinergmin al valorizar las Líneas de Transmisión de 60 kV Alto Praderas – Las Praderas como Líneas de Transmisión Enductadas en el proceso de Liquidación Anual del 2016;

Que, por lo expuesto, la recurrente solicita que el Módulo de Líneas de Transmisión Subterránea considere el vaciado de concreto al 100% del recorrido de la Línea.


Que, al respecto, de la revisión realizada se verifi có que, en el proceso de migración de la Base de Datos, se omitió para las líneas de transmisión subterráneas enductadas un revestimiento de concreto en toda su extensión, siendo correcta la afi rmación de la recurrente;


2.6. REVISAR EL CÁLCULO DE MERMAS EN LOS CABLES SUBTERRÁNEOS DE 220 KV Y 60 KV


Que, la recurrente indica que la longitud de cable total está dada por la suma de las longitudes del cable más las mermas de cámara, tendidos y extremos;

Que, agrega la recurrente, considerando el análisis del “Comentario 1.4 del Anexo E del Informe 503-2008-GRT” se deduce que, el cálculo de la merma del cable en Módulos de Líneas de Transmisión Subterráneas solo considera la merma por tendido. Lo anterior se sustenta, con el análisis realizado por Osinergmin, donde no se ha pronunciado sobre el error de merma por extremos;

Que, por consiguiente, agrega la recurrente, que se han omitido las mermas en cámara y en extremos;

Que, por lo expuesto, solicita se incorporen dentro del cálculo por merma del cable en Módulos de Líneas de Transmisión Subterráneas las mermas en cámara y en extremos.


Que, al respecto, se ha revisado y encontrado que, en la formulación no se incluyó tanto la merma en cámara (2 m por fase) y la merma en los extremos (2 m por fase);

Que, por lo tanto, el petitorio de LUZ DEL SUR debe ser declarado fundado.

2.7. CONSIDERAR EN LOS MÓDULOS DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN SUBTERRÁNEAS DE 220 KV Y 60 KV EL ENTIBADO EN EL 100% DE LA LONGITUD REFERENCIAL


Que, la recurrente considerando el “Comentario 1.8 del Anexo E del Informe 503-2018-GRT” precisa que, las Normas G050 y CE.010 Pavimentos Urbanos del Reglamento Nacional de Edifi caciones, especifi can que, la zanja abierta con una profundidad mayor a 1,5 m tiene que ser entibada con base al estudio de suelos;

Que, agrega la recurrente que, según el mapa del SIRAD 2010 (Sistema de Información sobre recursos para Atención de Desastres) elaborado por INDECI y el PNUD (Programa de las Naciones Unidas para el Desarrollo) Lima está ubicada en una zona altamente sísmica, con predominancia de suelo de tipo arena (con agua), arena (sin agua) y relleno. Según norma E.30 del Reglamento Nacional de Edifi caciones estos suelos al tener resistencia entre 0,5 kg/cm2 y 10 kg/cm2 se vuelven inestables al ser alterada su estructura cuando se realiza la excavación de una zanja;


Que, la recurrente menciona también que según lo indicado por la Norma E.50 Suelos y Cimentaciones del Reglamento Nacional de Edifi caciones en el acápite 33.6 Excavaciones sin soporte. Asimismo, la recurrente indica que el valor del 20% para el entibado considerado en la BDME resulta un promedio aritmético de los tres tipos de suelo existentes;

Que, ante esto, la recurrente pone en manifi esto que el 30% de entibado para suelos Tipo I no cumple con lo indicado con la Norma Técnica E.030. Para el caso de los suelos Tipo II los cuales son más estables, y dicha estabilidad es afectada al realizar una excavación tipo zanja. Y para el caso de suelo Tipo III, su uso es atípico en Líneas de Transmisión Subterráneas, por lo que no aplica;

Que, por lo tanto, LUZ DEL SUR manifi esta su requerimiento de entibado de la siguiente manera; i) para suelo Tipo I un 100% de entibado; para suelo tipo II un 100% de entibado, y; iii) para suelo Tipo III no aplica;

Que, por otro lado, la recurrente indica que, según la estructura de la BDME, la cual considera un entibado del 20%, este debería considerar cinco usos de madera. Sin embargo, en el costo unitario de la partida “OCER7 – Entibado de zanja” se ha calculado considerando 10 usos de madera;

Que, por lo expuesto, la recurrente solicita considerar entibado de zanjas en el 100% de la longitud en los Módulos de Líneas de Transmisión Subterráneas y corregir la partida “OCER7 – Entibado de zanja”, según corresponda.


Que, al respecto, se ha procedido a revisar las especifi caciones de las normas G050 y CE.010 Pavimentos Urbanos del Reglamento Nacional de Edifi caciones, además de los sustentos presentados por la recurrente, observándose que, resulta conveniente considerar el entibado en toda la longitud de referencia de la Línea de Transmisión, toda vez que, en todos los casos la profundidad de la excavación supera 1,5 m y que, dadas las condiciones geotécnicas locales se podría presentar algún tipo de inestabilidad y afectar la seguridad de la obra;

Que, por consiguiente, se procede a considerar el entibado en toda la longitud de la Línea de Transmisión, más aún si tomamos en cuenta que los materiales considerados en la valoración del entibado no son reutilizables;


2.8. INCORPORAR EL MÓDULO LT-220COR0TAD0C1600A PARA TRAMOS CORTOS DE 15 KILÓMETROS


Que, la recurrente cita el análisis realizado en el “Comentario 2.3 del Anexo E del Informe 503-2018-GRT”. Asimismo, agrega que la incorporación del Módulo LT-220COR0TAD0C1600A surgió de la necesidad de valorizar Líneas de Transmisión con Torres de Acero que se instalan en los cerros en la costa rural, y que presentan la particularidad de tener longitudes de aproximadamente 15 kilómetros y porcentualmente mayor número de estructuras angulares que las consideradas en la BDME;

Que, por lo tanto, la recurrente solicita la incorporación del Módulo LT-220COR0TAD0C1600A para tramos de 15 kilómetros, considerando una distribución de estructura angulares del 60%.


Que, al respecto, se entiende que la pretensión de la empresa es incrementar el valor del módulo al aumentar el porcentaje de estructuras angulares, en virtud de tener una distancia longitudinal menor para líneas en la costa rural y adjunta estadísticas de dos (02) líneas;

Que, aunque las dos líneas de transmisión representan la totalidad de las líneas existentes en la costa rural, estas no son una muestra representativa que pueda ser considerada para todas las Líneas de Transmisión de 220 kV en zonas rurales. Cabe indicar que en la defi nición del criterio de longitudes referenciales de los Módulos únicamente se considera el nivel de tensión y la zona (rural o urbana) para su clasifi cación;

Que, con estos criterios se obtienen muestras que permiten considerar de manera amplia las diferentes Líneas de Transmisión y por consiguiente es pertinente la utilización de las longitudes de referencia de la BDME vigente;

Que, por lo tanto, se mantiene la longitud de referencia para el Módulo “LT220COROTAD0C1600A”;


2.9. REVISAR LA DETERMINACIÓN DEL NÚMERO DE ESTRUCTURAS EN LOS MÓDULOS DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN AÉREAS


Que, la recurrente señala que, la BDME anterior considera que el número de estructuras de una Línea de Transmisión está dado por la suma de una unidad más la función máximo entero aplicada al valor resultante de la división de la longitud referencial y el vano;

Que, indica la recurrente, que en la formulación del número de estructuras dentro de la BDME se obtienen valores distintos, por ejemplo, para el Módulo “LT-060COU0ACD0C1500A” si utilizamos la expresión descrita anteriormente se obtiene un valor de 31 estructuras, sin embargo, en la BDME se han considerado 29 estructuras;

Que, por lo tanto, la recurrente concluye que, se ha cometido un error material en la determinación del número de estructuras, por lo que solicita su corrección.



Que, al respecto, de la revisión de la formulación empleada para determinar el número de estructuras de una Línea de Transmisión aérea, se identifi ca que, efectivamente, existe un error material en dicha formulación, resultando válido el argumento presentado por LUZ DEL SUR en relación a la fórmula y procedimiento de cálculo que debe emplearse;


2.10. INCLUIR BLOQUES DE CONCRETO PARA PROTECCIÓN VEHICULAR DE LOS POSTES ANGULARES EN ZONAS URBANAS


Que, la recurrente indica que la utilización de los bloques de concreto da seguridad en zonas urbanas y zonas vehiculares; y, además, que se deben considerar dos bloques de concreto por cada estructura poste tipo angular, tal y como se consideran en la versión de la BDME, publicada mediante Resolución Nº054-2018-OS/CD;

Que, por tanto, la recurrente solicita se incluyan dos bloques de concreto por cada estructura angular de los Módulos de Líneas de Transmisión urbanas con Postes de Acero y Concreto.


Que, al respecto, como resultado de la revisión de la BDME en relación a los bloques de concreto asociado a los postes de tipo angular, se observa que, se presenta un error material generado como consecuencia de la migración de la BDME. En ese sentido, se procede a considerar dos bloques de concreto para las estructuras tipo ángulo de los Módulos de Líneas de Transmisión urbanas en los tipos de estructuras que correspondan, tal como se ha venido considerando en la BDME anterior;


2.11. LOS COSTOS DE SERVIDUMBRE NO DEBEN TENER ASIGNADO UN VALOR FIJO


Que, LUZ DEL SUR considera que el costo de la servidumbre no debe tener asignado un valor fi jo, debido a que, de acuerdo con la Ley de Concesiones Eléctricas, el pago por servidumbre se fi ja por acuerdo de las partes y, caso contrario, por parte del Ministerio de Energía y Minas. En ese sentido, refi ere LUZ DEL SUR que la servidumbre tiene una situación distinta respecto de los demás elementos del sistema de transmisión, pues la misma ley le ha otorgado una regulación distinta;

Que, la impugnante refi ere que la norma no ha impuesto al concesionario optar por el costo menor, sino que le permite acordar libremente el monto correspondiente en cada caso concreto. Por tal motivo, considera que la diferenciación que realiza Osinergmin, respecto de los costos estándares y costos reales sobre la base de los fi nes de la efi ciencia que persigue la regulación tarifaria, atenta contra el principio de confi anza legítima que dispone que el costo de la servidumbre sea fi jado por acuerdo de las partes, al permitir que se reconozca un costo que puede estar alejado del acuerdo permitido por la norma;

Que, añade LUZ DEL SUR, al reconocer un costo fi jo ex ante no se está promoviendo la efi ciencia, pues se incentiva a los concesionarios a negociar con los propietarios de los predios montos que pueden desconocer las condiciones particulares de cada predio, incrementándose con ello los costos de transacción y evitándose que se concreten acuerdos efi cientes. Por tanto, considera incorrecto que se haya rechazado su solicitud en la medida que no corresponde establecer un monto fi jo para la servidumbre;

Que, ante ello, propone dos alternativas: (i) utilizar la metodología del Reglamento Nacional de Tasaciones, pero sobre la base de la información que proporcionen las empresas sobre costos históricos; o (ii) establecer un costo estándar promedio que pueda ser modifi cado con la liquidación correspondiente al momento de la puesta en operación, conforme al Plan de Inversiones. Dicho error, añade, implica incurrir en defectos de motivación;

Que, fi nalmente, refi ere que utilizar la metodología de tasación del Reglamento Nacional de Tasaciones, como insumo para determinar el costo estándar, sin ningún sustento fáctico, constituiría una arbitrariedad, por lo que lo ideal sería que se reconozca la inversión real conforme a cada servidumbre.


Que, tal como se ha pronunciado el Regulador, de conformidad con el inciso b) numeral IV) del artículo 139 del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas, la valorización de la inversión de las instalaciones de transmisión que no están comprendidas en un Contrato de Concesión de SCT, será efectuada sobre la base de costos estándares de mercado. Añade este dispositivo que la base de costos estándares de mercado deberá comprender los equipos, materiales y otros costos que establezca Osinergmin, que se requieran para implementar las obras del Plan de Inversiones, incluyendo las referidas a la conexión al Sistema Principal, Sistema Garantizado de Transmisión y Sistemas Secundarios de Transmisión de terceros, de ser el caso;

Que, como se puede apreciar de este dispositivo normativo citado, la regla es valorizar las instalaciones de transmisión con costos estándares, y en este caso, la excepción que la norma establece es aquella referida a las instalaciones comprendidas en un Contrato de Concesión de SCT, esto, en razón de que la valorización en estos casos se realiza mediante los montos establecidos contractualmente;

Que, ahora bien, la recurrente pretende extraer de la valorización con la Base de Datos a las servidumbres que se impongan para la prestación del servicio de transmisión eléctrica, particularmente en cuanto a las líneas de transmisión, amparándose para ello, en el artículo 112 de la Ley de Concesiones Eléctricas, que manifi esta que le da el derecho de establecer una servidumbre, obliga a indemnizar el perjuicio que ella cause y a pagar por el


uso del bien gravado, y que, además, dispone que la indemnización debe fi jarse por acuerdo de partes o, caso contrario, por parte del Ministerio de Energía y Minas;

Que, sin embargo, de una lectura a lo dispuesto en el citado artículo 112 podemos advertir que el mismo tiene como fi nalidad salvaguardar los derechos del propietario del bien, de tal modo que este sea indemnizado por el recorte que sufre en el ejercicio de los atributos de su propiedad. Así, el artículo dispone que la indemnización a favor del propietario del bien sirviente es la que se pacta entre las partes o, en su defecto, se somete a la fi jación del Ministerio de Energía y Minas. Sin embargo, este artículo no dispone que el monto que se fi je sea trasladado a la tarifa eléctrica, ni mucho menos establece una forma de regulación distinta a la prevista en el RLCE, respecto a que la valorización de las instalaciones se realiza con la Base de Datos;

Que, en ese sentido, el artículo 112 de la Ley de Concesiones Eléctricas, que se ubica en el Título IX “Uso de bienes públicos y de terceros” no debe ser empleado para modifi car lo dispuesto por los artículos 8 y 42 del mismo cuerpo normativo, los cuales versan sobre los precios de la electricidad y donde se establece que la regulación de precios debe establecerse de tal forma que promueva la efi ciencia del sector. Es decir, en sus fi jaciones tarifarias de transmisión eléctrica, Osinergmin debe velar siempre porque prevalezca el principio de efi ciencia por sobre cualquier costo real que pueda existir en el sector, como el caso de los costos reales de las servidumbres;

Que, consecuentemente, se tiene que la normativa vigente no permite el reconocimiento de costos reales incurridos por los titulares de transmisión, sino que dichos costos son reconocidos a través de la aprobación previa de una Base de Datos que Osinergmin debe mantener actualizada, siendo la señal a la que se deben sujetar los concesionarios;

Que, para efectuar la valorización con la que se reconocerá las inversiones de los SCT, Osinergmin deberá incorporar en la base de datos, el costo “estándar” correspondiente a la servidumbre, independientemente de cómo se obtenga en la realidad el valor, es decir, que para el valor que determine el Regulador no necesariamente deben tomarse en cuenta los montos que acuerden las partes, pues dichos acuerdos pueden contener precios excesivos que escapen a un análisis de razonabilidad, afectando de ese modo, el principio de efi ciencia, puesto que, dos partes se podrían poner de acuerdo para que una tercera no interviniente, asuma el pago que libremente pactaron;

Que, el marco normativo considera de forma especial cómo se llega al valor que se paga por un componente y cómo se llega al valor que la regulación tarifaria reconoce, formas que pueden ser válidamente distintas, sin que se incurra en supuestos de falta de coherencia normativa. En ese entendido, no existe incoherencia en el hecho cómo la norma ha regulado el establecimiento de un valor para las servidumbres y la forma cómo se reconocen dichas servidumbres en la tarifa eléctrica, puesto que, si bien la normativa sectorial indica que las partes pueden ponerse de acuerdo sobre el valor de la servidumbre, no existe precepto legal que obligue al Regulador, en aplicación del principio de legalidad, a tomar dicho acuerdo como insumo en la determinación de tarifas;

Que, el reconocimiento tarifario en aplicación del principio de legalidad se realiza a partir del “costo estándar” y no del “costo real”; el criterio aplicado para las servidumbres de las subestaciones, en principio tiene un origen normativo (Norma Tarifas), siendo válido legalmente un trato diferenciado, en situaciones diferentes;

Que, la aplicación del Reglamento Nacional de Tasaciones, cuyo uso no es descartado por la recurrente, establece en sus artículos 1 y 2 que éste tiene por objeto establecer criterios, métodos y procedimientos técnicos normativos para la tasación de bienes inmuebles, muebles e intangibles, y debe ser aplicado obligatoriamente para la elaboración de tasaciones comerciales y reglamentarias, por tanto, su metodología sirve de base a Osinergmin;

Que, así, su aplicación sí resulta obligatoria en la elaboración de tasaciones; sin embargo, para efectos tarifarios se trata de un insumo válido, el cual puede ser acogido en lo pertinente, complementado o mejorado, según el análisis técnico que se hubiera efectuado para representar los costos del terreno. Sobre este punto, vale enfatizar que el valor reconocido propiamente debe ser un costo estándar y representativo, y como ha señalado el área técnica, sí utiliza la metodología del Reglamento Nacional de Tasaciones;

Que, en consecuencia, la Ley de Concesiones Eléctricas y su Reglamento autorizan la opción que tiene cada titular para obtener una servidumbre, más no necesariamente obliga que el costo a ser reconocido tarifariamente sea el que resulte de dicha opción; dado que al ser un costo “estándar” el que tiene los efectos regulatorios, puede resultar éste último con diferencias positivas o negativas respecto del costo incurrido. La razonabilidad tras dicha disposición reside en que se busca con la normativa regulatoria, y en particular con la metodología de reconocimiento de costos, la efi ciencia en las decisiones, a fi n de trasladar dicha efi ciencia a la tarifa que se apruebe.

Que, por lo expuesto, bajo el marco normativo vigente, no corresponde una alternativa diferente a la aplicada por Osinergmin, razón por la cual, este extremo del petitorio debe ser declarado infundado.

2.12. SUSTENTAR EL PRECIO DE LOS AIRES DE LA FRANJA DE SERVIDUMBRE DE LAS LÍNEAS DE TRANSMISIÓN AÉREAS


Que, indica LUZ DEL SUR, conjuntamente con la fi jación del valor de las servidumbres, se ha fi jado el valor para los aires, sin embargo, advierte, no se ha indicado de donde se obtiene el valor del precio de los aires. Añade que no se aprecia ninguna evaluación que sustente dicho precio, por lo que considera que el valor de USD 0,1/M2 ha sido fi jado arbitrariamente. Así, al respecto, advierte un defecto de motivación pues este extremo carece de justifi cación, afectándose el derecho de los administrados.

Que, añade, al no tener información no se tiene cómo contradecir la decisión, por lo que solicita que se incorpore el debido sustento al valor y, se otorgue un plazo adicional para observarlo.


Que, al respecto, conforme se ha señalado en el análisis del extremo anterior, la metodología de valoración de la servidumbre utilizada en la BDME se acoge a lo establecido en el Reglamento Nacional de Tasaciones del Perú aprobado por R.M. Nº 172-2016-VIVIENDA, publicada el día 23 de julio de 2016.


Que, sobre la solicitud de sustento del valor de los aires de la franja de servidumbre de las Líneas de Transmisión aéreas, tal como se ha señalado corresponde mencionar que, el valor empleado por Osinergmin es el mismo valor aprobado en la sección 2.1.2 del Informe Técnico Nº 0422-2011-GART que sustenta la Resolución Nº 226-2011-OS/CD, que aprobó la nueva BDME en un proceso de reestructuración. En ese sentido, el valor de los aires que Osinergmin ha empleado para efectos de la presente BDME es el mismo valor aprobado en procesos anteriores de actualización de costos y de reestructuración de la BDME, el mismo que viene utilizándose a la fecha, vale decir, la mejor información disponible, por lo que es innecesario sustentar un criterio que ya fue tratado en procesos anteriores. Por lo tanto, la solicitud de LUZ DEL SUR deviene en infundado.

Que, sobre el particular, si la recurrente pretende modifi car dicho valor, entonces conforme establece la Resolución Nº 171-2014-OS/CD, debió haber presentado una propuesta debidamente sustentada que permita su evaluación en su propuesta de restructuración, aspecto que no ha ocurrido en el actual proceso de reestructuración de la BDME. En consecuencia, al no tener nuevos argumentos y/o sustentos para modifi car el valor en cuestión, Osinergmin ha procedido, conforme al criterio adoptado, a mantener el valor aprobado anteriormente.

Que, sin perjuicio de lo antes señalado, de la revisión de la BDME en relación a la determinación de los costos de servidumbre, se ha identifi cado una inconsistencia en la aplicación del criterio considerado en la BDME (formulación), toda vez que el valor de los aires corresponde al 10% del costo del terreno, conforme ha sido descrito en el mencionado Informe Técnico Nº 0422-2011-GART.

Que, el valor aprobado sí se encuentra sustentado en el pronunciamiento del Regulador, así, el ejercicio del derecho de contradicción administrativa se ejerce a través de los recursos de reconsideración frente un acto que supone afecta o desconoce un derecho o un interés, conforme a lo previsto en el artículo 118.1 del Texto Único Ordenado de la Ley del Procedimiento Administrativo General, por tanto la recurrente pudo haber presentado los argumentos necesarios para contradecir el monto que Osinergmin ha establecido para reconocer el valor de los aires;

Que, no obstante, LUZ DEL SUR en su recurso, solamente cuestiona que dicho monto no ha sido motivado y no propone de manera sustentada un valor distinto. Así, la recurrente solamente se opone al valor, pero no señala ni argumenta por qué dicho valor le perjudica, teniendo en cuenta que la afectación de un interés legítimo y la probanza es un presupuesto básico para el ejercicio del derecho de contradicción administrativa, ya que, en sujeción a lo previsto en el artículo 118.2 de la referida ley, su interés en la actuación administrativa, debe ser legítimo, personal, actual y probado;

Que, en este caso, LUZ DEL SUR, se encontraba habilitado de refutar el valor que considera lesiona sus derechos y probarlo, siendo esta la etapa para la impugnación administrativa y no otra, por lo que no corresponde acceder a un plazo adicional al previsto legalmente,

Que, conforme se ha señalado en el análisis del extremo anterior, la metodología de valoración de la servidumbre utilizada en la BDME se acoge a lo establecido en el Reglamento Nacional de Tasaciones del Perú aprobado por R.M. Nº 172-2016-VIVIENDA, publicada el día 23 de julio de 2016;


2.13. INCLUIR EN LOS ESQUEMAS TÍPICOS DE SUBESTACIONES EL ÁREA DEL RETIRO MUNICIPAL


Que, la recurrente sostiene que los retiros municipales son parte del costo que las empresas asumen al pagar por los terrenos, toda vez que, con independencia de la regulación existente en cada municipalidad, se trata de una exigencia en virtud del Reglamento Nacional de Edifi caciones y de conformidad con cada Plan Urbano Distrital. En ese sentido, añade que, al existir por mandato legal, el Regulador debería reconocerlos, ya que, de lo contrario, se incurriría en un defecto de motivación, por lo que propone que se establezca un área estándar promedio que pueda ser modifi cada en la liquidación correspondiente, la misma que podría establecerse considerando la regulación de las distintas municipalidades.


Que, al respecto, se debe indicar que, no se encuentra nuevos elementos o sustentos que modifi quen lo indicado en la respuesta a las observaciones presentadas a la prepublicación de la nueva BDME;

Que, se advierte que este concepto no puede estandarizarse, puesto que además de tener regulaciones distintas en cada distrito, no es una exigencia generalizada para todos o para la mayoría de los casos de ejecución de las subestaciones eléctricas; incluso en algunas zonas, dicho retiro o exigencia municipal no existe, lo cual hace imposible que pueda obtenerse un valor estándar que represente al mercado, y que pueda ser incluido dentro de la Base de Datos, tal como lo solicita la recurrente, por lo que corresponde que dicho extremo sea declarado infundado;

Que, no obstante, atendiendo a cada regulación municipal en particular, cuando se trate de una obligación legal demostrada y justifi cada, los titulares podrán solicitar a Osinergmin en cada caso concreto el reconocimiento del mencionado retiro municipal (metrado) a efectos de que el Regulador evalúe su solicitud, para el respectivo reconocimiento, en caso no estuviera incluido en el metrado reconocido de cada subestación.


2.14. MODIFICAR LOS MÓDULOS DE OBRAS COMUNES PARA SUBESTACIONES ENCAPSULADAS EN 220 kV Y 60 kV CONSIDERANDO LOS INGRESOS Y SALIDAS CON CABLES SUBTERRÁNEOS


Que, la recurrente manifi esta que, en el Sistema Complementario de Transmisión las subestaciones encapsuladas tienen como estándar el ingreso del cable subterráneo tanto en 220 kV como en 60 kV, en tanto que en el


Sistema Garantizado de Transmisión se diseña el ingreso con línea aérea, como sustento la recurrente indica 08 instalaciones existentes con ingreso y/o salidas con cables subterráneos;

Que, agrega, en el caso de la subestación Malvinas se disponen de ingresos y salidas de líneas subterráneas, y dispone de sótanos;

Que, en ese sentido, la recurrente solicita modifi car los Módulos de obras comunes para subestaciones encapsuladas considerando ingreso y salida de cables subterráneos y sótanos correspondientes.


Que, al respecto, se precisa que las disposiciones físicas de los Módulos Estándar pretenden el establecimiento de los requerimientos mínimos de área para las Obras Comunes de la subestación, en cuyo caso las salidas con Líneas de Transmisión aéreas son las que consumen una mayor área y, por lo tanto, han sido consideradas como base para la creación de los Módulos de Obras Comunes;

Que, por lo expuesto, no es recomendable combinar tipos de subestaciones y asignar obras que pertenezcan a ambos tipos. También se debe aclarar que, como se puede evidenciar en los planos justifi cativos, en las disposiciones previstas no se requieren sótanos, pues la salida es mediante ductos encapsulados que requieren mayor área para obras comunes;

Que, adicionalmente, las obras asociadas a los ductos y cajas terminales de la Línea de Transmisión Subterránea, son consideradas en las obras asociadas a los Módulos de Línea de Transmisión Subterránea;


2.15. CONSIDERAR LOS COSTOS DE PRUEBAS AC RESONANTES


Que, la recurrente manifi esta que la Factura Nº 00167726 con fecha 21 de diciembre 2016 es de la empresa Tele-Fonika Cable América emitida a la empresa Tecsur, no obstante, los servicios brindados corresponden a LUZ DEL SUR. Indica que lo anterior se evidencia con cartas de la empresa Tele-Fonika Cable América, información adjunta en el Anexo 5 del Informe Técnico presentado por la empresa, donde el proveedor da fe que las “Prueba de AC Resonante” fueron realizadas para las instalaciones de LUZ DEL SUR;

Que, LUZ DEL SUR adjunta nuevo sustento de costos de “Prueba de AC Resonante” mediante la factura Nº00174177 del 22 de diciembre 2017 también de la empresa Tele-Fonika Cable América correspondiente a los servicios brindados en la Línea de Transmisión Subterránea 220 kV Planicie-Manchay;

Que, fi nalmente, expresa la recurrente, existiendo documentos de costos de mercado para la “Prueba de AC Resonante” solicita corregir los costos dentro de la BDME considerando un valor de USD 105 058,82 para el sistema de cables en 220 kV y de USD 87 290,59 para el sistema de cables en 60 kV.


Que, al respecto, se debe señalar que, se ha revisado la información remitida por la recurrente, y se ha verifi cado que las facturas presentadas pertenecen a los servicios que se hicieron para LUZ DEL SUR, en ese sentido, se acogen dichas facturas y soportes adjuntados por la recurrente.;


2.16. CONSIDERAR EN LOS COSTOS DE LOS SUMINISTROS DE MÓDULOS ENCAPSULADOS DE 220 KV Y 60 KV EN DOBLE BARRA, LOS COSTOS DE SUMINISTROS VIGENTES


Que, la recurrente señala que los Módulos encapsulados se deben disgregar, en cuanto al costo, en dos componentes: suministro y montaje. Además; para separar el costo en los componentes señalados advierte que las celdas encapsuladas no disponen de costos disgregados, motivo por el cual se utiliza por costos de mercado. Al respecto, indica la recurrente, que en la nueva BDME sí se dispone de información disgregada en costo de suministro y montaje para los Módulos encapsulados de 220 kV y 60 kV, como sustento la recurrente adjunta un cuadro donde se muestran los costos disgregados que se encuentran dentro de la BDME;

Que, agrega la recurrente, que dentro de la BDME se cuenta con las facturas que sustentan los costos del montaje cuya ubicación se encuentra en la carpeta con ruta - “MOD_INV_2018/BASE DE DATOS/FUENTES/EMPRESAS/Tercer cuatrimestre/LDS/Información complementario extranjera”;

Que, por lo expuesto, la recurrente solicita considerar los costos disgregados de suministro y montaje de los Módulos encapsulados en 220 kV y 60 kV doble barra que se encuentran en la BDME aprobada con Resolución Nº 054-2018-OS/CD.


Que, al respecto, de la información remitida por la recurrente se ha verifi cado que sí se dispone de información disgregada tal como indica LUZ DEL SUR, por lo que se corrigen los costos;

Que, sobre ello, se debe mencionar que, se considera como costo total del equipo el costo del “Equipo GIS” más el costo del “Gas SF6”, esto debido a que el costo del "Montaje” se considera en otra partida denominada “Montaje Electromecánico”;



2.17. CONSIDERAR EN LOS COSTOS DE TABLEROS DE CONTROL, PROTECCIÓN Y MEDICIÓN PARA CELDAS DE 60 KV DE SIMPLE BARRA Y CELDAS DE METAL CLAD DE MEDICIÓN 10 KV LOS COSTOS DE LA BASE DE DATOS VIGENTE


Que, respecto a los Tableros de Control y Protección para celdas 60 kV Simple Barra, la recurrente señala que, el precio del tablero de control, protección y medición para celdas de 60 kV simple barra (USD 65 863,63) y el precio del tablero para la celda transformador de 60 kV de simple barra (USD 69 065,15) reportados en el 2013 por ELECTRONORTE, que se encuentran en la base de datos de Osinergmin, no presentan errores y se mantienen vigentes;

Que, asimismo manifi esta que, Osinergmin indica que son precios antiguos; al respecto, la recurrente, indica que, dichos precios se encuentran en la orden de compra 0036840 emitida por LUZ DEL SUR para la adquisición de un tablero de control, protección y medición para celda de línea 60 kV simple barra que asciende a USD 63 670,00 adquirido para el concesionario del Metro 2 de Lima;

Que, además destaca que, si bien la orden de compra no responde a una compra de sus operaciones de transmisión, igual debe tomarse en cuenta en aplicación del principio de verdad material;

Que, la recurrente menciona que la compra antes referida ha sido realizada con las mismas especifi caciones técnicas y criterios de diseño que las aplicadas para los demás tableros de la subestación donde se va a instalar el tablero adquirido para el concesionario del Metro 2 de Lima;

Que, la recurrente, concluye que, los precios antes indicados están debidamente sustentados y difi eren de los estimados por Osinergmin que están en el orden de USD 19 100;

Que, por otro lado, respecto a los Tableros de Control y Protección para celdas 60 kV Doble Barra, la recurrente señala que, el precio de USD 71 260,40 del tablero de control, protección y control de una celda 60 kV doble barra “CPE060EDBL” indicado por Osinergmin, no corresponde al precio de un tablero. Los costos de los tableros de control, protección y medición para celdas de 60 kV con sistema doble barra presentan similar equipamiento que lo tableros en celdas con sistemas simple barra, por lo que, deben considerarse valores similares a los tableros para celdas de simple barra que han sido sustentados adecuadamente;

Que, la recurrente, concluye que, para este tipo de celda de 60 kV, se debe considerar el precio de los tableros para celdas de simple barra;

Que, respecto a la celda metal clad de medición 10 kV, la recurrente señala que, el precio de la celda vigente que asciende a USD 31 569,50, ha sido sustentado con factura Nº F521-00002613 del 2016, es decir, no es un precio antiguo, por lo que debe mantenerse en la nueva Base de Datos;

Que, la recurrente, concluye que, existiendo documentos sustentatorios válidos para fi jar los precios de los tableros de control, protección y medición para de celdas de 60 kV y la celda metal clad de medición 10 kV; por lo que Osinergmin debe considerar los precios contenidos en éstos y no considerar estimaciones sin sustento, puesto que, según la normativa vigente, los Módulos deben considerar precios de mercado;

Que, en ese sentido, la recurrente solicita considerar los precios vigentes de tableros de control, protección y medición para celdas de 60 kV de simple barra y celdas de metal clad de medición 10 kV. Adicionalmente, solicita considerar para los tableros de control, protección y medición de celdas de 60 kV doble barra, los precios similares a los tableros de las celdas de 60 kV simple barra.


Que, al respecto, se ha verifi cado que para los “Tableros de Control y Protección para celdas 60 kV Simple Barra”, se ha encontrado dos facturas como sustento, correspondiendo una (01) de ellas a la factura emitida por Tecsur a Hidrandina, la cual no cumple los criterios establecidos en la Resolución Nº 171-2014-OS/CD, en ese sentido, solo se considera el sustento de la segunda factura como válida;

Que, por otro lado, respecto al “Tablero para la Celda Transformador de 60 kV de simple barra”, se verifi ca que se dispone de sustento y se corrige en la BDME; para los “Tableros de Control y Protección para celdas 60 kV Doble Barra”, tal como se señaló en el análisis de las opiniones a la prepublicación de la Reestructuración de la BDME, la factura que es sustento del equipo, no corresponde por tratarse de una factura de una Celda de Línea, por ello, se acepta la solicitud de LUZ DEL SUR de considerar el precio de los “Tableros de Control y Protección para celdas 60 kV simple barra”; fi nalmente, para la “Celda Metal Clad de Medición 10 kV” se verifi ca y valida el sustento presentado por la recurrente, corrigiéndose en ese sentido el costo;

Que, sin perjuicio de lo antes mencionado, se debe precisar que la nueva BDME resultado del proceso de Reestructuración, será actualizada el año 2020 para su aplicación conforme lo establece la Resolución 179, por lo que, los costos de la BDME serán actualizados con las informaciones que remitan las empresas;


2.18. CONSIDERAR EN LA BASE DE DATOS LAS CARGAS DEL CABLE DE FIBRA ÓPTICA PARA EL CÁLCULO DE CARGAS Y PESOS DE ESTRUCTURAS


Que, la recurrente indica que ha verifi cado la incorporación a la nueva BDME la macro “EOPTIMIZACIONVANOTA”; asimismo, precisa que, la solicitud de incorporar la Fibra Óptica en los Módulos de Líneas de Transmisión fue


atendida por Osinergmin mediante la incorporación del nuevo Módulo Estándar “FO-COTA-A”, el cual valoriza los costos de Fibra Óptica en las Líneas de Transmisión en costa con torres;

Que, además, especifi ca que, debido a que el código del Módulo que valoriza la Línea de Transmisión de 220 kV con Torres de Acero en costa rural “LT-220COR0TAD0C1600A” corresponde a una Línea sin cable de guarda, las cargas del cable OPWG no han sido procesadas en el cálculo de cargas en las estructuras. Lo anterior se verifi có en la programación de la macro “EOPTIMIZACIONVANOTA”, como sustento la recurrente adjunta parte de lenguaje del programa de la macro “EOPTIMIZACIONVANOTA” donde hace notar lo anteriormente mencionado;

Que, fi nalmente, la recurrente concluye que, debe revisarse la programación de la macro “EOPTIMIZACIONVANOTA” de tal forma que se incorpore toda la información del cable OPGW en el cálculo de cargas y pesos de las torres, y se actualice los cálculos de las cimentaciones;

Que, en ese sentido, solicita incorporar a los cálculos de cargas y de los pesos de torres del Módulo “LT-220COR0TADAC1600A”, la información de cargas del cable OPGW.


Que, efectivamente al considerar las cargas proporcionadas por el cable OPGW en las estructuras de soporte, sobre estas ocurre un aumento de peso y por lo tanto exigen mayores cargas en las cimentaciones;

Que, en ese sentido, se adicionan en los Módulos de OPGW las partidas mencionadas y para su cálculo, se toman casos típicos y se presenta un caso representativo en el Anexo, “Partidas Incrementales para línea con OPGW” del documento de sustento “9. Criterios Electromecánicos de LT”;


2.19. CONSIDERAR EN EL CÁLCULO DE LA CIMENTACIÓN DE ESTRUCTURAS ANGULARES LAS CARGAS DE ESTRUCTURAS DE SUSPENSIÓN


Que, la recurrente indica que ha revisado el proceso de cálculo de las cargas de servicio en la macro “EOPTIMIZACIONVANOTA”, incorporada a la nueva Base de Datos de Módulos Estándares;

Que, de lo anterior, la recurrente concluye que las fuerzas en las patas de las torres para el Módulo Líneas de Transmisión en 220 kV Costa Rural, corresponden a una estructura de suspensión, ángulo de línea 5º, cargas verticales y transversales para un vano de 600 m con viento máximo y cargas longitudinales equivalentes al 70% del tiro de todos los conductores en condiciones normales (EDS);

Que, la impugnante indica que no se ha evidenciado que en el cálculo se considere la estructura promedio (donde contienen todas las estructuras, suspensión, angular y retención) como lo indica Osinergmin;

Que, en ese sentido, solicita calcular las cargas de las estructuras angulares y determinar la cimentación de las estructuras según el tipo de estructuras de suspensión, angular medio, angular mayor y de retención.


Que, al respecto, se ha revisado la BDME y se confi rma que los cálculos en cuestión deben ser realizados con estructuras de suspensión “S+3”, las cuales son del tipo de torres que dominan en todo el análisis y distribución de estructuras dado que representan el 34 % del total de las estructuras;

Que, además, se debe precisar que, el 42 % de otro tipo de estructuras (“S-6”, “S-3” y “S±0”) se encuentran por debajo de estas solicitaciones y solo un 4 % (“S+6”) de las torres se encuentran por encima, siendo el 20% (“A-3”, “A±0”, “A+3”, “B-3”, “B±0”, “B+3”, “R-3”, “R±0” y “R+3”) restantes las estructuras de ángulos y retenidas, de las cuales el 4 % del total de las estructuras tienen la misma altura la cual es determinante al obtener las solicitaciones en la fundación y el otro 16 % están por debajo obteniendo al fi nal solicitaciones iguales o inferiores;

Que, en ese sentido, según el método simplifi cado utilizado en la BDME, se considera que las estructuras tipo suspensión “S+3” son las de mayor frecuencia para obtener los valores representativos para las cimentaciones;


2.20. CONSIDERAR EN EL ANÁLISIS DE COSTOS UNITARIOS PARA EMPALMES DE CABLES XLPE 220 KV EL COSTO DE PERSONAL DEL FABRICANTE


Que, LUZ DEL SUR sostiene que en el análisis de costos unitarios “MCTSUB220 –Montaje de cabeza terminal tipo exterior para el cable subterráneo 220 kV” sí se ha incorporado el personal especializado con el costo indicado;

Que, además, en la Base de Datos de Módulo el montaje con código “E3-1200CO”, que corresponde al montaje de empalmes de cables XLPE 220 kV para secciones 1 000 mm2 a 1 600 mm2 (JE-XLPE -220 -10E, JE-XLPE-220-12E, JE-XLPE-220-16E) y el montaje con código “E3-800CO”, corresponde al empalme del cable 800 mm2 de 220 kV. Sin embargo, menciona que, los análisis de costos unitarios de empalmes “E3-1200CO” y “E3-800CO” no contienen el costo del personal especializado;

Que, el montaje de empalme con códigos “E3-1200CO” y “E3-800CO” se viene aplicando a los empalmes de 60 kV y de 220 kV, por lo que se debe considerar un análisis de montaje de empalmes por nivel de tensión;


Que, en ese sentido, la recurrente solicita calcular los análisis de costos unitarios de los montajes de empalmes de cables subterráneos por nivel de tensión, y considerar en el análisis de costos del montaje para los empalmes de cables de 220 kV el costo del personal de fábrica con un costo de 125 USD/hora;


Que, de la revisión de la BDME, se ha verifi cado que no fue incluida la partida de “Ingeniero Electricista especialista en GIS” en los montajes de los empalmes de cable XLPE en los Módulos de Líneas de Transmisión Subterráneas, conforme indica la recurrente. En ese sentido, corresponde incluir en dichos montajes la partida solicitada;

Que, respecto a la solicitud de realizar análisis de costos unitarios de los montajes de empalmes de cables subterráneos por nivel de tensión, esta solicitud se deriva de la necesidad de incluir o no al Ingeniero Electricista especialista en GIS, para la inspección del montaje, partida que ya queda incluida para todo tipo de empalme, por lo tanto, se conserva la estructura actual;

Que, por otro lado, de la revisión de los metrados de la nueva BDME, se ha procedido a verifi car otras partidas correspondientes a montajes electromecánicos de Módulos de Líneas de Transmisión y Subestaciones Eléctricas, encontrándose un error en el “Análisis de Costos Unitarios de Montaje Electromecánico de pórticos metálicos en 220 kV” (POM220001), ya que se verifi ca que la sub-partida “Pintura anticorrosiva” (MT-PITACO) está duplicada, por lo que se procede a borrar el registro adicional. Asimismo, se ha considerado una cantidad de 0,0004 Gln en dicha partida, que es el valor de la BDME vigente;

Que, en función a los argumentos señalados, el petitorio de LUZ DEL SUR debe ser declarado fundado en parte.

2.21. INCLUIR EN LA BASE DE DATOS EL MÓDULO DE LÍNEA DE TRANSMISIÓN DE 220 KV SUBTERRÁNEA ENDUCTADA PARA TRAMOS CORTOS


Que, LUZ DEL SUR manifi esta que las Líneas de Transmisión Subterráneas enductadas con tramos cortos para 220 kV, corresponden a situaciones semejantes a las aprobadas Líneas de Transmisión con tramos cortos de 60 kV.

Que, añade, la necesidad de los tramos cortos de Líneas de Transmisión Subterráneas no se distingue por el nivel de tensión, toda vez que su implementación obedece a la necesidad de interconectar las Líneas de Transmisión Aéreas a las Subestaciones de Transmisión, o para superar interferencias aéreas de envergadura o zonas arborizadas consolidadas.

Que, indica la impugnante, para conservar el objetivo de remunerar apropiadamente las inversiones, se considera pertinente implementar los nuevos Módulos de Líneas de Transmisión Subterráneas para longitudes menores o iguales a 1 km, considerando para ello, una longitud referencial de 0,5 km;

Que, la recurrente menciona que, el ítem 2.2.1 del Informe Nº 0037-2013-GART, por el cual, en la oportunidad del “Análisis de Opiniones y Sugerencias a la prepublicación de la incorporación de nuevo Módulos en las Base de Datos de Módulos Estándares de Inversión para Sistemas de Transmisión y sus Actualización con Costos 2012” en el mes de enero 2013, debido a la necesidad de crear un nuevo Módulo que considere la instalación de torres metálicas en la zona costa rural, se implementó el mismo, no obstante que aún no se tenía casos de instalaciones existentes.

Que, en ese sentido, la recurrente solicita incorporar a la base de datos el nuevo Módulo de Línea de Transmisión de 220 kV Subterránea enductada para tramos cortos.


Que, LUZ DEL SUR no presenta un nuevo sustento que contradiga lo señalado en el Anexo E del Informe Nº 503-2018-GRT que sustenta la Resolución 179, donde se indica entre otros que “las Líneas de Transmisión de 220 kV indicadas en el sustento son bastante disimiles entre sí, como para permitir establecer un promedio como un valor representativo, debido a la gran dispersión entre los valores y la poca cantidad de casos de instalaciones existentes.....”, de modo tal que se justifi que la inclusión de Módulos de Líneas de Transmisión Subterráneas enductadas con tramos cortos para 220 kV. En ese sentido, se mantiene la postura de no acoger la solicitud bajo análisis;

Que, por lo tanto, el petitorio de LUZ DEL SUR debe ser declarado infundado.

2.22. COMPLETAR LA ESTRUCTURA DE LOS COSTOS DE merma de MATERIALES


Que, indica la recurrente, Osinergmin se ha pronunciado en lo referente a los costos de fl etes; sin embargo, no se ha pronunciado sobre los costos que corresponden a la merma de los materiales;

Que, la recurrente explica que las mermas son la pérdida física en el volumen, peso o unidad de los materiales, ocasionado por causas inherentes a su naturaleza o al proceso constructivo, por lo que corresponde incorporarlo en el costo de los materiales;

Que, en ese sentido, la recurrente solicita analizar los costos unitarios de los montajes de empalmes de cables subterráneos calculados por nivel de tensión, y considerar en el análisis de costos del montaje para los empalmes de cables de 220 kV el costo del personal de fábrica con un costo de 125 USD/hora.


Que, al respecto, se debe señalar que, para la estructuración de las partidas se han tenido en cuenta valores adicionales por desperdicio o mermas para materiales principales como cables, pero no para materiales de construcción como lo indica la recurrente;


Que, la merma en materiales de construcción dependerá del proceso constructivo y del control de obra, y considerando que la fi losofía de la BDME promueva la optimización, solamente se debe reconocer el valor estándar adecuado. En ese sentido, se cambia el incremento del 5 % previamente considerado solamente para el fl ete, a un 7 % del precio para considerar un 2 % como merma en los materiales;

Que, por otro lado, y sin perjuicio de lo antes señalado, se verifi ca, la solicitud de analizar los costos unitarios de los montajes de empalmes, ha sido analizada en el punto 2.20.2 de la presente resolución;


2.23. INCLUIR EN LOS ESQUEMAS TÍPICOS DE SUBESTACIONES GIS LAS PISTAS DE ACCESO A VEHÍCULOS PARA PÓRTICOS, PARARRAYOS Y AISLADORES


Que, refi ere LUZ DEL SUR, para sustentar las pistas de sus esquemas típicos de subestaciones encapsuladas con ingreso de líneas aéreas, en su análisis hace referencia a la pista de acceso transversal de la Subestación Malvinas, sin considerar que, la misma corresponde a una subestación encapsulada con ingreso de cables subterráneos;

Que, la recurrente concluye que se debe precisar que efectivamente la pista de accesos en la Subestación Malvinas permite acceder a todas las instalaciones de la subestación; sin embargo, para los esquemas típicos de subestaciones con ingresos y salidas de Líneas de Transmisión aéreas, la pista de acceso no permite acceder a los pórticos, pararrayos, aisladores de llegada o salidas de las Líneas de Transmisión, de tal manera que, facilite su instalación, operación y mantenimiento;

Que, por lo expuesto, la recurrente solicita que en los esquemas justifi cativos de los Módulos de obras comunes para subestaciones encapsuladas, incluir el área correspondiente a las pistas para el acceso a los vehículos requeridos para el transporte de equipos de la subestación.


Que, debe tenerse en cuenta que los equipos a los cuales se solicita accesos transversales, son de bajo peso y bajo mantenimiento (descargadores de sobretensión y bujes de GIS), y para estos equipos se puede acceder sin necesidad de construcción de vías perimetrales de acceso trasversal, que incrementarían innecesariamente el área de la subestación. A estos equipos se puede acceder mediante grúas pequeñas ubicadas de forma lateral, montacargas o grúas posicionadas sobre el patio de conexiones;

Que, respecto a la solicitud del estándar para subestaciones con salidas en cable aislado, se debe considerar que las obras asociadas a los ductos y cajas terminales de la Línea de Transmisión Subterránea, son consideradas en las obras civiles asociadas a los Módulos de Línea de Transmisión Subterránea;


2.24. CORREGIR EL ERROR MATERIAL AL CONSIGNAR ERRÓNEAMENTE LAS DIMENSIONES DE LAS SUBESTACIONES EN LOS MÓDULOS DE OBRAS COMUNES MENORES A LOS DETERMINADOS EN LOS ESQUEMAS JUSTIFICATIVOS DE LAS SUBESTACIONES


Que, la recurrente señala que ha verifi cado que las dimensiones de las subestaciones consignados en los Módulos son menores a las dimensiones determinadas en los correspondientes esquemas justifi cativos;

Que, asimismo, manifi esta que, por ejemplo, para los Módulos “OC-COC1E220DBF” y “OC-COC1E220DBV” se han consignado las dimensiones 110 m de largo y 76 m de ancho (área = 8 360 m2), debiendo consignarse las dimensiones del esquema justifi cativo “OC-COC1E220DB”, en el cual, se ha determinado una longitud de 110 m y un ancho de 80 m (área 8 800 m2);

Que, la recurrente concluye que los valores contenidos en los Módulos de Obras Comunes, determinan la longitud del cerco perimétrico contenido en los Módulos de Obras Comunes;

Que, en ese sentido, la recurrente solicita corregir las dimensiones de las subestaciones consignadas en los parámetros de obras comunes (Archivo “VALORIZACION MODULOS DE INVERSION.xlsm” Hoja “Parámetros OC”), debiendo considerar, las dimensiones de las subestaciones determinadas en los esquemas justifi cativos de los Módulos.


Que, luego de la revisión efectuada se han encontrado algunas inconsistencias en las dimensiones reportadas, procediendo a su corrección; pero, se aclara que las dimensiones de la BDME serán menores a las reportadas en los planos ya que las dimensiones presentadas en los esquemas justifi cativos incluyen el área total que ocupan los transformadores. Se resalta que, las dimensiones que se ingresan a la BDME consideran una reducción en uno de sus lados, esto debido a que se debe restar el área que ocupa el transformador en el nivel de tensión secundario y que es considerada en el Módulo de Obras Comunes asociado al nivel de tensión secundario del Transformador;

Que, en función a los argumentos señalados, el petitorio de LUZ DEL SUR debe ser declarado fundado en parte, admitiendo que se ha encontrado inconsistencias en algunas dimensiones que se encontraban en la BMDE procediendo a modifi carlas, pero no considerando el área total que se encuentra en los planos justifi cativos.

Que, se ha expedido el Informe Técnico Nº 030-2019-GRT y el Informe Legal Nº 031-2019-GRT de la División de Generación y Transmisión Eléctrica y de la Asesoría Legal de la Gerencia de Regulación de Tarifas, respectivamente,


los mismos que complementan la motivación que sustenta la decisión de Osinergmin, cumpliendo de esta manera con el requisito de validez de los actos administrativos a que se refi ere el numeral 4 del artículo 3 del Texto Único Ordenado de la Ley del Procedimiento Administrativo General;

De conformidad con lo establecido en el Decreto Ley Nº 25844, Ley de Concesiones Eléctricas y su Reglamento aprobado por Decreto Supremo Nº 009-93-EM, en la Ley Nº 28832, Ley Para Asegurar el Desarrollo Efi ciente de la Generación Eléctrica, en la Ley Nº 27838, en el Reglamento General del Osinergmin, aprobado por Decreto Supremo Nº 054-2001-PCM; y en el Texto Único Ordenado de la Ley Nº 27444, Ley del Procedimiento Administrativo General, aprobado por Decreto Supremo Nº 006-2017-JUS; y

Estando a lo acordado por el Consejo Directivo de Osinergmin en su Sesión Nº 03-2019.

SE RESUELVE:

Artículo 1º.- Declarar fundado el recurso de reconsideración interpuesto por LUZ DEL SUR S.A.A. contra la Resolución Nº 179-2018-OS/CD, en lo referente a los extremos 2.3, 2.4, 2.5, 2.6, 2.7, 2.9, 2.10, 2.15, 2.16, 2.17, 2.18 y 2.22 por las razones expuestas en los numerales 2.3.2, 2.4.2, 2.5.2, 2.6.2, 2.7.2, 2.9.2, 2.10.2, 2.15.2, 2.16.2, 2.17.2, 2.18.2 y 2.22.2 de la parte considerativa de la presente resolución.

Artículo 2º.- Declarar fundado en parte el recurso de reconsideración interpuesto por LUZ DEL SUR S.A.A. contra la Resolución Nº 179-2018-OS/CD, en lo referente a los extremos 2.20 y 2.24 por las razones expuestas en los numerales 2.20.2 y 2.24.2 de la parte considerativa de la presente resolución.

Artículo 3º.- Declarar infundado el recurso de reconsideración interpuesto por LUZ DEL SUR S.A.A. contra la Resolución Nº 179-2018-OS/CD, en lo referente a los extremos 2.1, 2.2, 2.8, 2.11, 2.12, 2.13, 2.14, 2.19, 2.21 y 2.23 por las razones expuestas en los numerales 2.1.2, 2.2.2, 2.8.2, 2.11.2, 2.12.2, 2.13.2, 2.14.2, 2.19.2, 2.21.2 y 2.23.2 de la parte.

Artículo 4º.- Las modifi caciones que motive la presente resolución en la “Base de Datos de los Módulos Estándares de Inversión para Sistemas de Transmisión”, aprobada mediante Resolución Nº 179-2018-OS/CD, deberán consignarse en resolución complementaria.

Artículo 5º.- Incorpórense los Informes Nº 030-2019-GRT y Nº 031-2019-GRT, como parte integrante de la presente resolución.

Artículo 6º.- La presente resolución deberá ser publicada en el diario ofi cial El Peruano y consignada, conjuntamente con el Informe Técnico Nº 030-2019-GRT e Informe Legal Nº 031-2019-GRT en la web institucional: http://www.osinergmin.gob.pe/Resoluciones/Resoluciones-GRT-2018.aspx.

D ANIEL SCHMERLER VAINSTEINPresidente del Consejo Directivo

Osinergmin




CONSIDERANDO:

Que, con fecha 17 de noviembre de 2018, el Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (en adelante “Osinergmin”), publicó la Resolución Nº 179-2018-OS/CD (en adelante “Resolución 179”), mediante la cual se aprobó la nueva Base de Datos de Módulos Estándares de Inversión para los Sistemas de Transmisión (en adelante “BDME”);

Que, contra la Resolución 179, con fecha 07 de diciembre de 2018, la empresa Enel Distribución Perú S.A. (en adelante “ENEL DISTRIBUCIÓN”), dentro del término de ley, presentó recurso de reconsideración, siendo materia del presente acto administrativo el análisis y decisión de dicho recurso.

1.- ANTECEDENTES

Que, conforme con lo previsto en los numerales IV y V del literal b) del artículo 139 del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas aprobado con Decreto Supremo Nº 009-93-EM, Osinergmin debe establecer y mantener actualizada y disponible, para todos los interesados, la Base de Datos que corresponda para su aplicación en la determinación de las tarifas y compensaciones por el uso de los sistemas de transmisión eléctrica. Una vez aprobada la respectiva Base de Datos, ésta se actualiza anualmente, con información de costos del año anterior;

Que, mediante Resolución Nº 343-2008-OS/CD se aprobó la BDME, en la que se defi nieron, codifi caron y valorizaron módulos de inversión de aplicación estándar para los Sistemas de Transmisión, a fi n de que la fi jación de las Tarifas y Compensaciones correspondientes a instalaciones de transmisión, que estén sujetas a regulación por parte de Osinergmin, se efectúe mediante la aplicación de Módulos Estándares defi nidos bajo criterios uniformes y valorizados a precios promedio de mercado;

Que, mediante Resolución Nº 226-2011-OS/CD, se aprobó la nueva BDME en reemplazo de la BDME aprobada mediante Resolución Nº 343-2008-OS/CD. Posteriormente, mediante Resolución Nº 010-2013-OS/CD, se incorporó trece nuevos Módulos Estándares a la BDME;


Que, mediante Resolución Nº 171-2014-OS/CD, se aprobó la Norma “Procedimiento para la Actualización de la Base de Datos de Módulos Estándares de Transmisión”, la cual dispone en su artículo 9 que las propuestas de reestructuración de la BDME, de requerirse, serán presentadas por los titulares de transmisión el siguiente año al año de aprobación del Plan de Inversiones;

Que, mediante Resolución Nº 177-2015-OS/CD se aprobó la BDME vigente, la misma que fue modifi cada en mérito a lo resuelto en las Resoluciones Nº 252-2015-OS/CD y Nº 302-2015-OS/CD”;

Que, mediante Resolución 179 se dispuso la publicación en el diario ofi cial El Peruano y en la página Web de Osinergmin, de la resolución que aprueba la nueva BDME;

Que, con fecha 07 de diciembre de 2018, ENEL DISTRIBUCIÓN, dentro del término de ley, interpuso recurso de reconsideración, contra la Resolución 179.

2.- RECURSO DE RECONSIDERACIÓN Que, ENEL DISTRIBUCIÓN solicita que se declare fundado su recurso y, en consecuencia, se modifi que la Resolución 179, con la fi nalidad de:

a) Mantener enductado el recorrido total de las redes subterráneas, en el caso que se sustente alta afl uencia de tránsito peatonal y vehicular;

b) Considerar dentro de los módulos de cables subterráneos los túneles liner, que permite tender los cables con el menor impacto posible;

c) Considerar como parte de la determinación del área que ocupa la subestación lo correspondiente a retiro municipal;d) Considerar como parte de la determinación del área que ocupa la subestación lo correspondiente a las bahías de

transformación, vías de rodamiento y muros cortafuegos;e) Presentar el sustento técnico y el diseño utilizado en el dimensionamiento de la pantalla cortafuegos;f) Presentar el sustento de los costos presentados para partidas de equipamiento.

2.1 MANTENER ENDUCTADO EL RECORRIDO TOTAL DE LAS REDES SUBTERRÁNEAS


Que, la impugnante justifi ca la construcción de ductos de concreto (enductado) a lo largo de todo el recorrido y no únicamente la longitud aprobada de 7m por cada 100m, para evitar hurtos de cable XLPE; evitar daño de cable durante instalación; las municipalidades no permiten tener zanja abierta por mucho tiempo, por lo que es necesario realizar ductos de tramos cortos y cerrar la zanja inmediatamente; evitar accidentes personales por las zanjas abiertas; los tramos de cable directamente enterrados necesitan protección adicional contra fi ltraciones;

Que, fi nalmente, solicita mantener el enductado en el recorrido total de las redes subterráneas, el mismo que actualmente está considerado en la valorización de los módulos vigentes, en los casos que se sustente, tales como en el Centro Histórico de Lima, en zona de alta afl uencia de tránsito peatonal y vehicular;


Que, en el proceso de migración de la Base de Datos se omitió, para las Líneas de Transmisión Subterráneas enductadas, un revestimiento de concreto en toda su extensión, siendo correcta la afi rmación de la recurrente, por consiguiente, se procedió a modifi car las cantidades de concreto requeridas;

Que, en función a los argumentos señalados, el petitorio de ENEL DISTRIBUCIÓN debe ser declarado fundado.

2.2 CONSIDERAR DENTRO DE LOS MÓDULOS DE CABLES SUBTERRÁNEOS LOS TÚNELES LINER


Que, indica la recurrente, Osinergmin no incluye en los nuevos Módulos el uso de túnel “liner”, como solución para cruzar avenidas principales, líneas férreas existentes con cable subterráneo, debido a que no se considera una práctica estándar en el mercado;

Que, sostiene que, el diseño y construcción de túneles tipo “liner” es utilizado para el cruce de avenidas, vías expresas, metropolitanas, vías férreas y en las vías públicas donde la autoridad competente no autoriza la ejecución de cruzadas a zanja abierta para el tendido de redes eléctricas. Los túneles “liner” son empleados exclusivamente para el tendido de cables subterráneos de alta, media y baja tensión, en la que se incluye, además, la recopilación y evaluación de las posibles interferencias, así como la gestión de permisos requeridos para su construcción. Además, la construcción de túnel “liner”, comprende las actividades de ingeniería a detalle; gestión de permisos ante las autoridades competentes; trabajos preliminares; excavaciones y movimientos de tierra; suministro e instalación de las estructuras; encofrado y desencofrado de las entradas y salidas del túnel “liner”;

Que, fi nalmente, la recurrente solicita considerar dentro de los nuevos Módulos los túneles “liner”, que permita tender los cables subterráneos de AT, MT y BT con el menor impacto para el cruce de avenidas, vías expresas, metropolitanas, vías férreas y en las vías públicas donde la autoridad competente no autoriza la ejecución de cruzadas a zanja abierta para el tendido de redes eléctricas;


Que, si bien la utilización de método constructivo sin zanja (túnel “liner”) presenta una amplia experiencia a nivel internacional para cruzar zonas y espacios de difícil implementación de métodos tradicionales, existen múltiples métodos de construcción como lo son: Soil compaction methods, Horizontal directional drilling, Pipe ramming, Horizontal auger boring, Microtunneling e Hincado de tubería, lo que hace que el método a implementar dependa esencialmente de variables locales como el tipo de vía, tipo de suelo y disponibilidad de los equipos, por cual su estandarización se hace compleja e inadecuada;

Que, estos métodos son implementados en tramos cortos y específi cos del trazado de una Línea de Transmisión, además, para la aplicación de dichos métodos no se cuenta con evidencias sobre longitudes representativas


de intervención que ameriten la inserción de un Módulo de Líneas de Transmisión Subterráneas bajo método constructivo sin zanja y menos sobre uno específi co;

Que, en función a los argumentos señalados, el petitorio de ENEL DISTRIBUCIÓN debe ser declarado infundado.

2.3 CONSIDERAR COMO PARTE DE LA DETERMINACIÓN DEL ÁREA QUE OCUPA LA SUBESTACIÓN LO CORRESPONDIENTE A RETIRO MUNICIPAL


Que, según ENEL DISTRIBUCIÓN, debido a que las subestaciones de energía eléctrica tienen la necesidad de desarrollarse en las inmediaciones de los centros de carga, estos usualmente se encuentran en zonas urbanas de alta densidad, por lo que los espacios son reducidos y tienen restricciones o exigencias por parte de las autoridades locales, debiendo respetar los parámetros urbanísticos y el catastro urbano proyectando en el periodo de duración de las instalaciones (usualmente proyectadas a 30 años). En ese sentido, dentro de los requisitos impuestos por la autoridad local, se requiere incluir en el área de desarrollo de la subestación el retiro municipal, para aquellas instalaciones que colinden con avenidas que tienen ampliaciones previstas en los años próximos, este retiro debe de considerarse según lo que este previsto en el catastro proyectado, usualmente de 5,0 m o según la exigencia de cada municipalidad;

Que, adicionalmente como parte de su recurso muestra planos del área solicitada para el retiro municipal y certifi cados de parámetros urbanísticos y edifi catorios;


Que, no se encontraron en su recurso de reconsideración, nuevos elementos o sustento que modifi quen el criterio indicado en la respuesta a las observaciones presentadas a la prepublicación de la nueva BDME, por lo que, corresponde mantener el criterio desarrollado al respecto, toda vez que, la valorización del retiro municipal no puede estandarizarse por ser distinta según cada municipalidad y, además, se resalta que las áreas extendidas asociadas al Retiro Municipal no contienen obras de infraestructura, como conexiones al Sistema de Puesta a Tierra, estructuras de mejoramiento, sistemas de drenajes o vías, obras que se asocian con el concepto de Obras Comunes, destinadas a las áreas del patio de llaves y transformación, vías de rodamiento, muros cortafuegos, bancos de reserva e instalaciones asociadas;

Que, sin perjuicio de lo señalado, el reconocimiento de las áreas de los retiros municipales realizados en la construcción de las subestaciones se reconocerá como parte de los terrenos necesarios para las nuevas subestaciones, debiendo ser debidamente sustentados en el proceso de “Liquidación Anual de los Ingresos por el Servicio de Transmisión Eléctrica del SST y/o SCT”, conforme se ha realizado en anteriores oportunidades, a efectos de que el Regulador evalúe su solicitud, para el respectivo reconocimiento, en caso no estuviera incluido en el metrado reconocido de cada subestación;

Que, por lo tanto, la solicitud planteada en el presente extremo, al carecer de nuevo sustento no se considera en la estructura de la BDME;

Que, en función a los argumentos señalados, el petitorio de ENEL DISTRIBUCIÓN debe ser declarado infundado.

2.4 CONSIDERAR COMO PARTE DE LA DETERMINACIÓN DEL ÁREA QUE OCUPA LA SUBESTACIÓN LAS BAHÍAS DE TRANSFORMACIÓN, VÍAS DE RODAMIENTO Y MUROS CORTAFUEGOS


Que, ENEL DISTRIBUCIÓN señala que en los proyectos de subtransmisión y distribución se tienen previstas celdas de transformación AT/MT debido a que la fi nalidad de las subestaciones es atender la demanda de los centros de carga dentro del área de concesión de la empresa distribuidora, por lo que el área contemplada para la construcción de las subestaciones debe de considerar las celdas correspondientes y no limitarse al patio de llaves de celdas de línea y acoplamiento;

Que, en el punto 2.5.2 del Informe Técnico Nº 293-2018-GRT, Osinergmin considera necesaria implementación de vías de rodamiento para realizar las maniobras de traslado de los transformadores en el menor tiempo de interrupción del servicio;

Que, adicionalmente como parte de su recurso muestra planos del área solicitada para la consideración de bahías de transformación, vías de rodamiento y muro cortafuego;


Que, la solicitud de la recurrente, no hace referencia a los planos justifi cativos ni a la información con la cual se sustenta y justifi ca la publicación de la BDME, en donde se reconocen y adicionan áreas para la transformación y sus obras asociadas;

Que, asimismo, se debe indicar que, las áreas propuestas en los esquemas justifi cativos para la estructura de la BDME, consideran, para las áreas de obras comunes, el espacio sufi ciente para albergar transformadores, cimentaciones, muros cortafuegos y vías de rodamiento. Además, se precisa que, las Celdas en sí mismas no contienen más equipos de maniobra, medida y protección (pararrayos) que los asociados a una Línea de Transmisión;

Que, en función a los fundamentos señalados, el petitorio de ENEL DISTRIBUCIÓN debe ser declarado infundado.

2.5 PRESENTAR EL SUSTENTO TÉCNICO Y EL DISEÑO UTILIZADO EN EL DIMENSIONAMIENTO DE LA PANTALLA CORTAFUEGO


Que, ENEL DISTRIBUCIÓN señala que, en el Análisis de Costos Unitarios, se verifi ca variación en los metrados en todas las partidas correspondientes a la determinación del costo de la partida de muro (Pantalla) cortafuego,


lo que indica una modifi cación en los criterios de diseño constructivos y dimensionamiento de las pantallas contraincendios, con respecto a la partida en vigencia;

Que, la recurrente solicita a Osinergmin presentar el sustento técnico y el diseño utilizado en el dimensionamiento de las pantallas cortafuegos, así como los sustentos de metrados que justifi quen la variación de la partida;


Que, al respecto, lo solicitado por la recurrente se encuentra en el documento de sustento “6S. Criterios civiles SET (1)” que forma parte de la BDME, donde se señala que:

“Se considera que la base del muro separador no puede ser menor a la longitud de la base del transformador.

Para defi nir las dimensiones (alto y largo) de los muros separadores o cortafuego se tiene en cuenta las recomendaciones de las normas internacionales NFPA 850 e IEEE 980, las cuales establecen que los muros deberán ser por lo menos 0,30 m más altos que la parte del transformador que contenga aceite y 0,60 m más largo que el equipo y sus radiadores de enfriamiento.

El ancho del muro separador debe ser por lo menos 0,60 m (mínimo) más largo a cada lado del transformador con partes activas con aceite. Gobierna el dimensionamiento el lado de mayor longitud del transformador.

Identifi cadas en planta las partes activas con aceite, se proyecta el contorno de la sombra, se suma a cada lado

0,60 m, con esta longitud más el ancho de los muros del foso contenedor que generalmente son de 20 cm, se encuentra el ancho total de muros separadores.

Para el acero de refuerzo se realiza también una comparación de diferentes proyectos a nivel internacional y se defi ne un ratio de acero de 80 kg/m3”.

Que, en ese sentido, con los criterios descritos se determinaron las cantidades de obra referidas en la BDME. Así, en este caso, la altura se ha indicado de manera conservadora un metro mayor que la altura de la parte más alta del equipo, siendo este valor mayor al indicado en norma;

Que, fi nalmente, el cálculo realizado y el diseño utilizado se puede verifi car en la BDME, a través del Menú Principal, en la pestaña correspondiente a los Formularios Base de los Transformadores;

Que, por lo expuesto, el petitorio de ENEL DISTRIBUCIÓN debe ser declarado infundado.

2.6 PRESENTAR EL SUSTENTO DE LOS COSTOS PRESENTADOS PARA PARTIDAS DE EQUIPAMIENTO


Que, ENEL DISTRIBUCIÓN señala que los costos asociados a las partidas de equipamiento principal, tableros y relés no fueron sustentados y que estos fueron defi nidos arbitrariamente, sin medio que sustente los costos asumidos, siendo disposición de Osinergmin que cuando no se tenga sustentos de costos como facturas de las compras realizadas por las empresas distribuidoras, se deben mantener los costos de la base anterior;

Que, la recurrente solicita modifi cación de precios en las siguientes partidas: modulo encapsulado 60 kV, 325 kVp (BIL), 2000 A, 31,5 kA, doble barra (MGC060DB0325); modulo encapsulado 60 kV, 325 kVp (BIL), 2000 A, 31,5 kA, simple barra (MGC060SB0325); tablero de protección de celda de transformador doble barra (CPE060EDBTR); tablero de control, protección y medición de celda de línea 60 kV, doble barra (CPE060EDBLI); tablero de control, protección y medición de celda de línea 60 kV, simple barra (CPE060ESBLI); tablero de protección de celda de transformador simple barra (CPE060ESBTR); tablero de control, protección y medición de celda de línea 220 kV, simple barra (CPE220ESBLI); tablero de control, protección y medición de celda de transformador 220 kV, simple barra (CPE220ESBTR);


Que, se ha revisado y validado la información remitida por la recurrente, sin embargo, se debe precisar que con el propósito de que la BDME contenga costos que refl ejen el valor del mercado, los costos de los mencionados equipos fueron modifi cados en base a la experiencia internacional, conforme se encuentra explicado en el “Anexo B” del informe que sustenta la publicación de la reestructuración de la BDME. Ahora bien, para revisar los costos señalados por ENEL DISTRIBUCIÓN, se considera que cuando no se presente o exista información de mercado actualizada se deben mantener los costos de la BDME anterior;

Que, en ese sentido, de la revisión de las partidas “RVBCC02”, “RVBCC03” y “GABRELE” a la BDME vigente en el año 2018, se verifi ca que no tienen precio, por lo tanto, se considera la experiencia internacional hasta que las titulares de transmisión reporten los costos de los mencionados suministros conforme establece la Resolución Nº 171-2014-OS/CD;

Que, de la misma manera, para el suministro “Tableros de Control y Protección para celdas 60 kV Doble Barra” (CPE060EDBLI), tal como se señaló en el análisis de las opiniones a la prepublicación de la Reestructuración de la BDME, la factura que sustenta el costo del equipo no corresponde por tratarse de una factura de una Celda, por lo tanto, se mantiene el resultado de la experiencia internacional hasta que las titulares de transmisión reporten la información correspondiente;

Que, para el suministro “Tableros de Control y Protección para celdas 60 kV Simple Barra” (CPE060ESBLI), se ha encontrado dos facturas como sustento, correspondiendo una de ellas a la factura emitida por Tecsur a Hidrandina, la cual no cumple los criterios establecidos en la Resolución Nº 171-2014-OS/CD, en ese sentido, solo se considera el sustento de la segunda factura como válida;

Que, para el suministro “Tablero para la Celda Transformador de 60 kV de simple barra” (CPE060ESBTR), se verifi ca que se dispone de sustento en la BDME y por lo tanto se corrige lo señalado;


Que, sin perjuicio de lo antes mencionado, se debe precisar que la nueva BDME resultado del proceso de Reestructuración, aprobada con la Resolución 179, será actualizada el año 2020 para su aplicación, por lo que, los costos actuales son referenciales;

Que, en consecuencia, este extremo del recurso de reconsideración debe ser declarado fundado en parte, en cuanto a la corrección efectuada.

Que, se ha expedido el Informe Técnico Nº 032-2019-GRT y el Informe Legal Nº 033-2019-GRT de la División de Generación y Transmisión Eléctrica y de la Asesoría Legal de la Gerencia de Regulación de Tarifas, respectivamente, los mismos que complementan la motivación que sustenta la decisión de Osinergmin, cumpliendo de esta manera con el requisito de validez de los actos administrativos a que se refi ere el numeral 4 del artículo 3 del Texto Único Ordenado de la Ley del Procedimiento Administrativo General;

De conformidad con lo establecido en el Decreto Ley Nº 25844, Ley de Concesiones Eléctricas y su Reglamento aprobado por Decreto Supremo Nº 009-93-EM, en la Ley Nº 28832, Ley Para Asegurar el Desarrollo Efi ciente de la Generación Eléctrica, en la Ley Nº 27838, en el Reglamento General del Osinergmin, aprobado por Decreto Supremo Nº 054-2001-PCM; y en el Texto Único Ordenado de la Ley Nº 27444, Ley del Procedimiento Administrativo General, aprobado por Decreto Supremo Nº 006-2017-JUS; y


SE RESUELVE:

Artículo 1º.- Declarar fundado el recurso de reconsideración interpuesto por Enel Distribución Perú S.A.A. contra la Resolución Nº 179-2018-OS/CD, en lo referente al extremo 2.1, por las razones expuestas en el numeral 2.1.2 de la parte considerativa de la presente resolución.

Artículo 2º.- Declarar fundado en parte el recurso de reconsideración interpuesto por Enel Distribución Perú S.A.A. contra la Resolución Nº 179-2018-OS/CD, en lo referente al extremo 2.6, por las razones expuestas en el numeral 2.6.2 de la parte considerativa de la presente resolución.

Artículo 3º.- Declarar infundado el recurso de reconsideración interpuesto por Enel Distribución Perú S.A.A. contra la Resolución Nº 179-2018-OS/CD, en lo referente a los extremos 2.2, 2.3, 2.4 y 2.5 por las razones expuestas en los numerales 2.2.2, 2.3.2, 2.4.2 y 2.5.2 respectivamente, de la parte considerativa de la presente resolución.

Artículo 4º.- Las modifi caciones que motive la presente resolución en la “Base de Datos de los Módulos Estándares de Inversión para Sistemas de Transmisión”, aprobada mediante Resolución Nº 179-2018-OS/CD, deberán consignarse en resolución complementaria.



DANIEL SCHMERLER VAINSTEINPresidente del Consejo Directivo

Osinergmin




CONSIDERANDO:

Que, mediante Resolución Nº 179-2018-OS/CD (en adelante “Resolución 179”) se aprobó la nueva Base de Datos de los Módulos Estándares de Inversión para Sistemas de Transmisión;

Que, contra la Resolución 179, las empresas Luz del Sur S.A.A. y Enel Distribución Perú S.A.A. interpusieron recursos de reconsideración, los cuales fueron resueltos mediante las Resoluciones Nº 007-2019-OS/CD y Nº 008-2019-OS/CD, respectivamente;

Que, conforme se indica en las resoluciones señaladas, Osinergmin declaró fundados o fundados en parte determinados extremos de los recursos recibidos, habiendo decidido, asimismo, que a raíz de las decisiones allí acordadas, se proceda a consignar, en resolución complementaria, las modifi caciones y/o precisiones pertinentes a la Resolución 179, las cuales se encuentran sustentadas en los Informes Nº 030-2019-GRT, Nº 031-2019-GRT, Nº 032-2019-GRT y Nº 033-2019-GRT, cumpliendo de esta manera con el requisito de validez de los actos administrativos a que se refi ere el numeral 4 del Artículo 3º, del Texto Único Ordenado de la Ley Nº 27444, Ley del Procedimiento Administrativo General, aprobado por el Decreto Supremo Nº 006-2017-JUS;

De conformidad con lo establecido en el Decreto Ley Nº 25844, Ley de Concesiones Eléctricas y su Reglamento aprobado con Decreto Supremo Nº 009-93-EM; en la Ley Nº 28832, en el Reglamento de Transmisión aprobado con Decreto Supremo Nº 027-2007-EM; en la Ley Nº 27332, Ley Marco de los Organismos Reguladores de la Inversión Privada en


los Servicios Públicos; en el Reglamento General del Osinergmin, aprobado por Decreto Supremo Nº 054-2001-PCM; y, en el Texto Único Ordenado de la Ley Nº 27444, Ley del Procedimiento Administrativo General, aprobado por el Decreto Supremo Nº 006-2017-JUS; así como en sus normas modifi catorias y complementarias; y


SE RESUELVE:

Artículo 1º.- Modifi car la nueva Base de Datos de los Módulos Estándares de Inversión para Sistemas de Transmisión, aprobada con Resolución Nº 179-2018-OS/CD.

Artículo 2º.- La presente resolución deberá ser publicada en el diario ofi cial El Peruano y consignada, junto con la carpeta “Base de Datos de los Módulos Estándares de Inversión para Sistemas de Transmisión”, que contiene la Base de Datos a que se refi ere el Artículo 1º de la presente resolución, en la página Web de Osinergmin: http://www.osinergmin.gob.pe/Resoluciones/Resoluciones-GRT-2019.aspx


Osinergmin




CONSIDERANDO:

Que, con fecha 17 de noviembre de 2018, el Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (en adelante “Osinergmin”), publicó la Resolución Nº 180-2018-OS/CD (en adelante “Resolución 180”), mediante la cual, se modifi có el Plan de Inversiones en Transmisión del período comprendido entre el 01 de mayo de 2017 al 30 de abril de 2021, aprobado mediante Resolución Nº 104-2016-OS/CD y reemplazado con Resolución Nº 193-2016-OS/CD, en lo correspondiente al Área de Demanda 9;

Que, contra la Resolución 180, con fecha 07 de diciembre de 2018, la empresa Sociedad Eléctrica del Sur Oeste S.A. (en adelante “SEAL”), dentro del término de ley, presentó recurso de reconsideración (en adelante “Recurso”) siendo materia del presente acto administrativo el análisis y decisión del Recurso.

1.- ANTECEDENTES

Que, conforme se prevé en el literal c) del artículo 43 del Decreto Ley Nº 25844, Ley de Concesiones Eléctricas (LCE), se encuentran sujetos a regulación de precios, las tarifas y compensaciones de los Sistemas de Transmisión y Distribución eléctrica;

Que, el proceso regulatorio de tarifas de transmisión de los Sistemas Secundarios de Transmisión (SST) y Sistemas Complementarios de Transmisión (SCT), prevé una etapa de aprobación de un Plan de Inversiones, el cual puede ser modifi cado en la eventualidad de ocurrir cambios específi cos con relación a lo aprobado, conforme se establece en los numerales VI) y VII del literal d) del artículo 139 del Reglamento de la LCE (RLCE), aprobado con Decreto Supremo Nº 009-93-EM;

Que, en la Norma Tarifas y Compensaciones para SST y SCT, aprobada mediante la Resolución Nº 217-2013-OS/CD (en adelante “Norma Tarifas”), se establecen los criterios, metodología y formatos para la presentación de los estudios que sustenten las propuestas de regulación de los SST y SCT, así como lo referente al proceso de aprobación del Plan de Inversiones y de sus eventuales modifi caciones;

Que, con Resolución Nº 104-2016-OS/CD se aprobó el Plan de Inversiones para el período mayo 2017 – abril 2021; el mismo que, como consecuencia de resolver los recursos de reconsideración, fue posteriormente sustituido mediante Resolución Nº 193-2016-OS/CD;

Que, con fecha 28 de junio de 2018, SEAL, mediante Carta SEAL-GG/TEP-01447-2018, solicitó a Osinergmin la modifi cación del Plan de Inversiones 2017 - 2021 (en adelante “PI 2017-2021”) correspondiente al Área de Demanda 9;

Que, conforme se ha señalado, con fecha 17 de noviembre de 2018, se publicó la Resolución 180; contra la cual, SEAL presentó el Recurso.

2.- RECURSO DE RECONSIDERACIÓN Que, SEAL solicita que se declare fundado el Recurso y, en consecuencia, se modifi que la Resolución 180, de acuerdo a lo siguiente:

1. Se reprograme los transformadores de 33/23/10 kV de las SET’s Socabaya, Jesús y Cono Norte.2. Se reconozca para el sistema eléctrico de Arequipa un transformador de reserva de 33/23/10 kV.3. Se considere que los Elementos reprogramados para la SET Chilina deben corresponder al año 2021.4. Se reprograme la celda de alimentador de 22,9 kV de la SET Repartición para el año 2020.5. Se corrija el error material correspondiente a la celda de alimentador de 22,9 kV de la SET Alto Cayma.6. Se reconozca un transformador de 138/23/10 kV de 30 MVA para la SET Camaná.7. Se reconozca un transformador de 33/10 kV de 12 MVA para la SET Mollendo.


8. Se retire la celda de línea de 33 kV de la SET Charcani I.9. Se retire la celda de alimentador de 10 kV de la SET Chilina.10. Se reconozca una sección de conductor de 120 mm2 para la línea Bella Unión - Chala de 60 kV.11. Se evalúe el cambio de titularidad de la celda de línea de 138 kV a Cono Norte, aprobado para la SET Charcani

VII.

2.1 REPROGRAMAR LOS TRANSFORMADORES DE 33/23/10 KV DE LAS SET’S SOCABAYA, JESÚS Y CONO NORTE


Que, SEAL señala que, Osinergmin no analiza los argumentos presentados por SEAL que justifi can la solicitud de reprogramación de los transformadores de tres devanados de las SET’s Socabaya, Jesús y Cono Norte para el año 2020 y agrega que, al no analizar su propuesta, Osinergmin no identifi ca que el tercer devanado se aprobó para las subestaciones indicadas en la etapa del Recurso del PI 2017-2021. Por lo tanto, al haber sido aprobado dicho devanado en el proceso del periodo vigente, corresponde a Osinergmin analizar la propuesta de la recurrente;

Que, añade que, en la etapa del Recurso del PI 2017-2021, Osinergmin aprobó un tercer devanado de 22,9 kV para las SET’s Jesús, Socabaya y Cono Norte, justifi cado en la necesidad de atender el crecimiento de las demandas rurales existentes en la periferia de la ciudad de Arequipa;

Que, SEAL señala que, Osinergmin incurre en infracción administrativa al tomar su decisión sin cumplir con el requisito de debida motivación, e incurre la Resolución 180, en causal de nulidad, de acuerdo a lo establecido en el artículo 10 de la Ley del Procedimiento Administrativo General.


Que, tal como se ha señalado en los informes que sustentan la Resolución 180, no corresponde analizar Elementos del PI 2013-2017 en la modifi cación del PI 2017-2021, de conformidad con el numeral VII) del literal d) del artículo 139 del RLCE, que establece que en la eventualidad de ocurrir cambios específi cos, el titular podrá solicitar a Osinergmin la aprobación de la modifi cación del Plan de Inversiones vigente, por lo cual, dado que el presente extremo hace referencia a Elementos aprobados en el PI 2013-2017 y no del Plan vigente, el presente extremo deviene en improcedente;

Que, la improcedencia de estos pedidos indicada en la Resolución 180, implica la no exigencia de un pronunciamiento de fondo sobre los mismos, ello debido a que, los actos administrativos cuestionados han adquirido fi rmeza administrativa y la vía se encuentra agotada en dicha instancia, al amparo de lo previsto en los artículos 220 y 226 del TUO de la Ley del Procedimiento Administrativo General; no encontrándose Osinergmin habilitado para un nuevo pronunciamiento sobre una materia y proceso concluido. En tal sentido, el Regulador no ha incumplido con los requisitos de validez del acto administrativo, ni ha incurrido en causal de nulidad, por el contrario, se ha sujetado estrictamente al principio de legalidad;

Que, sin perjuicio de lo indicado, Osinergmin no aprobó transformadores de tres devanados en el PI 2017-2021, siendo que, en dicho plan, dada la conveniencia de un tercer devanado, aprobó Elementos asociados a dicho devanado (celdas de transformador, medición y alimentador de 22,9 kV, según corresponda), los mismos que, procedió a reprogramar para el año 2020. Distinto es el caso de los transformadores alegados, los cuales, son parte del PI 2013-2017;

Que, en función a los fundamentos señalados, este petitorio efectuado por SEAL debe ser declarado improcedente.

2.2 RECONOCER PARA EL SISTEMA ELÉCTRICO DE AREQUIPA UN TRANSFORMADOR DE RESERVA DE 33/23/10 KV


Que, SEAL señala que, ha verifi cado que en el archivo de liquidación de Osinergmin (archivo “0CMA_RRLiq07.xls”) existe un error material al considerar que se remunera un transformador de reserva en la SET Parque Industrial;

Que, añade que, Osinergmin, mediante su proceso de liquidación remunera dos transformadores en la SET Parque Industrial, en el cual, erróneamente lo asignan a uno de ellos como reserva, cuando en realidad dicho transformador se encuentra en operación comercial para cubrir las necesidades de demanda;

Que, indica que, es necesario e indispensable que el sistema eléctrico Arequipa, debe disponer necesariamente con al menos un transformador de reserva de 33/22,9/10 kV de 25 MVA, a fi n de estar preparados ante posibles contingencias de fallas en transformadores;

Que, la recurrente, refi ere que, otras empresas concesionarias del área de demanda 14, cuya demanda es mucho menor que la de SEAL cuentan con transformadores de reserva aprobados por Osinergmin;

Que, por otra parte, bajo el supuesto que Osinergmin opte por no aprobar en el periodo 2017-2021, el transformador de reserva de 33/22,9/10 kV de 25 MVA solicitado, cuando ocurra alguna contingencia (falla) en algún transformador de potencia, ya sea por fuerza mayor, actos vandálicos, etc., será responsabilidad exclusiva de Osinergmin la no reposición del suministro eléctrico a los usuarios del servicio público de electricidad, debiendo eximirse a SEAL de las responsabilidades por la mala calidad del suministro;


Que, al respecto, se debe señalar que, el argumento presentado por SEAL en el cual indica que, Osinergmin, mediante su proceso de liquidación remunera dos transformadores en la SET Parque Industrial es incorrecto; dado que, en los archivos de cálculo empleados en los procesos de liquidación anual de los ingresos por el


servicio de transmisión eléctrica de SST y/o SCT (“0CMA(RRLiq07).xlsx”, “1Peaje_Recalculado(RRLiq08).xlsx”, entre otros), se observa que, actualmente se viene remunerando tres transformadores de 33/10 kV de 20 MVA en dicha subestación, los mismos que forman parte del SST;

Que, se debe mencionar que, la solicitud presentada por SEAL en relación a un transformador de reserva fue denegada debido a que SEAL no presentó el sustento necesario para justifi car la necesidad de dicho transformador (estudio técnico donde se evalúe el parque de transformadores existentes, espacio en las subestaciones, las tasas de falla, ubicación, tipo de reserva, cantidad de transformadores a respaldar, viabilidad económica, entre otros aspectos), sustento que tampoco ha presentado como parte del Recurso;

Que, con respecto a la afi rmación de que otras empresas concesionarias del Área de Demanda 14, cuya demanda es mucho menor que la de SEAL, cuentan con transformadores de reserva aprobados por Osinergmin, se debe señalar que, en el PI 2017-2021 se aprobó transformadores de reserva para diversas Áreas de Demanda siempre que, la empresa involucrada haya presentado el sustento requerido y que el mismo se encuentre validado por Osinergmin, situación distinta al caso cuestionado por la recurrente;

Que, en lo referido a lo señalado por SEAL, que de no aprobarse dicho elemento, Osinergmin será responsable por la no reposición del servicio eléctrico para sus usuarios regulados, se debe precisar que de conformidad con lo establecido en el artículo 31 de la Ley de Concesiones Eléctricas, los titulares de concesión están obligados a conservar y mantener sus obras e instalaciones en condiciones adecuadas para su operación efi ciente, y que, según lo indicado en el artículo 34 de dicha ley, los distribuidores están obligados a garantizar la calidad del servicio que fi je su contrato de concesión y las normas aplicables, bajo responsabilidad;

Que, en función a los fundamentos señalados, este petitorio efectuado por SEAL debe ser declarado infundado.

2.3 LOS ELEMENTOS REPROGRAMADOS PARA LA SET CHILINA DEBEN CORRESPONDER AL AÑO 2021


Que, SEAL señala que, en el cuadro 6.27 del Informe Técnico Nº 499-2018- GRT, no es consistente con el propio análisis de Osinergmin, el cual concluye que la reprogramación de los Elementos de la SET Chilina debe darse en el año 2021 y que en la página 105 de dicho informe, Osinergmin afi rma que, se procede a aprobar la reprogramación de renovación de celdas para el año 2021;

Que, considerando que la información consignada en el cuadro 6.27 y en el archivo Excel “PU-MPIF300&400_INV_AD09(2017-2021).xlsx”, son resultado del análisis de Osinergmin, corresponde que proceda a efectuar la corrección del año de implementación de la renovación de celdas de 33 kV para el año 2021.


Que, al respecto, resulta válido el sustento presentado por SEAL en relación al año de ingreso de los Elementos aprobados para SEAL en la SET Chilina, los mismos que han sido reprogramados para el año 2021 como resultado del análisis realizado en el Informe Técnico Nº 499-2018-GRT que sustenta la Resolución 180;

Que, en función a los fundamentos señalados, este petitorio efectuado por SEAL debe ser declarado fundado.

2.4 REPROGRAMAR LA CELDA DE ALIMENTADOR DE 22,9 KV DE LA SET REPARTICIÓN PARA EL AÑO 2020


Que, SEAL señala que, en la página 107 del Informe Técnico Nº 499-2018-GRT que sustenta la Resolución 180, Osinergmin menciona que, del formato “F-204”, se valida la necesidad de mantener una celda de alimentador de 22,9 kV, incluso desde el año 2017 y que, al respecto, el formato “F-204” presentado, contiene un error material en el año de requerimiento de celdas, el cual debió corresponder al año 2020;

Que, SEAL menciona que, el proyecto de renovación de celdas de la SET Repartición incluye la renovación de la celda de transformador, el cual está aprobado para el año 2020 y que, al respecto, la celda de transformador de 22,9 kV es un Elemento de transmisión necesario para que pueda instalarse la celda de alimentador de 22,9 kV.


Que, la afi rmación presentada por SEAL en la cual indica que, el formato “F-204” que sustenta la Resolución 180, contiene un error material en el año de requerimiento de celdas es incorrecto, toda vez que, se verifi ca la consistencia de dicho formato, el mismo que cumple con los criterios establecidos en la Norma Tarifas. Al respecto, se debe aclarar que, el error identifi cado se encuentra en el cuadro presentado por SEAL, debido a que considera una demanda diferente (menor) a la demanda aprobada por Osinergmin en la Resolución 180;

Que, por otro lado, respecto a la afi rmación presentada por SEAL, en la cual indica que, la celda de transformador de 22,9 kV es un Elemento necesario para que pueda instalarse la celda de alimentador de 22,9 kV, es preciso señalar que Osinergmin tomó en cuenta los archivos de cálculo empleados en los procesos de liquidación anual de los ingresos por el servicio de transmisión eléctrica de SST y/o SCT, donde se aprecia que actualmente se viene remunerando una celda de transformador de 22,9 kV en la SET Repartición (celda que forma parte del SST);

Que, en base a lo anterior, Osinergmin consideró conveniente reprogramar los Elementos celda de transformador y medición de 22,9 kV, aprobados en el PI 2017-2021, para el año 2020. No obstante, se debe señalar que, SEAL de considerarlo conveniente, podrá adelantar la implementación de dichas celdas y solicitar la suscripción del Acta de Puesta en Servicio correspondiente;

Que, en función a los fundamentos señalados, este petitorio efectuado por SEAL debe ser declarado infundado.


2.5 CORREGIR EL ERROR MATERIAL CORRESPONDIENTE A LA CELDA DE ALIMENTADOR DE 22,9 KV DE LA SET ALTO CAYMA


Que, SEAL señala que, en el cuadro Nº 6.26 del Informe Técnico Nº 499-2018-GRT que sustenta la Resolución 180, se observa un error material de Osinergmin al aprobar dos celdas de transformador de 22,9 kV para la SET Alto Cayma, lo cual no es consistente con el análisis descrito en la página Nº 113 del citado informe ni con el listado de Elementos consignados en el archivo Excel “PU-MPI_F300&400_INV_AD09(2017-2021).xlsx” para dicha subestación, en el cual se ha consignado una celda de transformador de 22,9 kV y una celda de alimentador de 22,9 kV;

Que, por lo expuesto, SEAL solicita efectuar la corrección en el citado informe, considerando para la SET Alto Cayma, una celda de transformador de 22,9 kV y una celda de alimentador de 22,9 kV en lugar de dos celdas de transformador de 22,9 kV.


Que, de la revisión de la información suministrada resulta válido el sustento presentado por SEAL en relación a los Elementos aprobados para la SET Alto Cayma, los mismos que corresponden a una celda de transformador, una celda de medición y una celda de alimentador de 22,9 kV, conforme se aprecia en el archivo “PU-MPI_F300&400_INV_AD09(2017-2021).xlsx” que sustenta la Resolución 180, por lo que, procede su corrección, en ejercicio de la facultad rectifi catoria de la Administración;


2.6 RECONOCIMIENTO DE UN TRANSFORMADOR DE 138/23/10 KV DE 30 MVA PARA LA SET CAMANÁ


Que, SEAL señala que, se está considerando el traslado al devanado de 22,9 kV del 35% de la carga en 10 kV para lo cual se ha realizado el cambio de nivel de tensión de 10 kV a 22,9 kV del circuito Jahuay y se está por iniciar la ejecución de la obra del cambio de nivel de tensión de 10 kV a 22,9 kV del circuito Costanera; sin embargo, indica que, a pesar de ello, el factor de uso del devanado de 138 kV para el año 2021 llega a 1,13;

Que, añade que, para el cálculo del mencionado factor ha tenido en cuenta la proyección de demanda validada por Osinergmin en el Informe Técnico 499-2018-GRT que sustenta la Resolución 180 y ha incorporado los nuevos requerimientos de energía que se encuentran en el anexo 01 del Recurso;

Que, por lo expuesto, solicita la inclusión de un nuevo transformador de 132/22,9/10 kV de 30 MVA en la SET Camaná para el año 2021, puesto que, ha sido justifi cada técnicamente y obedece a una necesidad de atender el crecimiento de la demanda para dicho año;


Que, teniendo en cuenta los nuevos requerimientos de demanda presentados por SEAL como parte del Recurso (información que no fue presentada como parte del ESTUDIO), requisito previsto en la Norma Tarifas, se verifi ca que, efectivamente, la SET Camaná presentará sobrecarga a partir del año 2021, razón por la cual, es necesario implementar un transformador de 138/22,9/10 kV de 30 MVA en dicho año, en reemplazo del transformador existente que será dado de Baja como consecuencia de dicha implementación;


2.7 RECONOCIMIENTO DE UN TRANSFORMADOR DE 33/10 KV DE 12 MVA PARA LA SET MOLLENDO


Que, SEAL señala que, Osinergmin reconoce la necesidad de ampliar la capacidad de transformación de la SET Mollendo, pues se ha desestimado la rotación del transformador de la SET Alto Cayma, toda vez que ha excedido su vida útil. Añade que, Osinergmin considera conveniente efectuar la rotación del transformador de 33/10 kV de 12 MVA de la SET Cono Norte en el año 2021, en el cual dicho Elemento quedará disponible, no aceptando con ello el ingreso de un nuevo transformador en la SET Mollendo;

Que, de lo indicado, manifi esta que, el sustento de su petitorio se basa en que el transformador de la SET Cono Norte data del año 1980, por lo que dicho Elemento cuenta con 38 años de antigüedad, habiendo excedido su vida útil;

Que, por lo expuesto, SEAL solicita reconsiderar su petitorio en relación a la aprobación de un nuevo transformador de 33/10 kV de 12 MVA para la SET Mollendo.


Que, habiéndose verifi cado la antigüedad del transformador de la SET Cono Norte con la información consignada en la placa así como sus condiciones, corresponde aprobar un nuevo transformador de 33/10 kV de 12 MVA para la SET Mollendo en el año 2021, el que para efectos remunerativos corresponde al código modular “TP-033010-010SI2E”, tal como ha propuesto la propia recurrente, ello, en reemplazo del transformador existente, el mismo que será dado de Baja como consecuencia de la implementación del nuevo transformador. Asimismo, dada la antigüedad y condiciones del transformador de 33/10 kV de 12 MVA de la SET Cono Norte, será dado de Baja en el año 2021, año en el cual, quedará disponible como resultado de las inversiones aprobadas para la SET Cono Norte 2;



2.8 RETIRAR LA CELDA DE LÍNEA DE 33 KV DE LA SET CHARCANI I


Que, SEAL menciona que, en la etapa de aprobación del PI 2013-2017, Osinergmin aprobó una celda de línea de 33 kV para la SET Charcani I, con la fi nalidad de alimentar a Alto Cayma;

Que, en la etapa de aprobación del PI 2017-2021, Osinergmin aprobó para el año 2018, una celda de línea de 33 kV a cargo de la Empresa de Generación Eléctrica de Arequipa S.A. (en adelante “EGASA”), que cumple el mismo objetivo de alimentar a Alto Cayma.




2.9 RETIRAR LA CELDA DE ALIMENTADOR DE 10 KV DE LA SET CHILINA


Que, SEAL menciona que, en la etapa de aprobación del PI 2013-2017, Osinergmin aprobó la celda de alimentador de 10 kV de la SET Chilina;

Que, con fecha 05 de febrero del 2016, mediante el Informe Técnico Nº 089-2016-GART que sustenta la Resolución Nº 022-2016-OS/CD, Osinergmin elimina del PI 2013-2017 los Elementos asociados a la SET Chilina y que, con fecha 05 de agosto del 2016, Osinergmin publica la resolución que resuelve los recursos de reconsideración, quedando aprobado el PI 2017-2021;

Que, para el caso de la celda en análisis, Osinergmin en la formulación del PI 2017-2021, decide retirar las inversiones asociadas al incremento de capacidad en el lado de 10 kV (retiro de los transformadores de 138/33 kV y 33/10 kV), lo cual justifi caba implementar dicha celda, por lo que, al retirar el transformador de 33/10 kV, ya no resulta necesario implementar la celda de alimentador, al no existir el devanado de 10 kV;

Que, considera que, en el PI 2017-2021, Osinergmin aprobó la nueva SET San Luis de 33/10 kV, así como la renovación de la SET Alto Cayma, cuya distribución de redes de media tensión permitirá aliviar la demanda de la SET Chilina, por lo que se justifi ca técnicamente retirar la celda de alimentador de dicha subestación.




2.10 RECONOCER UNA SECCIÓN DE CONDUCTOR DE 120 MM2 PARA LA LÍNEA BELLA UNIÓN - CHALA DE 60 KV


Que, SEAL señala que, mediante Carta SEAL-GG/TEP-0466-2018, adjuntó el sustento técnico económico de la mejor alternativa de calibre del conductor para la línea en análisis, solicitando a Osinergmin reconocer el calibre de 120 mm2;

Que, Osinergmin dio respuesta a dicha solicitud con el Ofi cio Nº 361-2018-GRT, mediante el cual presenta observaciones referidas a que la evaluación técnica económica cumpla con los requerimientos establecidos en la Norma Tarifas;

Que, al respecto, señala que, en cumplimiento a lo solicitado por Osinergmin, realizó la evaluación técnica económica bajo los lineamientos de la Norma Tarifas, empleando como criterio base, la demanda aprobada en el PI 2013-2017, planteando dos alternativas, ambas referidas al Sistema actual, considerando la LT en 60 kV Bella Unión - Chala, pero correspondientes a secciones de conductor de 240 mm2 (alternativa 1) y 120 mm2 (alternativa 2);

Que, por lo expuesto, la recurrente señala que, de la evaluación realizada, se demuestra que la alternativa 2 correspondiente al conductor de 120 mm2 resulta ser la de menor costo y representa a la alternativa seleccionada;

Que, fi nalmente, SEAL refi ere que la base del análisis, ha sido presentada en su propuesta inicial de modifi cación del PI 2017-2021, la misma que, cumple con lo establecido en la Norma Tarifas.


Que, al margen que la presente solicitud hace referencia a un Elemento aprobado en el PI 2013-2017, para el cual no corresponde su análisis en el presente proceso, esta fue retirada por SEAL de la solicitud de modifi cación del


PI 2017-2021, como consecuencia de las observaciones formuladas a su propuesta inicial. En ese sentido, dado que la presente solicitud corresponde a una modifi cación del PI 2013-2017 que no formó parte de la propuesta fi nal presentada, este extremo deviene en improcedente;

Que, sin perjuicio de lo señalado, mediante Ofi cio Nº 973-2018-GRT del 12 de diciembre de 2018, Osinergmin atendió la Carta SEAL-GG/TEP-01459-2018, en donde, se explica el tratamiento que, de ser el caso, corresponde a una solicitud de reconocimiento justifi cada del cambio de sección de conductor de la línea Bella Unión - Chala de 60 kV, al amparo del literal f) del artículo 139 del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas;


2.11 EVALUAR EL CAMBIO DE TITULARIDAD DE LA CELDA DE LÍNEA DE 138 KV A CONO NORTE, APROBADO PARA LA SET CHARCANI VII


Que, SEAL señala que, ha cursado dos (02) cartas a EGASA solicitando precisión respecto al avance y fecha estimada para la entrada en operación de la central hidroeléctrica Charcani VII, sin obtener respuesta; por lo tanto, precisa que no se tiene claro que EGASA vaya a ejecutar la celda del proyecto Charcani VII;

Que, de no tener certeza de la ejecución de la celda de línea de 138 kV a Cono Norte 2 por parte de EGASA, solicita de forma subordinada a Osinergmin, el cambio de titularidad de EGASA a favor de SEAL de dicha celda y demás Elementos complementarios que garanticen la operatividad de la SET Charcani VII;


Que, atendiendo lo previsto en la Resolución Nº 004-2019-OS/CD que resuelve el recurso de reconsideración interpuesto por EGASA contra la Resolución 180, se debe mencionar que, la celda de línea de 138 kV a Cono Norte 2, a implementarse en la SET Charcani VII, ha sido asignada a SEAL en el proceso de aprobación del PI 2017-2021;

Que, en el caso bajo análisis, la situación que originó el ejercicio de la facultad de contradicción administrativa por parte de SEAL, si bien ha sido atendida por la Administración con posterioridad a la presentación del Recurso con la Resolución Nº 004-2019-OS/CD, se produce antes de la decisión sobre dicho recurso, por lo que ha operado la sustracción de la materia, careciendo de objeto un pronunciamiento sobre el fondo, habiendo desaparecido el interés para obrar de la recurrente y como consecuencia, ha incurrido en causal de improcedencia;

Que, las inversiones programadas en el PI 2017-2021 son de carácter obligatorio, razón por la cual, tanto SEAL como EGASA deberán prever la implementación oportuna de las inversiones programadas;

Que, en función a los fundamentos señalados, este petitorio efectuado por SEAL debe ser declarado improcedente;


De conformidad con lo establecido en el Decreto Ley Nº 25844, Ley de Concesiones Eléctricas y su Reglamento aprobado por Decreto Supremo Nº 009-93-EM, en la Ley Nº 28832, Ley Para Asegurar el Desarrollo Efi ciente de la Generación Eléctrica, en el Reglamento General del Osinergmin, aprobado por Decreto Supremo Nº 054-2001-PCM; y en el Texto Único Ordenado de la Ley Nº 27444, Ley del Procedimiento Administrativo General, aprobado por Decreto Supremo Nº 006-2017-JUS; y


SE RESUELVE:

Artículo 1º.- Declarar fundado, el recurso de reconsideración interpuesto por la Sociedad Eléctrica del Sur Oeste S.A. contra la Resolución Nº 180-2018-OS/CD, respecto a los extremos 2.3, 2.5, 2.6 y 2.7, por las razones expuestas en los numerales 2.3.2, 2.5.2, 2.6.2 y 2.7.2 de la parte considerativa de la presente resolución.

Artículo 2º.- Declarar infundado, el recurso de reconsideración interpuesto por la Sociedad Eléctrica del Sur Oeste S.A. contra la Resolución Nº 180-2018-OS/CD, respecto a los extremos 2.2 y 2.4 por las razones expuestas en los numerales 2.2.2 y 2.4.2 de la parte considerativa de la presente resolución.

Artículo 3º.- Declarar improcedente, el recurso de reconsideración interpuesto por la Sociedad Eléctrica del Sur Oeste S.A. contra la Resolución Nº 180-2018-OS/CD, respecto a los extremos 2.1, 2.8, 2.9, 2.10 y 2.11 por las razones expuestas en los numerales 2.1.2, 2.8.2, 2.9.2, 2.10.2 y 2.11.2 de la parte considerativa de la presente resolución.


Artículo 5º.- Las modifi caciones en la Resolución Nº 193-2016-OS/CD que aprobó el Plan de Inversiones 2017 – 2021, como consecuencia de lo dispuesto en la presente resolución, serán consolidadas en resolución complementaria.


DANI EL SCHMERLER VAINSTEINPresidente del Consejo Directivo

Osinergmin





CONSIDERANDO:

Que, con fecha 17 de noviembre de 2018, el Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (en adelante “Osinergmin”), publicó la Resolución Nº 180-2018-OS/CD (en adelante “Resolución 180”), mediante la cual, se modifi có el Plan de Inversiones en Transmisión del período comprendido entre el 01 de mayo de 2017 al 30 de abril de 2021, aprobado mediante Resolución Nº 104-2016-OS/CD y reemplazado con Resolución Nº 193-2016-OS/CD, en lo correspondiente al Área de Demanda 9;

Que, contra la Resolución 180, con fecha 07 de diciembre de 2018, la empresa Electrosur S.A. (en adelante “ELECTROSUR”), dentro del término de ley, presentó recurso de reconsideración (en adelante “Recurso”), siendo materia del presente acto administrativo el análisis y decisión del Recurso.

1.- ANTECEDENTES

Que, conforme se prevé en el literal c) del artículo 43 del Decreto Ley Nº 25844, Ley de Concesiones Eléctricas (LCE), se encuentran sujetos a regulación de precios, las tarifas y compensaciones de los Sistemas de Transmisión y Distribución eléctrica;

Que, el proceso regulatorio de tarifas de transmisión de los Sistemas Secundarios de Transmisión (SST) y Sistemas Complementarios de Transmisión (SCT), prevé una etapa de aprobación de un Plan de Inversiones, el cual puede ser modifi cado en la eventualidad de ocurrir cambios específi cos con relación a lo aprobado, conforme se establece en los numerales VI) y VII) del literal d) del artículo 139 del Reglamento de la LCE (RLCE), aprobado con Decreto Supremo Nº 009-93-EM;

Que, en la Norma Tarifas y Compensaciones para SST y SCT, aprobada mediante la Resolución Nº 217-2013-OS/CD y modifi catorias (en adelante “Norma Tarifas”), se establecen los criterios, metodología y formatos para la presentación de los estudios que sustenten las propuestas de regulación de los SST y SCT, así como lo referente al proceso de aprobación del Plan de Inversiones y de sus eventuales modifi caciones;

Que, con Resolución Nº 104-2016-OS/CD se aprobó el Plan de Inversiones para el período mayo 2017 – abril 2021; el mismo que, como consecuencia de resolver los recursos de reconsideración, fue posteriormente sustituido mediante Resolución Nº 193-2016-OS/CD;

Que, con fecha 28 de junio de 2018, la empresa ELECTROSUR mediante Carta GT-0728-2018, solicitó a Osinergmin la modifi cación del Plan de Inversiones 2017 – 2021 (en adelante “PI 2017-2021”) correspondiente al Área de Demanda 9;

Que, conforme se ha señalado, con fecha 17 de noviembre de 2018, se publicó la Resolución 180; contra la cual, ELECTROSUR presentó el Recurso.

2.- RECURSO DE RECONSIDERACIÓN Que, ELECTROSUR solicita que se declare fundado el Recurso y, en consecuencia, se modifi que la Resolución 180, de acuerdo a lo siguiente:

1. Se reconozca los Elementos asociados a las SET Omate y Ubinas.2. Se reconozca los Elementos asociados a la línea Omate - Ubinas.

2.1 RECONOCIMIENTO DE ELEMENTOS ASOCIADOS A LAS SET OMATE Y UBINAS


Que, ELECTROSUR menciona que, de acuerdo a lo indicado por Osinergmin en la sección 6.3.2 (literal t) del Informe Técnico Nº 499-2018-GRT que sustenta la Resolución 180, no se aceptan las ampliaciones solicitadas para las SET Omate y Ubinas, debido a que no ha sido considerado como sistema crítico por la División de Supervisión de Electricidad de Osinergmin (en adelante “DSE”);

Que, agrega la recurrente que, con el objeto de mejorar los problemas de capacidad y calidad de servicio eléctrico del sistema eléctrico Puquina - Omate - Ubinas (en adelante “POU”) e Ichuña y garantizar el desarrollo y crecimiento futuro del consumo eléctrico para los usuarios de los distritos de Puquina, Omate y Ubinas, se incrementó el nivel de tensión en las SET Omate y Ubinas, mediante la instalación de transformadores de 33/22,9 kV y se cambió el nivel de tensión de la línea Puquina - Omate - Ubinas , de 22,9 kV a 33 kV, mejorando los niveles de confi abilidad y calidad del servicio eléctrico, según lo establecido por la Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos;

Que, añade que, el proyecto fue desarrollado en razón a que el sistema anterior, en 22,9 kV, era un sistema débil y con serios problemas de calidad de servicio eléctrico y confi abilidad y que, para dicho sistema, la DSE, en su Ofi cio Nº 893-2018-OS-DSE e Informe Técnico Nº DSE-STE-31-2018 “Monitoreo de Sistemas Eléctricos de Transmisión en Alerta (SETA)”, recomienda efectuar soluciones para mejorar dicha problemática;

Que, por lo expuesto, ELECTROSUR, concluye que, la mejor alternativa de expansión en el corto, mediano y largo plazo es la expansión en 33 kV y reitera su solicitud de reconocimiento de los elementos referidos en este extremo y que están en servicio desde diciembre de 2017.


Que, los argumentos presentados por ELECTROSUR en el presente extremo, han sido analizados en el Informe Técnico Nº 499-2018-GRT que sustenta la Resolución 180. ELECTROSUR, en esta etapa del proceso, no ha


presentado sustento adicional al entregado en su estudio “Servicio para la elaboración del Estudio de Modifi cación del Plan de Inversiones en Transmisión de ELECTROSUR 2017 – 2021” (en adelante “ESTUDIO”), que permita ampliar la evaluación de su solicitud, por tanto, el pronunciamiento de Osinergmin se mantiene;

Que, en ese sentido, en aplicación del numeral 12.3.4 de la Norma Tarifas, mediante Memorándum DSE-503-2018 del 31 de julio de 2018, se recibió el Informe Técnico DSE-STE-80-2018 “Califi cación de los Sistemas de Transmisión Críticos en Áreas de Demanda del 6 al 10 y propuestas de alternativas de inversión para modifi cación del PIT 2017-2021”, en el cual, la DSE no se incluye ninguna propuesta de inversión (a ser evaluados en el Plan de Inversiones) por criticidad para el sistema POU, con lo cual, queda claro que, actualmente se viene realizando planes de acción para controlar la problemática en dicho sistema. Esta situación fue informada a ELECTROSUR como parte de las observaciones a su ESTUDIO; sin embargo, ELECTROSUR no ha presentado sustento que indique que el sistema POU representa un sistema crítico y cuyo plan de acción es a través de obras a ser remunerados a través del Plan de Inversiones, que no fueron previamente planifi cadas a través del proceso para este fi n. En consecuencia, para los fi nes del Plan de Inversiones, el sistema POU no requiere de inversiones en transmisión por temas de criticidad;

Que, sin perjuicio de lo señalado, se debe indicar que, las SET Omate y Ubinas de 33/22,9 kV, así como la línea Omate - Ubinas de 33 kV, han sido implementadas sin antes haber sido aprobadas en un Plan de Inversiones. Asimismo, ELECTROSUR no ha presentado el sustento debido para justifi car su implementación, el mismo que debe contemplar, entre otros, un análisis de alternativas de expansión bajo el criterio de mínimo costo para el ramal Puquina - Omate - Ubinas. Si bien ELECTROSUR ha presentado un análisis de alternativas, las mismas están referidas a la remodelación de todo el sistema POU (desde la SET Socabaya), no siendo el sustento adecuado para demostrar que la adaptación de la línea de 22,9 kV a 33 kV e instalación de transformadores 33/22,9 kV es más conveniente respecto a continuar alimentando el sistema en 22,9 kV desde la SET Puquina o utilizar el nivel de 33 kV como distribución sin considerar la cascada en 22,9 kV, opciones que no han sido analizados por la recurrente;

Que, fi nalmente, ELECTROSUR podrá presentar sus propuestas futuras de expansión y/o renovación del sistema POU en el proceso de aprobación del Plan de Inversiones 2021-2025 que se inicia en junio de 2019, las mismas que deberán estar debidamente motivadas y sustentadas;

Que, en función a los fundamentos señalados, este petitorio efectuado por ELECTROSUR debe ser declarado infundado.

2.2 RECONOCIMIENTO DE ELEMENTOS ASOCIADOS A LA LÍNEA OMATE - UBINAS


Que, ELECTROSUR menciona que, de acuerdo a lo indicado por Osinergmin en la sección 6.3.2 (literal t) del Informe Técnico Nº 499-2018-GRT que sustenta la Resolución 180, no se acepta las ampliaciones solicitadas para la línea Omate - Ubinas, debido a que no ha sido considerado como crítico por la DSE;

Que, la recurrente, solicita que, se le reconozca costos de terreno, costos comunes, tres celdas de alimentadores de 22,9 kV asociados a la SET Omate, dos celdas de alimentadores de 22,9 kV asociados a la SET Ubinas y la línea de transmisión Omate-Ubinas, que actualmente se encuentran en servicio;

Que, señala que, el sustento del extremo 2.1 es aplicable para el presente extremo, es decir, el cambio de nivel de tensión de 22,9 kV a 33 kV tiene como objeto mejorar los problemas capacidad y calidad de servicio eléctrico del sistema eléctrico POU e Ichuña y garantizar el desarrollo y crecimiento futuro del consumo eléctrico para los usuarios de los distritos de Puquina, Omate y Ubinas;

Que, por otro lado, ELECTROSUR indica que, estas instalaciones no son reconocidas en la distribución (VAD) dado que, al ser de 33 kV, forman parte de la transmisión.


Que, en función a los fundamentos señalados en el numeral 2.1.2, que aplican a la solicitud de ELECTROSUR de reconocimiento de los Elementos asociados a la línea Omate - Ubinas, este petitorio de ELECTROSUR debe ser declarado infundado;


De conformidad con lo establecido en el Decreto Ley Nº 25844, Ley de Concesiones Eléctricas y su Reglamento aprobado por Decreto Supremo Nº 009-93-EM, en la Ley Nº 28832, Ley Para Asegurar el Desarrollo Efi ciente de la Generación Eléctrica, en el Reglamento General del Osinergmin, aprobado por Decreto Supremo Nº 054-2001-PCM; y en el Texto Único Ordenado de la Ley Nº 27444, Ley del Procedimiento Administrativo General, aprobado por Decreto Supremo Nº 006-2017-JUS; y


SE RESUELVE:

Artículo 1º.- Declarar infundado el recurso de reconsideración interpuesto por Electrosur S.A. contra la Resolución Nº 180-2018-OS/CD por las razones expuestas en la presente resolución.





Osinergmin




CONSIDERANDO:

Que, de acuerdo a lo dispuesto por el Artículo 77 del Decreto Ley Nº 25844, Ley de Concesiones Eléctricas (LCE), cada cuatro años, Osinergmin actualiza el Valor Nuevo de Reemplazo (VNR) de las instalaciones de distribución eléctrica, con la información presentada por las empresas concesionarias. En el caso de obras nuevas o retiros, la citada norma dispone que Osinergmin, incorporará o deducirá el respectivo VNR;

Que, de conformidad con el Artículo 159 del Reglamento de la LCE, aprobado por Decreto Supremo Nº 009-93-EM, las empresas deben poner en conocimiento de Osinergmin, en los plazos y oportunidades que este determine, toda inversión en obras de distribución que aumente su VNR y comunicar anualmente al regulador el retiro de las instalaciones innecesarias para la prestación del servicio, a fi n de ser excluidas del respectivo VNR;

Que, mediante la Resolución Osinergmin Nº 232-2017-OS/CD se aprobó la Guía de Elaboración del VNR de las Instalaciones de Distribución Eléctrica (Guía del VNR), la misma que establece los requerimientos, criterios, procedimientos, formatos y plazos para la elaboración y presentación de la información del VNR y de la información de las Altas y Bajas de los metrados existentes;

Que, mediante la Resolución Osinergmin Nº 198-2017-OS/CD, se aprobó las Altas y Bajas de las instalaciones de distribución eléctrica del periodo comprendido entre el 01 de julio de 2015 y el 30 de junio de 2016 y los metrados existentes al 30 de junio de 2016;

Que, posteriormente, de conformidad con la Guía del VNR, diversas distribuidoras eléctricas remitieron información sobre sus Altas y Bajas, habiendo Osinergmin revisado dicha información y agrupado a las empresas que les corresponde aprobar Altas y Bajas y a aquellas a las que no les corresponde y solamente se les aprueba el metrado existente;

Que, en consecuencia, corresponde disponer la publicación en el Diario Ofi cial El Peruano y en la página Web de Osinergmin de la Resolución que aprueba las Altas y Bajas de las instalaciones de distribución eléctrica correspondientes al periodo comprendido entre el 01 de julio de 2016 y el 31 de diciembre de 2017, así como los metrados existentes resultantes al 31 de diciembre de 2017;

Que, se han emitido el Informe Legal Nº 023-2019-GRT y el Informe Técnico Nº 024-2019-GRT de la Gerencia de Regulación de Tarifas de Osinergmin, los cuales complementan la motivación que sustenta la decisión de Osinergmin a que se refi ere el numeral 4 del Artículo 3º del Texto Único Ordenado de la Ley 27444, Ley del Procedimiento Administrativo General, aprobado mediante el Decreto Supremo Nº 006-2017-JUS;

De conformidad con lo establecido en el Decreto Ley Nº 25844, Ley de Concesiones Eléctricas; en su Reglamento aprobado por Decreto Supremo Nº 009-93-EM; en la Ley Nº 27332, Ley Marco de los Organismos Reguladores de la Inversión Privada en los Servicios Públicos; en el Reglamento General de Osinergmin, aprobado por Decreto Supremo Nº 054-2001-PCM y en el Texto Único Ordenado de la Ley 27444, Ley del Procedimiento Administrativo General, aprobado mediante el Decreto Supremo Nº 006-2017-JUS; así como en sus normas modifi catorias, complementarias y conexas.


SE RESUELVE:

Artículo 1.- Aprobar las Altas y Bajas de las instalaciones de distribución eléctrica del periodo comprendido entre el 01 de julio de 2016 y el 31 de diciembre de 2017 y metrados existentes al 31 de diciembre de 2017, correspondientes a las empresas que se indican a continuación:

COELVISAC

Unidad 2016 Altas Bajas 2017

30/06/2016 01/07/2016 - 31/12/2017 31/12/2017

MEDIA TENSIÓN

RED AÉREA km 614,911 44,556 - 659,467

RED SUBTERRÁNEA km 1,694 0,509 - 2,202

EQUIPOS DE PROTECCIÓN Y SECCIONAMIENTO Unidad 114,000 55,000 - 168,000

Total Red MT km 616,604 45,065 - 661,669


SUBESTACIONES DE DISTRIBUCIÓN MT/BT

S.E.D AÉREA MONOPOSTE Unidad 64,000 - - 64,000

S.E.D AÉREA BIPOSTE Unidad 56,000 3,000 - 59,000

S.E.D CONVENCIONAL Unidad 2,000 - - 2,000

S.E.D COMPACTA PEDESTAL Unidad - 2,000 - 2,000

S.E.D COMPACTA BÓVEDA Unidad - - - -

Total SED Unidad 122,000 5,000 - 127,000

BAJA TENSIÓN

RED AÉREA

SERVICIO PARTICULAR km 56,510 7,886 - 64,396

ALUMBRADO PÚBLICO km 39,870 5,437 - 45,307

EQUIPOS DE ALUMBRADO PÚBLICO Unidad 76,000 912,000 - 988,000

EQUIPOS DE CONTROL DE ALUMBRADO PÚBLICO Unidad 5,000 42,000 - 47,000

RED SUBTERRÁNEA


ALUMBRADO PÚBLICO km - - - -

EQUIPOS DE ALUMBRADO PÚBLICO Unidad - - - -

EQUIPOS DE CONTROL DE ALUMBRADO PÚBLICO Unidad - - - -

ESTRUCTURAS DE LA RED SUBTERRÁNEA ALUMBRADO PÚBLICO Unidad - - - -

Total Red BT SP km 56,521 8,088 - 64,609

Total Red BT AP km 39,870 5,437 - 45,307

Total Equipos AP Unidad 76,000 912,000 - 988,000

INSTALACIONES NO ELÉCTRICAS

TERRENOS Y EDIFICIOS m2 9 179,020 - - 9 179,020

EQUIPOS INE Unidad 2 074,000 54,000 - 2 128,000

ELECTRO DUNAS


30/06/2016 01/07/2016 - 31/12/2017 31/12/2017

MEDIA TENSIÓN

RED AÉREA km 2 419,836 50,928 - 2 470,764


EQUIPOS DE PROTECCIÓN Y SECCIONAMIENTO Unidad 1 641,000 84,000 - 1 725,000

Total Red MT km 2 450,586 51,378 - 2 501,963


S.E.D AÉREA MONOPOSTE Unidad 984,000 27,000 - 1 011,000

S.E.D AÉREA BIPOSTE Unidad 1 270,000 35,000 - 1 305,000

S.E.D CONVENCIONAL Unidad 80,000 1,000 - 81,000

S.E.D COMPACTA PEDESTAL Unidad - - - -


Total SED Unidad 2 334,000 63,000 - 2 397,000

BAJA TENSIÓN

RED AÉREA

SERVICIO PARTICULAR km 2 546,274 92,723 - 2 638,997

ALUMBRADO PÚBLICO km 2 589,304 79,414 - 2 668,719

EQUIPOS DE ALUMBRADO PÚBLICO Unidad 72 217,000 3 753,000 - 75 970,000

EQUIPOS DE CONTROL DE ALUMBRADO PÚBLICO Unidad 2 288,000 - - 2 288,000

RED SUBTERRÁNEA



EQUIPOS DE ALUMBRADO PÚBLICO Unidad 3 577,000 18,000 - 3 595,000

EQUIPOS DE CONTROL DE ALUMBRADO PÚBLICO Unidad 150,000 - - 150,000

ESTRUCTURAS DE LA RED SUBTERRÁNEA ALUMBRADO PÚBLICO Unidad 3 228,000 - - 3 228,000

Total Red BT SP km 2 657,609 95,059 - 2 752,668

Total Red BT AP km 2 700,456 81,751 - 2 782,207

Total Equipos AP Unidad 75 794,000 3 771,000 - 79 565,000



EQUIPOS INE Unidad 3 864,000 1 042,000 - 4 906,000


ELECTRO ORIENTE


30/06/2016 01/07/2016 - 31/12/2017 31/12/2017

MEDIA TENSIÓN

RED AÉREA km 4 236,525 326,587 48,098 4 515,014


EQUIPOS DE PROTECCIÓN Y SECCIONAMIENTO Unidad 1 477,000 217,000 68,000 1 626,000

Total Red MT km 4 247,633 327,494 48,098 4 527,030


S.E.D AÉREA MONOPOSTE Unidad 1 998,000 149,000 17,000 2 130,000

S.E.D AÉREA BIPOSTE Unidad 1 201,000 66,000 65,000 1 202,000

S.E.D CONVENCIONAL Unidad 32,000 - 1,000 31,000


S.E.D COMPACTA BÓVEDA Unidad 1,000 - - 1,000

Total SED Unidad 3 232,000 215,000 83,000 3 364,000

BAJA TENSIÓN

RED AÉREA

SERVICIO PARTICULAR km 4 655,600 306,106 66,404 4 895,302

ALUMBRADO PÚBLICO km 1 350,110 26,065 19,033 1 357,142


EQUIPOS DE CONTROL DE ALUMBRADO PÚBLICO Unidad 3 035,000 282,000 2,000 3 315,000

RED SUBTERRÁNEA






Total Red BT SP km 4 664,370 307,907 66,404 4 905,873

Total Red BT AP km 1 364,199 27,884 19,033 1 373,051




EQUIPOS INE Unidad 5 362,000 - - 5 362,000

ELECTRO PUNO


30/06/2016 01/07/2016 - 31/12/2017 31/12/2017

MEDIA TENSIÓN

RED AÉREA km 7 525,690 319,906 30,846 7 814,750

RED SUBTERRÁNEA km 7,819 0,064 0,144 7,739


Total Red MT km 7 533,509 319,970 30,990 7 822,489


S.E.D AÉREA MONOPOSTE Unidad 3 861,000 190,000 - 4 051,000



S.E.D COMPACTA PEDESTAL Unidad 11,000 - - 11,000


Total SED Unidad 4 979,000 195,000 - 5 174,000

BAJA TENSIÓN

RED AÉREA

SERVICIO PARTICULAR km 9 532,083 1 018,454 5,022 10 545,515




RED SUBTERRÁNEA

SERVICIO PARTICULAR km 4,090 - - 4,090

ALUMBRADO PÚBLICO km 5,046 - - 5,046




ESTRUCTURAS DE LA RED SUBTERRÁNEA ALUMBRADO PÚBLICO Unidad 198,000 2,000 - 200,000

Total Red BT SP km 9 536,173 1 018,454 5,022 10 549,605

Total Red BT AP km 3 120,170 371,740 3,771 3 488,138





ELECTRO SUR ESTE


30/06/2016 01/07/2016 - 31/12/2017 31/12/2017

MEDIA TENSIÓN

RED AÉREA km 12 051,662 415,459 - 12 467,121


EQUIPOS DE PROTECCIÓN Y SECCIONAMIENTO Unidad 5 689,000 1 234,000 - 6 923,000

Total Red MT km 12 105,734 430,778 - 12 536,512







Total SED Unidad 8 516,000 214,000 - 8 730,000

BAJA TENSIÓN

RED AÉREA




EQUIPOS DE CONTROL DE ALUMBRADO PÚBLICO Unidad 6 126,000 166,000 - 6 292,000

RED SUBTERRÁNEA



EQUIPOS DE ALUMBRADO PÚBLICO Unidad 7 139,000 - - 7 139,000



Total Red BT SP km 15 738,714 887,933 - 16 626,647

Total Red BT AP km 5 783,642 796,668 - 6 580,310





ELECTRO UCAYALI


30/06/2016 01/07/2016 - 31/12/2017 31/12/2017

MEDIA TENSIÓN

RED AÉREA km 946,760 24,546 4,653 966,653


EQUIPOS DE PROTECCIÓN Y SECCIONAMIENTO Unidad 1 227,000 72,000 79,000 1 220,000

Total Red MT km 950,298 24,911 4,749 970,459


S.E.D AÉREA MONOPOSTE Unidad 407,000 78,000 7,000 478,000

S.E.D AÉREA BIPOSTE Unidad 411,000 56,000 21,000 446,000

S.E.D CONVENCIONAL Unidad - - - -



Total SED Unidad 818,000 134,000 28,000 924,000

BAJA TENSIÓN

RED AÉREA




EQUIPOS DE ALUMBRADO PÚBLICO Unidad 23 141,000 3 273,000 1 527,000 24 887,000


RED SUBTERRÁNEA

SERVICIO PARTICULAR km - - - -


EQUIPOS DE ALUMBRADO PÚBLICO Unidad 40,000 - - 40,000


ESTRUCTURAS DE LA RED SUBTERRÁNEA ALUMBRADO PÚBLICO Unidad 37,000 - - 37,000

Total Red BT SP km 1 189,285 140,641 38,199 1 291,727

Total Red BT AP km 1 162,644 126,458 41,324 1 247,778

Total Equipos AP Unidad 23 181,000 3 273,000 1 527,000 24 927,000




ELECTROCENTRO


30/06/2016 01/07/2016 - 31/12/2017 31/12/2017

MEDIA TENSIÓN

RED AÉREA km 10 549,210 775,078 - 11 324,288


EQUIPOS DE PROTECCIÓN Y SECCIONAMIENTO Unidad 4 123,000 1 248,000 - 5 371,000

Total Red MT km 10 554,962 775,079 - 11 330,041







Total SED Unidad 10 598,000 707,000 - 11 305,000

BAJA TENSIÓN

RED AÉREA

SERVICIO PARTICULAR km 11 139,392 1 035,670 - 12 175,063




RED SUBTERRÁNEA





ESTRUCTURAS DE LA RED SUBTERRÁNEA ALUMBRADO PÚBLICO Unidad 523,000 81,000 - 604,000

Total Red BT SP km 11 196,091 1 041,909 - 12 238,000

Total Red BT AP km 6 719,677 636,455 - 7 356,132





ELECTRONOROESTE


30/06/2016 01/07/2016 - 31/12/2017 31/12/2017

MEDIA TENSIÓN

RED AÉREA km 3 842,281 23,335 - 3 865,616



Total Red MT km 3 859,636 23,454 - 3 883,089








Total SED Unidad 4 243,000 15,000 - 4 258,000

BAJA TENSIÓN

RED AÉREA





RED SUBTERRÁNEA





ESTRUCTURAS DE LA RED SUBTERRÁNEA ALUMBRADO PÚBLICO Unidad 5 080,000 1,000 - 5 081,000

Total Red BT SP km 5 870,185 19,775 - 5 889,960

Total Red BT AP km 4 710,655 20,613 - 4 731,268

Total Equipos AP Unidad 113 664,000 221,000 - 113 885,000




ELECTRONORTE


30/06/2016 01/07/2016 - 31/12/2017 31/12/2017

MEDIA TENSIÓN

RED AÉREA km 4 092,109 285,547 - 4 377,656



Total Red MT km 4 154,065 286,901 - 4 440,966







Total SED Unidad 3 912,000 83,000 - 3 995,000

BAJA TENSIÓN

RED AÉREA





RED SUBTERRÁNEA






Total Red BT SP km 5 515,475 256,307 - 5 771,782

Total Red BT AP km 3 205,315 76,528 - 3 281,843






ELECTROSUR


Al 30/06/2016 01/07/2016 - 31/12/2017 Al 31/12/2017

MEDIA TENSIÓN

RED AÉREA km 1 380,982 63,757 - 1 444,738



Total Red MT km 1 390,792 64,554 - 1 455,345







Total SED Unidad 1 831,000 56,000 - 1 887,000

BAJA TENSIÓN

RED AÉREA


ALUMBRADO PÚBLICO km 1 371,506 - - 1 371,506



RED SUBTERRÁNEA






Total Red BT SP km 1 981,106 27,743 - 2 008,849

Total Red BT AP km 1 382,951 - - 1 382,951





ENEL DISTRIBUCIÓN PERÚ


30/06/2016 01/07/2016 - 31/12/2017 31/12/2017

MEDIA TENSIÓN

RED AÉREA km 2 095,028 48,680 - 2 143,707

RED SUBTERRÁNEA km 2 308,610 211,155 - 2 519,764


Total Red MT km 4 403,637 259,834 - 4 663,472





S.E.D COMPACTA PEDESTAL Unidad 722,000 13,000 - 735,000

S.E.D COMPACTA BÓVEDA Unidad 990,000 75,000 - 1 065,000

Total SED Unidad 9 817,000 322,000 - 10 139,000

BAJA TENSIÓN

RED AÉREA





RED SUBTERRÁNEA






ESTRUCTURAS DE LA RED SUBTERRÁNEA ALUMBRADO PÚBLICO Unidad 156 825,000 1 324,000 - 158 149,000

Total Red BT SP km 12 360,801 484,688 - 12 845,490

Total Red BT AP km 9 886,834 745,337 - 10 632,172





HIDRANDINA


30/06/2016 01/07/2016 - 31/12/2017 31/12/2017

MEDIA TENSIÓN

RED AÉREA km 9 633,717 166,640 - 9 800,357



Total Red MT km 9 797,136 171,159 - 9 968,295







Total SED Unidad 8 977,000 106,000 - 9 083,000

BAJA TENSIÓN

RED AÉREA





RED SUBTERRÁNEA





ESTRUCTURAS DE LA RED SUBTERRÁNEA ALUMBRADO PÚBLICO Unidad 13 901,000 58,000 - 13 959,000

Total Red BT SP km 13 935,521 51,027 - 13 986,548

Total Red BT AP km 8 803,615 30,038 - 8 833,653





LUZ DEL SUR


30/06/2016 01/07/2016 - 31/12/2017 31/12/2017

MEDIA TENSIÓN

RED AÉREA km 1 962,135 13,372 - 1 975,507

RED SUBTERRÁNEA km 1 798,518 101,971 - 1 900,489


Total Red MT km 3 760,653 115,343 - 3 875,996






S.E.D COMPACTA BÓVEDA Unidad 865,000 27,000 - 892,000

Total SED Unidad 7 365,000 160,000 - 7 525,000

BAJA TENSIÓN

RED AÉREA






RED SUBTERRÁNEA





ESTRUCTURAS DE LA RED SUBTERRÁNEA ALUMBRADO PÚBLICO Unidad 136 686,000 3 174,000 - 139 860,000

Total Red BT SP km 10 279,382 270,533 - 10 549,916

Total Red BT AP km 7 686,516 219,677 - 7 906,193




EQUIPOS INE Unidad 19 938,000 1 083,000 - 21 021,000

SEAL


30/06/2016 01/07/2016 - 31/12/2017 31/12/2017

MEDIA TENSIÓN

RED AÉREA km 3 826,395 168,865 10,835 3 984,425


EQUIPOS DE PROTECCIÓN Y SECCIONAMIENTO Unidad 918,000 78,000 33,000 963,000

Total Red MT km 3 892,362 170,439 11,499 4 051,302


S.E.D AÉREA MONOPOSTE Unidad 4 091,000 163,000 27,000 4 227,000

S.E.D AÉREA BIPOSTE Unidad 893,000 46,000 10,000 929,000




Total SED Unidad 5 471,000 221,000 37,000 5 655,000

BAJA TENSIÓN

RED AÉREA



EQUIPOS DE ALUMBRADO PÚBLICO Unidad 119 172,000 3 878,000 683,000 122 367,000

EQUIPOS DE CONTROL DE ALUMBRADO PÚBLICO Unidad 10 523,000 137,000 59,000 10 601,000

RED SUBTERRÁNEA

SERVICIO PARTICULAR km 425,614 3,834 0,302 429,146

ALUMBRADO PÚBLICO km 358,424 1,538 6,092 353,869

EQUIPOS DE ALUMBRADO PÚBLICO Unidad 13 659,000 - 78,000 13 581,000


ESTRUCTURAS DE LA RED SUBTERRÁNEA ALUMBRADO PÚBLICO Unidad 12 701,000 - 56,000 12 645,000

Total Red BT SP km 4 780,139 210,092 6,638 4 983,593

Total Red BT AP km 4 050,164 167,326 19,507 4 197,982

Total Equipos AP Unidad 132 831,000 3 878,000 761,000 135 948,000



EQUIPOS INE Unidad 945,000 191,000 2,000 1 134,000

Artículo 2.- Aprobar el metrado existente al 31 de diciembre de 2017, correspondiente a las empresas que se indican a continuación:

ADINELSA


30/06/2016 01/07/2016 - 31/12/2017 31/12/2017

MEDIA TENSIÓN

RED AÉREA km 1 727,660 - - 1 727,660

RED SUBTERRÁNEA km 0,042 - - 0,042


EQUIPOS DE PROTECCIÓN Y SECCIONAMIENTO Unidad 239,000 - - 239,000

Total Red MT km 1 727,702 - - 1 727,702



S.E.D AÉREA BIPOSTE Unidad 46,000 - - 46,000




Total SED Unidad 624,000 - - 624,000

BAJA TENSIÓN

RED AÉREA





RED SUBTERRÁNEA






Total Red BT SP km 454,391 - - 454,391

Total Red BT AP km 269,140 - - 269,140

Total Equipos AP Unidad 5 712,000 - - 5 712,000


TERRENOS Y EDIFICIOS m2 - - - -

EQUIPOS INE Unidad - - - -

CHAVIMOCHIC


30/06/2016 01/07/2016 - 31/12/2017 31/12/2017

MEDIA TENSIÓN

RED AÉREA km 225,289 - - 225,289



Total Red MT km 225,869 - - 225,869







Total SED Unidad 127,000 - - 127,000

BAJA TENSIÓN

RED AÉREA





RED SUBTERRÁNEA






Total Red BT SP km 172,156 - - 172,156

Total Red BT AP km 103,275 - - 103,275






EDELSA


30/06/2016 01/07/2016 - 31/12/2017 31/12/2017

MEDIA TENSIÓN

RED AÉREA km 4,856 - - 4,856

RED SUBTERRÁNEA km - - - -


Total Red MT km 4,856 - - 4,856







Total SED Unidad 11,000 - - 11,000

BAJA TENSIÓN

RED AÉREA





RED SUBTERRÁNEA






Total Red BT SP km 19,820 - - 19,820

Total Red BT AP km 19,820 - - 19,820

Total Equipos AP Unidad 260,000 - - 260,000


TERRENOS Y EDIFICIOS m2 450,000 - - 450,000

EQUIPOS INE Unidad 36,000 - - 36,000

EGEPSA


30/06/2016 01/07/2016 - 31/12/2017 31/12/2017

MEDIA TENSIÓN

RED AÉREA km 30,539 - - 30,539


EQUIPOS DE PROTECCIÓN Y SECCIONAMIENTO Unidad - - - -

Total Red MT km 30,539 - - 30,539








BAJA TENSIÓN

RED AÉREA





RED SUBTERRÁNEA







Total Red BT SP km 22,030 - - 22,030

Total Red BT AP km 22,030 - - 22,030





EILHICHA


30/06/2016 01/07/2016 - 31/12/2017 31/12/2017

MEDIA TENSIÓN

RED AÉREA km 137,544 - - 137,544



Total Red MT km 137,544 - - 137,544







Total SED Unidad 121,000 - - 121,000

BAJA TENSIÓN

RED AÉREA





RED SUBTERRÁNEA






Total Red BT SP km 175,224 - - 175,224

Total Red BT AP km 114,258 - - 114,258





ELECTRO PANGOA


30/06/2016 01/07/2016 - 31/12/2017 31/12/2017

MEDIA TENSIÓN

RED AÉREA km 3,756 - - 3,756



Total Red MT km 3,839 - - 3,839








BAJA TENSIÓN

RED AÉREA






RED SUBTERRÁNEA






Total Red BT SP km 19,007 - - 19,007

Total Red BT AP km 19,007 - - 19,007





ELECTRO TOCACHE


30/06/2016 01/07/2016 - 31/12/2017 31/12/2017

MEDIA TENSIÓN

RED AÉREA km 570,581 - - 570,581



Total Red MT km 570,581 - - 570,581







Total SED Unidad 292,000 - - 292,000

BAJA TENSIÓN

RED AÉREA





RED SUBTERRÁNEA






Total Red BT SP km 441,988 - - 441,988

Total Red BT AP km 423,477 - - 423,477





EMSEMSA


30/06/2016 01/07/2016 - 31/12/2017 31/12/2017

MEDIA TENSIÓN

RED AÉREA km 12,202 - - 12,202



Total Red MT km 14,990 - - 14,990









BAJA TENSIÓN

RED AÉREA





RED SUBTERRÁNEA






Total Red BT SP km 64,717 - - 64,717

Total Red BT AP km 53,470 - - 53,470





EMSEUSA


30/06/2016 01/07/2016 - 31/12/2017 31/12/2017

MEDIA TENSIÓN

RED AÉREA km 51,965 - - 51,965



Total Red MT km 51,965 - - 51,965








BAJA TENSIÓN

RED AÉREA





RED SUBTERRÁNEA






Total Red BT SP km 88,350 - - 88,350

Total Red BT AP km 89,388 - - 89,388






ESEMPAT


30/06/2016 01/07/2016 - 31/12/2017 31/12/2017

MEDIA TENSIÓN

RED AÉREA km 43,250 - - 43,250


EQUIPOS DE PROTECCIÓN Y SECCIONAMIENTO Unidad - - - -

Total Red MT km 43,250 - - 43,250








BAJA TENSIÓN

RED AÉREA





RED SUBTERRÁNEA






Total Red BT SP km 21,946 - - 21,946

Total Red BT AP km 21,946 - - 21,946





SERSA


30/06/2016 01/07/2016 - 31/12/2017 31/12/2017

MEDIA TENSIÓN

RED AÉREA km 12,346 - - 12,346



Total Red MT km 12,346 - - 12,346


S.E.D AÉREA MONOPOSTE Unidad - - - -






BAJA TENSIÓN

RED AÉREA





RED SUBTERRÁNEA







Total Red BT SP km 64,559 - - 64,559

Total Red BT AP km 63,560 - - 63,560





Artículo 3.- La presente resolución, deberá ser publicada en el diario ofi cial El Peruano y consignada en la página web del Osinergmin: http://www2.osinergmin.gob.pe/Resoluciones/Resoluciones-GRT-2019.aspx, junto con el Informe Legal Nº 023-2019-GRT, el Informe Técnico Nº 024-2019-GRT, los instaladores del Sistema de Información VNRGIS y las correspondientes bases de datos de cada una de las empresas señaladas en los artículos precedentes.


OSINERGMIN




CONSIDERANDO:

Que, mediante Ley Nº 27510, se creó el Fondo de Compensación Social Eléctrica (en adelante FOSE), a efectos de favorecer el acceso y permanencia del servicio eléctrico a usuarios residenciales, de la opción tarifaria BT5, cuyo consumo mensual sea menor a 100 kW.h mes;

Que, la Ley Nº 28307, Ley que modifi ca y amplía los factores de reducción tarifaria de la Ley Nº 27510, otorga vigencia indefi nida al FOSE y sustituye la Tabla contenida en el Artículo 3 de la Ley Nº 27510, determinando así una ampliación del universo de benefi ciarios del FOSE;

Que, la Ley Nº 30319, Ley que amplía y modifi ca los factores de reducción tarifaria de la Ley Nº 27510, adecuó los parámetros de aplicación del FOSE para los usuarios de los Sistemas Eléctricos Urbano-Rural y Rural de los Sectores Típicos 4, 5 y 6;

Que, con Resolución OSINERG Nº 2123-2001-OS/CD, se aprobó la norma denominada “Procedimientos de Aplicación del FOSE”, en la cual se defi nen los criterios y procedimientos para la administración y aplicación del FOSE, habiéndose aprobado el Texto Único Ordenado de la referida norma, mediante la Resolución Osinergmin Nº 689-2007-OS/CD;

Que, de conformidad con lo expuesto en el Artículo 6 del Texto Único Ordenado de la Norma Procedimiento de Aplicación del FOSE, Osinergmin trimestralmente fi ja el recargo que se aplica en la facturación en los cargos tarifarios de potencia, energía y cargo fi jo de los usuarios del servicio público de electricidad a que se refi ere el Artículo 2 de la Ley Nº 27510;

Que, con Resolución Osinergmin Nº 173-2018-OS/CD, se aprobó el Factor de Recargo del FOSE y el Programa Trimestral de Transferencias Externas correspondientes al periodo del 1 de noviembre de 2018 al 3 de febrero de 2019, siendo por tanto necesaria la fi jación del Factor de Recargo del FOSE y el Programa de Transferencias Externas para el trimestre siguiente;

Que, se ha considerado para el cálculo del factor de recargo del FOSE, la información de los sistemas fotovoltaicos, de conformidad con el numeral 16.2 del Artículo 16 del Reglamento para la Promoción de la Inversión Eléctrica en Áreas No Conectadas a Red, aprobado por Decreto Supremo Nº 020-2013-EM, así como lo dispuesto por el numeral 1 del Artículo 4 de la Resolución Osinergmin Nº 122-2018-OS/CD, según el cual las empresas operadoras de sistemas fotovoltaicos para la atención de suministros de energía eléctrica, a efectos de la aplicación y uso del FOSE, deberán seguir los criterios y procedimientos dispuestos por el Texto Único Ordenado de la Norma Procedimiento de Aplicación del Fondo de Compensación Social Eléctrica;

Que, la vigencia del Factor de Recargo del FOSE y el Programa de Transferencias Externas que se establece mediante la presente resolución, corresponde al periodo comprendido entre el 4 de febrero de 2019 y el 30 de abril de 2019 y no hasta el 3 de mayo de 2019, toda vez que el 1 mayo de 2019 se producirá la actualización de las tarifas eléctricas, por lo que a efectos de evitar recálculos continuos y de conformidad con el principio de simplicidad, previsto en el numeral 1.13 del artículo IV del Título Preliminar del Texto Único Ordenado de la Ley Nº 27444, Ley del Procedimiento Administrativo General, aprobado por Decreto Supremo Nº 006-2017-JUS, en virtud del cual se deben eliminar complejidades innecesarias, resulta conveniente en esta oportunidad, que el factor del recargo del FOSE y el programa de transferencias externas tengan vigencia hasta el 30 de abril;

Que, se han emitido los Informes Nº 0019-2019-GRT y Nº 0020-2019-GRT de la División de Distribución Eléctrica y de la Asesoría Legal de la Gerencia de Regulación de Tarifas, respectivamente. Los mencionados informes complementan la motivación que sustenta la decisión de Osinergmin, cumpliendo de esta manera con el requisito de validez de los actos administrativos;

De conformidad con lo establecido en la Ley Nº 27332, Ley Marco de los Organismos Reguladores de la Inversión Privada en los Servicios Públicos, en la Ley Nº 27510 que creó el Fondo de Compensación Social Eléctrica, en el Decreto Ley Nº 25844, Ley de Concesiones Eléctricas y en su Reglamento aprobado por Decreto Supremo Nº 009-93-EM, y en la Ley Nº 30468, Ley que crea el Mecanismo de Compensación de la Tarifa Eléctrica Residencial y en el Texto Único Ordenado de la Ley Nº 27444, Ley del Procedimiento Administrativo General, aprobado por Decreto Supremo Nº 006-2017-JUS; así como en sus normas modifi catorias y complementarias.



SE RESUELVE:

Artículo 1.- Apruébese en 1,038 el Factor de Recargo del Fondo de Compensación Social Eléctrica aplicable a los cargos tarifarios de los usuarios del servicio público de electricidad de los sistemas interconectados a que se refi ere el Artículo 2 de la Ley Nº 27510, aplicable en la facturación del periodo comprendido entre el 4 de febrero de 2019 y el 30 de abril de 2019.

Artículo 2.- Apruébese el Programa Trimestral de Transferencias Externas correspondiente al periodo el 4 de febrero de 2019 y el 30 de abril de 2019, de acuerdo a los siguientes cuadros:

Programa de Transferencias Externas(En Soles)

Empresas Aportantes

Enel Distribución Luz del Sur

Fecha Límite de Transferencia 15/03/2019 15/04/2019 15/05/2019 15/03/2019 15/04/2019 15/05/2019

Receptoras

Adinelsa 192 080 222 754 260 356 339 687 383 335 426 959

Chavimochic 2 386 2 822 3 235 4 220 4 857 5 305

Edelsa 13 182 17 750 25 179 23 312 30 545 41 291

Egepsa 7 145 10 263 15 529 12 636 17 662 25 467

Electro Oriente 570 439 598 604 633 138 1008 797 1030 128 1038 289

Electro Pangoa 209 3 112 8 034 370 5 355 13 176

Electro Puno 401 206 481 994 586 259 709 517 829 456 961 410

Electro Sur Este 397 531 404 481 412 779 703 018 696 066 676 919

Electro Tocache 16 016 17 140 18 585 28 323 29 495 30 479

Electrocentro 642 632 581 332 482 969 1136 469 1000 406 792 024

Electronoroeste 466 854 448 110 417 124 825 612 771 146 684 045

Electronorte 192 661 183 908 160 862 340 712 316 484 263 799

Electrosur 27 119 45 583 69 261 47 960 78 442 113 581

Emsemsa 2 617 2 762 2 985 4 629 4 752 4 894

Emseusa 5 716 7 076 8 837 10 108 12 176 14 491

Hidrandina 544 294 492 151 409 783 962 562 846 935 672 006

Sersa 4 017 4 809 5 770 7 105 8 276 9 461

Perú Microenergía 76 078 90 947 109 400 134 540 156 509 179 407

Eilhicha 16 917 19 479 22 682 29 917 33 522 37 197

Esempat 414 2 883 6 628 733 4 960 10 870

Entelin 31 250 33 610 36 585 55 263 57 839 59 997

Fideicomiso Fotovoltaico Minem-Ergon 1310 716 1467 678 1630 923 2317 947 2525 703 2674 563

Empresas Aportantes

Electro Ucayali Coelvisac


Empresas Receptoras Electrocentro 184 858 223 752 266 163 110 057 133 475 163 083

Empresas Aportantes

Electro Dunas Seal


Empresas Receptoras Electrocentro 261 149 303 027 347 836 135 757 212 235 305 506

Artículo 3.- La presente resolución deberá ser publicada en el Diario Ofi cial “El Peruano” y consignada, en el portal de internet de Osinergmin, http://www.osinergmin.gob.pe/Resoluciones/Resoluciones-GRT-2019.aspx, junto con el Informe Técnico Nº 0019-2019-GRT y el Informe Legal Nº 0020-2019-GRT, que forman parte integrante de esta resolución.


OSINERGMIN

1735350-1

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