GERENCIA ADJUNTA DE REGULACIÓN TARIFARIA AV. CANADA N 1460 - SAN BORJA
224 0487 224 0488 - FAX 224 0491
Informe Técnico Legal N° 0420-2014-GART
Pronunciamiento respecto de la
solicitud de Modificación del Plan de
Inversiones 2013-2017 del Área de
Demanda 2, presentada por
COELVISAC
Resumen Ejecutivo
El presente informe describe el estudio realizado por el Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (en adelante “Osinergmin”) para sustentar legal, técnica y económicamente su pronunciamiento respecto de la solicitud de modificación del Plan de Inversiones 2013-2017 del Área de
Demanda 21, presentada el 19 de febrero de 2014 por la empresa Consorcio
Eléctrico de Villacurí S.A.C. (en adelante “COELVISAC”) mediante carta CEV N° 585-2014/GG.GG.
COELVISAC sustenta su solicitud mediante el denominado “Estudio Técnico Económico para la Modificación del Plan de Inversiones 2013-2017 del Área de Demanda 2” (en adelante “ESTUDIO”), donde propone la implementación de una subestación (“SET”) de seccionamiento en 220 kV denominada FELAM, la cual se conectaría a una nueva SET 220/60/22,9 kV de 50/50/50 MVA (ONAN), 60/60/60 MVA (ONAF) llamada Tierras Nuevas, a través de una línea de transmisión en 220 kV de 30 km de longitud. Dicho seccionamiento se realizaría en la línea de transmisión 220 kV Chiclayo Oeste – Piura Oeste (L-2238) existente, a 67 km de distancia de la SET Chiclayo Oeste y a 144 km de la SET Piura Oeste. Instalaciones mediante las cuales se prevé atender la demanda eléctrica en la zona de influencia del proyecto de irrigación Olmos.
En concordancia con lo señalado en la Primera Disposición Transitoria de la Resolución N° 217-2013-OS/CD, para este caso, se consideró la realización de las siguientes etapas: i) presentación de las solicitudes de modificación del Plan de Inversiones, ii) formulación de observaciones al estudio presentado por el solicitante, iii) análisis del levantamiento de observaciones, iv) publicación de un proyecto de pronunciamiento a fin de recibir opiniones y sugerencias de los interesados y, iv) pronunciamiento mediante Resolución del Consejo Directivo de Osinergmin, con el análisis de las opiniones y sugerencias.
1 Área de Demanda 2: Abarca el departamento de Lambayeque y parte de los departamentos de Cajamarca y
Amazonas.
Las Áreas de Demanda fueron establecidas mediante la Resolución OSINERGMIN Nº 634-2007-OS/CD y han sido modificadas por las Resoluciones OSINERGMIN N° 487-2008-OS/CD, N° 016-2009-OS/CD y N° 058-2009-OS/CD.
Como resultado de las opiniones y sugerencias recibidas de parte de COELVISAC, Electronorte S.A. (en adelante “ENSA”) y el Ministerio de Energía y Minas, se recabó información relacionada con los compromisos contractuales y estado de avance de las instalaciones aprobadas a ENSA en el Plan de Inversiones 2013 – 2017, así como del contrato suscrito por COELVISAC con H2Olmos para la construcción de parte de las instalaciones de transmisión que solicita se incluyan en la modificatoria del Plan de Inversiones vigente.
Al respecto, luego del correspondiente análisis, se recomienda que no se modifique el Plan de Inversiones conforme a lo requerido por COELVISAC por las siguientes razones:
No corresponde incluir dentro del proceso de modificación del Plan de Inversiones en curso las instalaciones solicitadas por COELVISAC que surgen a partir de su acuerdo de libre negociación con H2Olmos, pues estás se deben tratar conforme al literal c) del artículo 27.2 de la Ley N° 28832, que no se vincula con el Plan de Inversiones. Estas instalaciones serán calificadas definitivamente y reguladas, en el momento en que el titular acredite el uso de dichas instalaciones por parte de terceros.
Ante la evidencia de adquisiciones y compromisos contractuales generados para la ejecución de las obras que Osinergmin le aprobó a ENSA como resultado de la Resolución N° 151-2012-OS/CD, no corresponde considerar la propuesta de COELVISAC de retirar del Plan de Inversiones 2013 – 2017 parte de los elementos asignados a ENSA en lo referido al Sistema Eléctrico Chiclayo – Illimo – La Viña – Motupe – Olmos – Occidente.
Ante la menor demanda que se espera atienda el Sistema Eléctrico Chiclayo – Illimo – La Viña – Motupe – Olmos – Occidente por la reducción de la demanda que enfrentará la SET Pampa Pañala (al compartir la demanda de la zona Olmos con la SET Tierras Nuevas), así como por la propia reducción de la demanda estimada entre las subestaciones Chiclayo y Occidente, no es necesario incorporar en el Plan de Inversiones las instalaciones propuestas por COELVISAC para unir, mediante una línea de transmisión en 60 kV, la futura subestación Tierras nuevas con la existente subestación La Viña.
INDICE
1. INTRODUCCIÓN ... 2
1.1 ANTECEDENTES ...2
1.2 ASPECTOS REGULATORIOS Y NORMATIVOS ...3
1.3 PROCESO DE PRONUNCIAMIENTO ...6
2. UBICACIÓN ... 7
3. SOLICITUD DE MODIFICACIÓN DEL PLAN ... 9
3.1 PROYECCIÓN DE LA DEMANDA ...9
3.2 REFORMULACIÓN DEL PLAN DE INVERSIONES ... 11
3.2.1 Análisis de Alternativas ... 11
3.2.2 Selección de la Alternativa ... 13
3.2.3 Programación de Inversiones ... 13
4. OBSERVACIONES AL ESTUDIO DE SUSTENTO ... 15
5. PROPUESTA FINAL ... 17
5.1 PROYECCIÓN DE LA DEMANDA ... 18
5.2 REFORMULACIÓN DEL PLAN DE INVERSIONES ... 19
5.2.1 Análisis de Alternativas ... 19
5.2.2 Selección de la Alternativa ... 19
5.2.3 Programación de Inversiones ... 20
5.3 ASIGNACIÓN DE LA RESPONSABILIDAD DE PAGO ... 21
6. ANÁLISIS DE OSINERGMIN ... 22
6.1 MODIFICACIÓN DEL PLAN DE INVERSIONES CONFORME A LA PROPUESTA DE COELVISAC ... 23
6.2 REMOCIÓN DE INSTALACIONES APROBADAS EN EL PLAN DE INVERSIONES EN FAVOR DE ENSA, A PROPUESTA DE COELVISAC ... 30
6.3 INCORPORACIÓN DE INSTALACIONES NO ACORDADAS CON H2OLMOS EN EL PLAN DE INVERSIONES, A PROPUESTA DE COELVISAC ... 32
7. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ... 35
8. ANEXOS ... 37
Anexo A Análisis de Opiniones y Sugerencias a publicación del Proyecto de Resolución ... 38
Anexo B Proyección de Demanda ... 55
Anexo C Plan de Inversiones 2013 - 2017 ... 60
1. Introducción
1.1
Antecedentes
La Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica – Ley N° 28832, entre otros aspectos, establece que las instalaciones de transmisión implementadas a partir de su emisión formarán parte del Sistema Garantizado de Transmisión (SGT) o del Sistema Complementario de Transmisión (SCT); siendo el SGT conformado por las instalaciones del Plan de Transmisión (elaborado por el COES y aprobado por el MINEM) cuya concesión y construcción sean resultados de un proceso de licitación pública y; el SCT conformado, entre otras, por las instalaciones de transmisión aprobadas por Osinergmin en el respectivo Plan de Inversiones.
Sobre la base de lo dispuesto en el Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas, aprobado con Decreto Supremo N° 009-93-EM, con Resolución N° 151-2012-OS/CD se aprobó el Plan de Inversiones para el período mayo 2013 – abril 2017.
A la fecha se han aprobado dos Planes de Inversión en Transmisión, mediante Resolución N° 075-2009-OS/CD y modificatorias, para el periodo 2009 – 2013, y mediante Resolución N° 151-2012-OS/CD y modificatorias, para el periodo 2013 – 2017.
Con carta CEV N° 585-2014/GG.GG, el 19 de febrero de 2014, COELVISAC ha solicitado a Osinergmin la modificación del Plan de Inversiones 2013-2017 del Área de Demanda 2, acompañando para el efecto el “Estudio Técnico Económico para la Modificación del Plan de Inversiones 2013-2017 del Área de Demanda 2” (en adelante “ESTUDIO”), al amparo de lo previsto en el Artículo 139 del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas.
COELVISAC para absolver las observaciones formuladas por Osinergmin, las comunicaciones de ENSA, de COELVISAC y de H2Olmos a requerimiento de Osinergmin, así como las opiniones y sugerencias presentadas por ENSA, MINEM y COELVISAC al proyecto de pronunciamiento publicado mediante Resolución N° 127-2014-OS/CD.
1.2
Aspectos Regulatorios y Normativos
El sistema de precios, sujetos a regulación, debe ser estructurado sobre la base de la eficiencia económica de acuerdo con lo señalado por los Artículos 8° y 42° del Decreto Ley N° 25844, Ley de Concesiones Eléctricas (LCE)2.
Las tarifas y compensaciones correspondientes a los sistemas de transmisión y distribución, deben ser reguladas en cumplimiento del Artículo 43° de la LCE3.
Según lo señalado en el Artículo 44° de la LCE4, la regulación de la
transmisión será efectuada por Osinergmin, independientemente de si las tarifas corresponden a ventas de electricidad para el servicio público o para aquellos suministros que se efectúen en condiciones de competencia.
El numeral 20.25 de la Ley Nº 28832, establece que las instalaciones del SCT
son aquellas cuya puesta en operación comercial se produce en fecha posterior a la promulgación de dicha Ley.
Por su parte, el Artículo 27.2 de la Ley N° 28832, establece que, para las instalaciones del SCT se tendrá en cuenta que Osinergmin establecerá el monto máximo a reconocer como costo de inversión, operación y mantenimiento. Las compensaciones y tarifas se regulan considerando los criterios establecidos en la Ley de Concesiones Eléctricas para el caso de los Sistemas Secundarios de Transmisión.
2 Artículo 8º.- La Ley establece un régimen de libertad de precios para los suministros que puedan
efectuarse en condiciones de competencia, y un sistema de precios regulados en aquellos suministros que por su naturaleza lo requieran, reconociendo costos de eficiencia según los criterios contenidos en el Título V de la presente Ley.
(...)
Artículo 42º.- Los precios regulados reflejarán los costos marginales de suministro y estructurarán de
modo que promuevan la eficiencia del sector.
3 Artículo 43º.- Estarán sujetos a regulación de precios:
(...)
c) Las tarifas y compensaciones de Sistemas de Transmisión y Distribución; (...)
4 Artículo 44º.- Las tarifas de transmisión y distribución serán reguladas por la Comisión de Tarifas de
Energía independientemente de si éstas corresponden a ventas de electricidad para el servicio público o para aquellos suministros que se efectúen en condiciones de competencia, según lo establezca el Reglamento de la Ley. Para éstos últimos, los precios de generación se obtendrán por acuerdo de partes.
(...)
5 20.2 Las instalaciones del Sistema Garantizado de Transmisión y del Sistema Complementario de
Transmisión son aquellas cuya puesta en operación comercial se produce en fecha posterior a la promulgación de la presente Ley, conforme se establece en los artículos siguientes.
Asimismo, el citado Artículo 27.2, especifica que en el caso de instalaciones que permiten transferir electricidad hacia los Usuarios Libres o que permiten a los Generadores entregar su energía producida al SEIN, dichos Agentes podrán suscribir contratos para la prestación del servicio de transporte y/o distribución, con sus respectivos titulares, en los cuales la compensación correspondiente será de libre negociación. Para uso de las instalaciones por terceros, o a la terminación de dichos contratos, las compensaciones y tarifas, para los mismos, también se regulan según el criterio establecido la Ley de Concesiones Eléctricas.
La regulación de los SST y SCT es de competencia del Osinergmin, conforme lo determina el Artículo 62° de la LCE y el Artículo 139° del Reglamento de la LCE.
En el Artículo 139° del Reglamento de la LCE (modificado mediante el Decreto Supremo N° 027-2007-EM y posteriormente mediante los Decretos Supremos N° 010-2009-EM, N° 021-2009-EM y N° 014-2012-EM) se establecen los criterios para la regulación de los SST y SCT, donde se incluye lo concerniente al proceso de aprobación del Plan de Inversiones. Cada proceso regulatorio de las citadas tarifas de transmisión, debe prever una etapa de aprobación del “Plan de Inversiones”, de acuerdo a lo establecido el numeral VI) del literal d) del Artículo 139 del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas (en adelante “RLCE”)6 y así se ha definido en la
Norma “Procedimientos Para Fijación de Precios Regulados”, aprobada con Resolución OSINERGMIN N° 080-2012-OS/CD.
Sobre el particular, el numeral V) del literal a) del Artículo 139 del Reglamento de la LCE, señala:
"V) El Plan de Inversiones está constituido por el conjunto de instalaciones de transmisión requeridas que entren en operación comercial dentro de un período de fijación de Peajes y Compensaciones. Será revisado y aprobado por OSINERGMIN y obedece a un estudio de planificación de la expansión del sistema de transmisión considerando un horizonte mínimo de diez (10) años, hasta un máximo establecido por OSINERGMIN, que deberá preparar obligatoriamente cada concesionario de las instalaciones de transmisión remuneradas exclusivamente por la demanda. OSINERGMIN podrá elaborar y aprobar el Plan de Inversiones ante la omisión del concesionario correspondiente.
6 Artículo 139º.-
(…)
Las compensaciones y las tarifas de transmisión a que se refieren los artículos 44° y 62° de la Ley; así como, las compensaciones y tarifas del Sistema Complementario de Transmisión a que se refiere el Artículo 27° de la Ley N° 28832, serán fijadas por OSINERGMIN, teniendo presente lo siguiente: d) Frecuencia de Revisión y Actualización
La ejecución del Plan de Inversiones y de sus eventuales modificaciones, ambos aprobados por OSINERGMIN, es de cumplimiento obligatorio."
Asimismo, a partir del reconocimiento de la existencia de motivos que podrían justificar variaciones en el Plan de Inversiones dentro de un período regulatorio, se emitió el Decreto Supremo Nº 014-2012-EM, que incorporó el numeral VII) del literal d) del Artículo 139 del Reglamento de la LCE, que señala:
"VII) En la eventualidad de ocurrir cambios significativos en la demanda proyectada de electricidad, o modificaciones en la configuración de las redes de transmisión aprobadas por el Ministerio, o en las condiciones técnicas o constructivas, o por otras razones debidamente justificadas, respecto a lo previsto en el Plan de Inversiones vigente, el respectivo titular podrá solicitar a OSINERGMIN la aprobación de la modificación del Plan de Inversiones vigente, acompañando el sustento técnico y económico debidamente documentado. OSINERGMIN deberá emitir pronunciamiento, sustentado técnica y económicamente, en un plazo máximo de sesenta (60) días hábiles de presentada la solicitud de modificación. De aprobarse la modificación del Plan de Inversiones, las modificaciones a las tarifas y compensaciones correspondientes se efectuarán en la Liquidación Anual de ingresos siguiente a la fecha de puesta en operación comercial de cada instalación que conforma dicha modificación del Plan de Inversiones.
OSINERGMIN establecerá la oportunidad, los criterios y procedimientos para la presentación y aprobación de las modificaciones al Plan de Inversiones, las cuales deben seguir los mismos principios que los aplicados en la formulación del Plan de Inversiones.
Las instalaciones no incluidas en el Plan de Inversiones aprobado, no serán consideradas para efectos de la fijación del Costo Medio Anual, las tarifas y compensaciones de transmisión."
Por otro lado, en la Norma Tarifas y Compensaciones para SST y SCT (en adelante “NORMA TARIFAS”), aprobada mediante la Resolución N° 217-2013-OS/CD, se establecen los criterios, metodología y formatos para la presentación de los estudios que sustenten las propuestas de regulación de los SST y SCT, así como lo referente al proceso de aprobación del Plan de Inversiones y de sus eventuales modificaciones, siendo que en su Primera Disposición Transitoria establece:
“De forma transitoria, las solicitudes de modificación del Plan de Inversiones aprobado para el período 2013-2017, se presentarán entre los meses de enero a junio del año 2014. Para los próximos períodos tarifarios, los Titulares deberán tomar en cuenta las fechas establecidas en la Norma “Procedimiento para Fijación de Precios Regulados”, para lo cual OSINERGMIN modificará dicha norma en una próxima oportunidad.
En un plazo máximo de 60 días hábiles, contados desde la presentación de la solicitud, OSINERGMIN emitirá pronunciamiento o formulará observaciones, fijando un plazo de subsanación para cada caso y según la envergadura de las observaciones.”
Asimismo, se cuenta con las siguientes normas aprobadas por Osinergmin, que tienen relación vinculante con la NORMA TARIFAS:
Norma de Áreas de Demanda, aprobada con la Resolución N° 634-2007-OS/CD. Posteriormente, modificada mediante Resoluciones N° 487-2008-OS/CD, N° 016-2009-OS/CD y N° 058-2009-OS/CD.
Norma de Porcentajes para determinar los Costos de Operación y Mantenimiento para la Regulación de los SST - SCT, aprobada mediante la Resolución N° 635-2007-OS/CD.
Norma de Procedimiento para la Asignación de Responsabilidad de Pago de los SST y SCT, aprobada con Resolución N° 383-2008-OS/CD.
Procedimiento de Liquidación Anual de los Ingresos por el Servicio de Transmisión Eléctrica de SST y/o SCT, aprobado mediante Resolución N° 261-2012-OS/CD.
Procedimiento para la Supervisión del Cumplimiento del Plan de Inversiones de los SST y SCT, aprobado por Resolución N° 198-2013-OS/CD.
Base de Datos de Módulos Estándares de Inversión para Sistemas de Transmisión, cuya última actualización fue aprobada mediante Resolución N° 017-2014-OS/CD.
Norma de Altas y Bajas, aprobada mediante Resolución N° 018-2014-OS/CD.
1.3
Proceso de pronunciamiento
De acuerdo con lo señalado en la Primera Disposición Transitoria de la Resolución N° 217-2013-OS/CD, para este caso, se consideró necesario la realización de las siguientes etapas: i) presentación de las solicitudes de modificación del Plan de Inversiones, ii) formulación de observaciones al estudio de sustento presentado por el solicitante, iii) análisis del levantamiento de observaciones, iv) publicación de un proyecto de pronunciamiento a fin de recibir opiniones y sugerencias de los interesados y, iv) pronunciamiento mediante Resolución del Consejo Directivo de Osinergmin.
Cabe señalar que el plazo de 60 días hábiles que dispone Osinergmin para pronunciarse sobre la solicitud de modificación del Plan de Inversiones, no incluye el periodo de una actividad que no se encuentre a cargo de Osinergmin, como el plazo que se encuentre pendiente la absolución de observaciones a cargo de COELVISAC, entre otros, operando así la
2. Ubicación
El Área de Demanda 2 abarca el departamento de Lambayeque y parte de los departamentos de Cajamarca y Amazonas, los cuales se ubican en la región Norte del Perú.
En dicha Área de Demanda 2 se encuentran instalaciones de transmisión remuneradas por la demanda, pertenecientes a las empresas concesionarias: ENSA, PEOT, Red de Energía del Perú S.A. - REP y Empresa de Administración de Infraestructura Eléctrica S.A. - ADINELSA.
En el siguiente Gráfico N° 2.1 se muestra la ubicación geográfica del Área de Demanda 2.
Asimismo, en el siguiente Gráfico N° 2.2 se muestra el trazo de las principales instalaciones del sistema de transmisión que corresponden al Área de Demanda 2.
Gráfico N° 2.2
En cuanto a la solicitante COELVISAC, señala que otorga suministro eléctrico a un grupo de consumidores finales en 22,9 kV a través de un alimentador en media tensión que parte de la SET Illimo ubicada en el Área de Demanda 2, según se esquematiza en el Gráfico N° 2.3.
3. Solicitud de modificación
del Plan
Dentro del plazo establecido en la Primera Disposición Transitoria de la Resolución N° 217-2013-OS/CD, el 19 de febrero de 2014, mediante carta CEV N° 585-2014/GG.GG, COELVISAC presentó a Osinergmin el ESTUDIO que sustenta su solicitud de modificación del Plan de Inversiones 2013-2017 del Área de Demanda 2.
Dicha solicitud propone la implementación de una nueva subestación de seccionamiento en 220 kV denominada FELAM, que a su vez se conectaría a una nueva Subestación 220/60/22,9 kV de 50/50/50 MVA (ONAN), 60/60/60 MVA (ONAF) llamada Tierras Nuevas, a través de una línea de transmisión en 220 kV de 30 km de longitud. El seccionamiento se realizaría en la línea de transmisión 220 kV Chiclayo Oeste – Piura Oeste (L-2238) existente, a 67 km de distancia de la SET Chiclayo Oeste y a 144 km de la SET Piura Oeste.
3.1
Proyección de la Demanda
La solicitante acompaña a su ESTUDIO los archivos de proyección de la demanda, correspondientes al Área de Demanda 2, publicados por Osinergmin en julio del año 2012 (Resolución N° 151-2012-OS/CD), donde sustituye el nombre de la demanda “Pampa Pañala” por el de “Tierras Nuevas” e incrementa significativamente la proyección de la demanda de energía (por ejemplo para el año 2014 considera 57 816 MWh a cambio de 36 792 MWh) según se muestra en el siguiente cuadro:
OSINERGMIN F-116
AREA DE DEMANDA: 2 MWH
Sistema SET kV 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 Chiclayo LAMBAYEQUE 10 9,701 9,701 9,701 9,701 9,701 9,701 9,701 9,701 9,701 9,701
Chiclayo CHICLAYO NORTE 10.5 209 209 209 515 515 515 515 515 515 515
Chic Baja Dens LA VIÑA 10 7,360 7,360 7,360 7,360 7,360 7,360 7,360 7,360 7,360 7,360
Chic Baja Dens POMALCA 23 7,043 7,043 7,043 7,043 7,043 7,043 7,043 7,043 7,043 7,043
Chic Baja Dens MOTUPE 22.9 712 712 712 712 712 712 712 712 712 712
Chic Baja Dens OLMOS 10 12,123 12,123 12,123 12,123 12,123 12,123 12,123 12,123 12,123 12,123
Chic Baja Dens ILLIMO 23 6,093 6,093 6,093 6,093 6,093 6,093 6,093 6,093 6,093 6,093
Chic Baja Dens MOTUPE 22.9 340 340 553 553 553 553 553 553 553 553
Chic Baja Dens OLMOS 10 238 374 374 374 374 374 374 374 374 374
Chic Baja Dens ILLIMO 23 1,804 1,804 1,804 1,804 1,804 1,804 1,804 1,804 1,804 1,804
Chic Baja Dens CAYALTI 23 103 103 103 103 103 103 103 103 103 103
Chic Baja Dens LA VIÑA 10 7,884 7,884 7,884 7,884 7,884 7,884 7,884 7,884 7,884 7,884
Chic Baja Dens TIERRAS NUEVAS 22.9 0 57,816 105,397 152,978 200,558 235,460 270,362 305,263 340,165 375,066
Chic Baja Dens MOTUPE 22.9 26,827 26,827 26,827 26,827 26,827 26,827 26,827 26,827 26,827 26,827 Señala haberse identificado las siguientes zonas de demanda actual y futura que serán atendidas desde la SET Tierras Nuevas:
Explica que para la estimación de la demanda que será atendida desde la SET Tierras Nuevas se han utilizado los “Métodos de Carácter Subjetivo”, los cuales se basan principalmente en opiniones de expertos con base en la suposición de que el mercado del proyecto que se estudia puede tener un
Ello debido a que, según sostiene, las zonas que se electrificarán a partir del proyecto de irrigación Olmos no cuentan con datos históricos de demanda ni información respecto a variables para aplicar los métodos de tendencia ni econométricos, apareciendo el método de la analogía histórica como el mejor de los métodos subjetivos analizados, por lo que el mercado que se toma como referencia puede ser el correspondiente a otra región geográfica.
Para aplicar lo indicado, señala haberse elaborado mapas de densidad de carga, dividiendo el área de estudio en zonas típicas a fin de establecerles un rango de densidad de carga teniendo como base los resultados obtenidos en casos similares.
Para el efecto, según explica, se han utilizado los valores típicos extraídos del libro Spatial Electric Load Forecasting – Second Edition, Revised and Expanded, H. Lee Willis.
Indica, asimismo, haber procedido a analizar zonas rurales agroindustriales existentes en el Perú, para determinar los ratios de demanda aplicables al proyecto de irrigación Olmos.
Como resultado de dicho análisis, según manifiesta, debido a la manera de explotación agrícola tecnificada, el que tiene mayor similitud a la zona evaluada es el sistema eléctrico Villacurí, por lo que al ratio de Villacurí de 1,14 kW/ha se le aplica un factor de corrección de 0,9%, resultando un ratio de 1,03 kW/ha para la zona agroindustrial de Olmos, mientras que para las demás zonas se calcularon áreas a explotar para un horizonte de 10 años y se utilizaron ratios representativos para estas áreas.
Utilizando los ratios obtenidos y las zonas de demanda identificadas dentro de la zona rural agroindustrial Olmos, sostiene haberse obtenido la demanda a largo plazo, considerando un horizonte de 10 años desde el inicio en operación del Proyecto de Irrigación Olmos.
Así, concluye la solicitante que partiendo de una demanda inicial de 11 MW, la tasa de crecimiento significa una tasa promedio anual de 21,6 %, valor que considera razonable para el tipo de cargas que estima se presentarán en la zona de estudio, teniendo en cuenta que a la fecha ya se tienen requerimientos de suministro de energía para cargas de regular magnitud y a un ritmo apreciable, lo cual se acelera más, con el ingreso de los lotes pertenecientes al proyecto de irrigación Olmos.
3.2
Reformulación del Plan de Inversiones
3.2.1 Análisis de Alternativas
COELVISAC anexa a su ESTUDIO un informe titulado “Análisis de Alternativas para el Suministro de Energía Eléctrica al Valle de Olmos”, donde luego de describir la zona de influencia del proyecto, formula las siguientes alternativas:
Alternativa 01.- Lo aprobado por Osinergmin en el Plan de Inversiones
con conductor AAAC de 240 mm2; y, para la SET Pampa Pañala un transformador 60/23/10 kV de 30/16/20 MVA para el año 2014 y dos bancos de capacitores de 3 MVAr cada uno para los años 2014 y 2016.
Alternativa 01-B.- Lo aprobado por Osinergmin, considerando los siguientes
refuerzos adicionales y variantes en las características del equipamiento a implementarse en la SET Pampa Pañala: tres transformadores 60/23/10 kV de 30/30/10 MVA para los años 2014, 2017 y 2023; así como tres bancos de capacitores de 10 MVAr, dos para el año 2017 y uno para el año 2023.
Alternativa 02.- Para el año 2014: Nueva SET FELAM (doble barra) donde se
seccionará en configuración “PI” una de las ternas de la LT 220 kV Chiclayo Oeste – Piura Oeste, nueva LT 220 kV de 30 km con conductor ACAR de 405 mm2 desde la SET FELAM hasta una nueva SET denominada Tierras Nuevas y un transformador de potencia 220/60/22,9 kV de 50/50/50 MVA en la SET Tierras Nuevas; y, para el año 2018 un segundo transformador en dicha SET de las mismas características.
Alternativa 03.- Para el año 2014: Ampliación de la SET Olmos para la
instalación de un nuevo transformador de Potencia 138/60/22.9 kV de 50/20/40 MVA, LT 138 kV de 83 km con conductor AAAC de 240 mm2 que parte de la SET Carhuaquero y llega a la SET Olmos ampliada y un transformador 60/23/10 kV de 50/50/50 MVA en la SET Pampa Pañala; así como dos bancos de capacitores de 10 MVAr cada uno, en esta última SET, para el año 2016.
Estas Alternativas son analizadas mediante un cálculo de flujos de potencia en condiciones de máxima demanda, condición hidrológica de estiaje y en estado estacionario; utilizando, según se señala, el archivo “SEIN-GART A2P.pfd” proporcionado por la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria de Osinergmin, a fin de determinar la mejor configuración que permita contar con niveles de carga y perfil de tensiones en la zona de influencia del proyecto dentro de las condiciones operativas y estándares establecidos en la normativa vigente, para la atención de la nueva demanda proyectada en la zona de influencia del proyecto de irrigación Olmos.
Bajo este escenario de análisis, COELVISAC concluye que:
La Alternativa 01 no es técnicamente adecuada, al evidenciarse sobrecargas en las líneas de 60 kV Chiclayo – La Viña, La Viña – Illimo y La Viña - Motupe el año 2017, las cuales desaparecen en el 2023 debido al ingreso de la CH Olmos, no obstante el bajo perfil de tensiones impide el suministro de energía total requerido en la SET Pampa Pañala. Se enfatiza que con esta alternativa se podría abastecer menos del 50% de la demanda prevista para el año 2017 y 2023 en la SET Pampa Pañala; es decir, con esta alternativa de conexión existiría restricción de carga. La Alternativa 01-B técnicamente no es viable debido al bajo perfil de
tensiones y sobrecargas en el sistema eléctrico de Illimo- La Viña-Motupe-Occidente-Olmos, no obstante los refuerzos considerados y la redistribución de la demanda inherente al proyecto de irrigación Olmos
La Alternativa 02 sí se encuentra como técnicamente viable para la atención de toda la nueva demanda proyectada en la zona de influencia del proyecto de irrigación Olmos, ya que refleja niveles de carga en líneas de transmisión y perfil de tensiones adecuados. Esto debido a que la SET Tierras Nuevas tiene como punto de conexión la nueva SET FELAM 220 kV y se ha considerado totalmente desligada del actual sistema radial 60 kV Illimo – La Viña – Motupe – Occidente – Olmos.
En cuanto a la Alternativa 03, que se simula configurando un anillo conformado por las LT’s 60 kV Illimo – La Viña – Motupe – Occidente – Olmos con dos fuentes de suministro principal: Chiclayo Oeste y Carhuaquero a través de una LT 138 kV entre la SET Carhuaquero y la SET Olmos ampliada, para el año 2017 la demanda en la SET Pampa Pañala es restringida al 81% de la demanda prevista (38,158 MW) y se evidencia una ligera sobrecarga en el primer tramo de la línea Motupe – Olmos, así como caídas de tensión en barras de 60 kV de las subestaciones Motupe, Occidente, Olmos y Pampa Pañala. Este escenario se torna más crítico en el año 2023, en el que la demanda es restringida al 45% de la demanda prevista (78 MW) y se evidencian elevadas sobrecargas en la línea Motupe – Olmos, así como elevadas caídas de tensión.
3.2.2 Selección de la Alternativa
Con base en los resultados del análisis expuesto en la sección anterior, COELVISAC concluye que la Alternativa 02 es la adecuada para atender la demanda prevista en la zona de influencia del proyecto de irrigación Olmos.
3.2.3 Programación de Inversiones
La programación de inversiones que corresponde a la alternativa seleccionada por COELVISAC como la técnicamente viable para la atención de la nueva previsión de la demanda en la zona de influencia del proyecto de irrigación Olmos, según sostiene, es la que se muestra en el siguiente cuadro:
4. Observaciones al Estudio
de sustento
A través del Oficio N° 0307-2014-GART, el 21 de marzo de 2014 Osinergmin remitió a COELVISAC las observaciones al ESTUDIO, estableciendo el 07 de abril de 2014 como plazo para la respuesta y correcciones de ser el caso. Con carta CEV N° 981-2014/GG.GG recibida el 01.04.2014, COELVISAC solicita una ampliación de 15 días adicionales al plazo establecido, para que se les permita absolver las observaciones formuladas al ESTUDIO, concediéndoles la prórroga hasta el 22 de abril de 2014 mediante el Oficio N° 0338-2014-GART, indicándose que de conformidad con lo previsto en el numeral VII) del literal d) del Artículo 139 del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas, Osinergmin tiene un plazo de 60 días hábiles para pronunciarse sobre la solicitud de modificación del Plan de Inversiones, plazo en el que no se considera el periodo en que se encuentre pendiente la respuesta y absolución de observaciones.
Entre otras, las observaciones relevantes formuladas por Osinergmin al ESTUDIO, son las siguientes:
- No presenta el adecuado sustento para la proyección de la demanda de energía eléctrica, al no justificarse documentadamente las demandas nuevas consideradas, conforme está requerido en la NORMA TARIFAS. - No analiza en qué forma afecta el Plan de Inversiones aprobado, la
implementación de un nuevo proyecto de suministro eléctrico a la zona del proyecto de irrigación Olmos que definitivamente influye sobre dicho Plan para la misma zona de interés.
- No se presentan los cálculos del dimensionamiento de conductores ni la justificación de la capacidad de transformación.
- No se realiza un análisis de alternativas que demuestre que la configuración propuesta corresponda a la alternativa de mínimo costo (inversión + operación + mantenimiento + pérdidas).
- No se presentan todos los formatos relacionados con la solicitud de modificación del Plan de Inversiones, de conformidad con lo requerido en la NORMA TARIFAS.
Por otro lado, mediante Oficio N° 0308-2014-GART se requirió a ENSA informe sobre el avance del proyecto “Línea de Transmisión 60 kV Motupe-Pampa Pañala”, que según el Plan de Inversiones 2013-2017 se previó entre en servicio el año 2014, con el mismo propósito de dotar de energía eléctrica a la zona del proyecto de irrigación Olmos.
5. Propuesta Final
Dentro del plazo establecido para el efecto, el 22 de abril de 2014, con carta CEV N° 1164-2014/GG.GG, la empresa COELVISAC presentó las respuestas a las observaciones efectuadas por Osinergmin, conjuntamente con el ESTUDIO final e información complementaria que acompañó como sustento de dichas respuestas.
Luego, el 24 de abril de 2014, con carta CEV N° 1174-2014/GG.GG, COELVISAC remite un nuevo DVD con la información de sustento, debido a que no se habían entregado correctamente los Anexos B-3, C-3 y D-2 de su ESTUDIO, según explica, y el 25 de abril, con carta CEV N° 1190-2014/GG.GG, remite el proyecto “Distribución de Red Eléctrica para la Habilitación Urbana La Algodonera” recientemente alcanzado por el Gobierno Regional de Lambayeque, en el que se explica sobre la reubicación de 30 familias.
Posteriormente, el 27 de mayo de 2014, mediante carta CEV-1450-2014/GG, COELVISAC presentó un estudio complementario de análisis de alternativas para afianzar el sistema Chiclayo-Motupe-Olmos desde la SET Tierras Nuevas; proponiendo hacerse cargo de la construcción de la alternativa que determina como la de mínimo costo: una nueva LT 60 kV Tierras Nuevas-La Viña, de 47,9 Km, con conductor AAAC de 240 mm2.
Para efectos del análisis, estas respuestas, el informe con sus correcciones y asimismo la información complementaria que los sustenta, se considera como PROPUESTA FINAL de la solicitante.
Por su lado, con carta GR-0678-2014 de fecha 01 de abril de 2014, la empresa ENSA da respuesta al Oficio N° 0308-2014-GART, mediante el cual Osinergmin le requirió informe sobre el proyecto que, con el mismo propósito, se aprobó en el Plan de Inversiones vigente.
El análisis de todas las respuestas (de COELVISAC y de ENSA) se ha desarrollado en el Anexo A del Informe N° 0333-2014-GART que sustentó la Resolución N° 127-2014-OS-CD. No obstante, se debe indicar que dicho análisis no condiciona la decisión que finalmente adopte Osinergmin como
resultado del análisis de los comentarios y sugerencias recibidos con motivo de la Resolución N° 127-2014-OS-CD.
A continuación se resume el contenido de la denominada PROPUESTA FINAL de la solicitante.
5.1
Proyección de la Demanda
COELVISAC reformuló la metodología para la proyección de la demanda, basándose en las nuevas solicitudes de factibilidad de suministro presentadas por los potenciales usuarios en el área del proyecto de irrigación Olmos y que totalizan 35,9 MW, lo cual es menos de la mitad de lo que la solicitante consideró en la versión original de su ESTUDIO (78 MW).
Señala asimismo, que la demanda de 35,9 MW se presentará en un 50% el año 2015 y el otro 50% en el año 2016, debido a que los usuarios de las tierras subastadas han suscrito con el concesionario del proyecto de irrigación Olmos un contrato tipo Take or Pay por el uso del agua y; a partir del año 2017, esta demanda crecerá a un ritmo similar a la tasa de crecimiento resultante de la proyección que toma como base el consumo de energía en el valle de Villacurí en los últimos 11 años (12,2%).
Hace notar COELVISAC, que según la demanda total requerida y la correspondiente área a cultivar, se obtiene una densidad de carga promedio de 1,50 kW/Ha, valor mayor al considerado en su propuesta inicial; sin embargo en esta ocasión no utiliza este parámetro sino las solicitudes de factibilidad de suministro conforme lo explicado anteriormente, obteniéndose la demanda proyectada que se muestra en el siguiente gráfico considerando una ventana de tiempo de 30 años, según se establece en la norma aprobada por Resolución N° 217-2013-OS/CD en su numeral 3.14:
5.2
Reformulación del Plan de Inversiones
5.2.1 Análisis de Alternativas
COELVISAC realiza un análisis de alternativas bajo el criterio de mínimo costo, considerando para cada una las instalaciones que permitan atender la demanda de la zona en el horizonte de análisis, cuyo desarrollo lo presenta en los Anexos C-2 y D-1 de su ESTUDIO.
En este nuevo análisis, COELVISAC considera la construcción de una nueva SET Olmos para la alternativa de conexión con la SET Carhuaquero, y el refuerzo de las líneas DMotupe-DOlmos y DOlmos-Olmos mediante el cambio de conductor de 107 mm2 a 120 mm2 a fin de evitar eventuales sobrecargas. En cuanto al cálculo de la sección del conductor, COELVISAC señala haber elegido el conductor bajo el principio básico de “ampacidad suficiente” para soportar el máximo flujo de potencia que circularía por la línea de transmisión en el año final del horizonte de análisis, de acuerdo a los lineamientos establecidos en el Procedimiento PR-20 aprobado por Resolución N° 035-2013-OS/CD “Procedimiento de Ingreso, Modificación y Retiro de Instalaciones en el SEIN”.
Sobre el dimensionamiento de la capacidad de transformación, COELVISAC señala haber decidido la misma capacidad para los tres devanados 220/60/22,9 kV del transformador, siguiendo el mismo criterio aplicado en los planes de inversión de las diferentes áreas de demanda cuando no se conoce la proporción de la demanda que se alimentará desde cada devanado secundario, lo cual es una práctica común en todas las empresas incluyendo por ejemplo Luz del Sur, Edelnor, etc.
Manifiesta que el proyecto propuesto permitirá en un futuro tener un nuevo punto de suministro para el sistema radial existente Chiclayo – Illimo – La Viña – Motupe – Olmos – Occidente y, de esta manera, darle mayor confiabilidad y mejorar sus perfiles de tensión, lo cual deberá ser evaluado en posteriores estudios del Plan de Inversiones.
Al respecto, posteriormente, presenta un estudio complementario donde analiza tres alternativas de afianzamiento del sistema Chiclayo-Motupe Olmos, a partir de las instalaciones que está construyendo.
5.2.2 Selección de la Alternativa
Como resultado de su evaluación de alternativas, COELVISAC resume los resultados con el siguiente gráfico:
ITEM ALT 2: FELAM ALT 3: NUEVA OLMOS Inv. Transm. 17,525,095 20,517,706 COyM Transm. 3,305,667 3,844,308 Pérd. Transm. 19,946,770 24,876,536 TOTALES 40,777,532 49,238,549
RESUMEN DEL VALOR PRESENTE DE LAS ALTERNATIVAS
17.5 20.5 3.3 3.8 19.9 24.9 40.8 49.2 10 20 30 40 50 60
ALT 2: FELAM ALT 3: NUEVA OLMOS
M ill on es U S$
VALOR PRESENTE DEL COSTO DE ALTERNATIVAS
Inv. Transm. COyM Transm. Pérd. Transm. TOTALES
Concluye por tanto, que su proyecto resulta técnicamente más eficiente que el aprobado en el Plan de Inversiones 2013-2017, así como técnica y económicamente más eficiente que la alternativa de alimentación desde la SET Carhuaquero.
Con respecto a su estudio complementario, sobre la definición de la alternativa de mínimo costo para afianzar el sistema Chiclayo-Motupe-Olmos a partir de las instalaciones que está construyendo, concluye que la de mínimo costo es el enlace a través de una nueva LT 60 kV Tierras Nuevas-La Viña de 47,9 Km, simple terna, con conductor AAAC de 240 mm2.
5.2.3 Programación de Inversiones
COELVISAC ratifica la programación de inversiones propuesta en la versión inicial de su ESTUDIO y agrega lo correspondiente al afianzamiento del sistema Chiclayo-Motupe-Olmos, según lo muestra en el cuadro que se reproduce a continuación:
se requieren para la elaboración de los estudios, tramitación de las servidumbres y realización de obras.
5.3
Asignación de la Responsabilidad de
Pago
Al respecto COELVISAC sólo manifiesta que, de la información recibida de los potenciales clientes en la zona del proyecto de irrigación Olmos, concluye que en su mayoría han decidido ser clientes regulados; por lo tanto sostiene que la asignación de responsabilidad de pago por las instalaciones propuestas deberá ser en un 100% asignada a la demanda.
6. Análisis de Osinergmin
El presente análisis y sus conclusiones derivan de revisión de la información recabada de la empresa COELVISAC tanto en su PROPUESTA INICIAL como en su PROPUESTA FINAL, así como las respuestas a las observaciones formuladas al ESTUDIO e información complementaria presentada en mérito a las mismas, las opiniones expresadas por ENSA, PEOT, SINERSA y COELVISAC a raíz de la reunión realizada en oficinas de la GART el 17 de junio de 2014, así como las opiniones y sugerencias presentadas por ENSA, MINEM y COELVISAC al proyecto de pronunciamiento publicado mediante Resolución N° 127-2014-OS/CD, y las comunicaciones presentadas por las empresas H2Olmos, COELVISAC y ENSA a partir del requerimiento de información de Osinergmin mediante Oficios N° 777-2014-GART, N° 778-2014-GART y N° 843-2014-GART.
No obstante, antes de entrar en materia de detalle en cuanto al análisis de la PROPUESTA FINAL, es importante tener en cuenta que el proyecto sometido al escrutinio de los interesados mediante Resolución N° 127-2014-OS-CD puede ser objeto de modificación a partir del análisis de los comentarios recibidos.
Así, la Ley N° 27444, Ley del Procedimiento Administrativo General, faculta a modificar los criterios al amparo de su numeral 2 del Artículo VI del Título Preliminar7, en el cual, se prevé que los criterios interpretativos establecidos
por las entidades podrán ser modificados si se considera que no es correcta la interpretación anterior o es contraria al interés general, claro está que con la debida motivación.
7 Artículo VI.- Precedentes administrativos
…
2. Los criterios interpretativos establecidos por las entidades, podrán ser modificados si se considera que no es correcta la interpretación anterior o es contraria al interés general. La
En ese orden, “la posibilidad de apartarse tiene su fundamento en la atendible necesidad de permitir a una dinámica Administración Publica, actualizar sus criterios (según la oportunidad y experiencia) si se considera que la interpretación del precedente no es la correcta, así como adecuar sus decisiones a las fluctuantes necesidades del interés general, pero se le exige, a cambio un esfuerzo de razonabilidad que debe plasmarse en la motivación del acto”8.
En consecuencia, resulta procedente modificar un criterio, siempre que se encuentre suficientemente sustentado de conformidad con el principio de debida motivación, lo cual se cumple con el desarrollo del presente informe, en donde se explican las razones que justifiquen un cambio, respecto de lo puesto a consideración mediante Resolución OSINERGMIN N° 127-2014-OS-CD, a partir de los comentarios recibidos y la nueva información que se ha tenido a la vista.
6.1
Modificación del Plan de Inversiones
conforme a la propuesta de COELVISAC
Se debe tener presente que en el año 2012, sobre la base de las estimaciones de demanda y un estudio de planificación, mediante Resolución N° 151-2012-OS/CD se aprobaron inversiones en transmisión a ponerse en servicio dentro del periodo 2013 – 2017 para la zona de Olmos. Estas inversiones fueron aprobadas en favor de ENSA, por tratarse de la empresa incumbente en la zona y encontrarse acorde con su propuesta de formulación del Plan de Inversiones en dicho año.
Ahora bien, las variaciones significativas de demanda podrían producirse dentro de la vigencia del Plan aprobado, lo que podría gatillar una modificación del Plan de Inversiones, así lo reconoce, el marco legal aplicable, mediante el Decreto Supremo Nº 014-2012-EM que incorporó el numeral VII) del literal d) del Artículo 139 del Reglamento de la LCE.
En los hechos, hasta septiembre de 2013, fecha de aprobación de la Quinta Adenda al Contrato de Concesión del Proyecto de Irrigación Olmos, el referido proyecto contaba con un sistema de transmisión y distribución para abastecer de suministro de electricidad a los usuarios agrícolas de 7,5 MVA de capacidad, enmarcado en el ámbito inter partes y autofinanciado expresamente con los recursos provenientes del mismo proyecto.
Con la Quinta Adenda suscrita con el Gobierno Regional de Lambayeque y la concesionaria de irrigación H2Olmos, ambas partes acordaron implementar un nuevo proyecto energético Tierras Nuevas, conforme se expresa en su Cláusula Tercera, numeral 3.1:
“Cláusula Tercera: Del Proyecto Energético Tierras Nuevas y la Línea de Transmisión
8 (MORON URBINA, Juan Carlos; “Comentarios. Nueva Ley del Procedimiento Administrativo
3.1. Las partes acuerdan implementar el Proyecto Energético Tierras Nuevas a efecto de permitir el suministro de energía desde el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) hasta el Proyecto de Irrigación Olmos a través de una Línea de Transmisión de una capacidad de 150 MVA y la infraestructura asociada a la misma. En tal sentido, las Partes acuerdan sustituir íntegramente el Anexo 11 del Anexo 6 del Contrato de Concesión – Estudio de Ingeniería para la nueva S.E. Tierras Nuevas, Línea de Transmisión 60 kV S.E. Illimo – Tierras Nuevas y Líneas de Subtransmisión en 22.9 kV, por el estudio que contiene el Proyecto Energético Tierras Nuevas, la ingeniería de detalle y/o final que se adjunta como Anexo 1 de la presente Adenda”
De lo expuesto, se evidencia que a partir de septiembre de 2013, se reconfigura un nuevo esquema de un proyecto de 7,5 MVA a un proyecto de 150 MVA de capacidad. Hechos que no podía conocer Osinergmin en su aprobación del Plan de Inversiones del año 2012.
Este nuevo esquema, a decir de H2Olmos, le hizo recurrir a la empresa eléctrica COELVISAC para que ejecute el Proyecto Energético Tierras Nuevas, ante la negativa de trato previa que tuvo con ENSA; y posteriormente, lleva a COELVISAC a presentar sus inversiones para que sean incorporadas en el Plan de Inversiones mediante la solicitud de modificación motivo del presente informe.
Al margen de que Osinergmin ha reconocido la titularidad de COELVISAC para presentar su solicitud de modificación del Plan de Inversiones y admitirla a trámite, y que considera que su pronunciamiento es independiente de las controversias judiciales que se siguen en el Poder Judicial, sobre derechos de concesión (aspectos que se analizan en el presente informe), la cuestión a dilucidar, surge en la definición previa que debe desarrollarse sobre la naturaleza de las inversiones que COELVISAC presenta para su inclusión dentro del proceso de modificación del Plan de Inversiones.
COELVISAC ha seguido el trámite con base a lo previsto en el Reglamento de la LCE (facultad y requisitos para la modificación del Plan de Inversiones) y en la NORMA TARIFAS (criterios y metodología que debe seguir la solicitud de modificación), cuyo resultado técnico-económico podría determinar la eficiencia de inversiones y traer como resultado la elección de una alternativa, conforme se propuso en el proyecto de resolución publicado mediante Resolución N° 127-2014-OS/CD. Pero a la luz de las opiniones y sugerencias recibidas, y la información contractual presentada por las empresas, ante el requerimiento del Regulador, corresponde determinar la naturaleza de estas inversiones y si corresponde o no sean incluidas dentro del Plan de Inversiones.
Para ese efecto nos remitimos a lo establecido por la Ley N° 28832, que tuvo como objetivo perfeccionar el marco legal para la regulación de los sistemas de transmisión eléctrica, estableciendo que las instalaciones que ingresen en operación comercial, luego de publicada la citada Ley, pueden ser consideradas como Sistema Garantizado de Transmisión (SGT) o Sistema Complementario de Transmisión (SCT).
Al respecto, las instalaciones a que se refiere la solicitud de COELVISAC no se encuentran dentro del SGT. Entonces, tratándose en consecuencia de un SCT, corresponde analizar, sobre la base de los documentos obrantes en el expediente administrativo, si las instalaciones materia de la solicitud de COELVISAC son de libre negociación; puesto de ser ese el caso, tales instalaciones quedan excluidas del SCT que se aprueba como parte del Plan de Inversiones (en adelante “SCT Plan de Inversiones”), ya que el Plan de Inversiones no contempla activos que son producto de un acuerdo de partes, sino más bien el SCT de Plan de Inversiones tiene como base la propuesta de planificación de un titular para atender a su demanda, en donde este titular solicita a Osinergmin le apruebe inversiones futuras dentro de esa planificación, ya que según el Reglamento de la LCE, Osinergmin debe validar la propuesta y establecer el monto máximo a reconocer como costo de inversión, operación y mantenimiento de las instalaciones aprobadas como parte del Plan de Inversiones.
Es decir, como regla general, el titular propone ejecutar una inversión, Osinergmin la evalúa y aprueba, el titular ejecuta lo aprobado, y finalmente Osinergmin le fija tarifas para la recuperación de las inversiones que aprobó. En contraposición, dentro del esquema de un acuerdo de partes, la ejecución de las instalaciones no se sujeta a una propuesta dirigida a Osinergmin, ni al consentimiento por parte de éste para su ejecución, sino se rige en los términos contenidos en el libre acuerdo de partes que no involucran a Osinergmin en absoluto.
Por estas razones, la Ley N° 28832, en el literal c) del artículo 27.2, permite esta figura sin la intervención administrativa previa, conforme se lee de su texto:
“En el caso de instalaciones que permiten transferir electricidad hacia los Usuarios Libres o que permiten a los Generadores entregar su energía producida al SEIN, dichos Agentes podrán suscribir
contratos para la prestación del servicio de transporte y/o distribución, con sus respectivos titulares, en los cuales la compensación correspondiente será de libre negociación. Para
uso de las instalaciones por terceros, o a la terminación de dichos contratos, las compensaciones y tarifas, para los mismos, se regulan según el criterio establecido en el literal b) anterior [criterios
establecidos en la LCE].”
En el caso de las instalaciones que se solicita se incorporen en el Plan de Inversiones, con fecha 03 de diciembre de 2013, H2Olmos y COELVISAC suscribieron un Contrato de Obligación de Hacer el Proyecto Energético Tierras Nuevas, para el suministro de H2Olmos y de los Usuarios9, con el
siguiente objeto:
“En virtud del presente Contrato, Coelvisac, se obliga frente a
H2Olmos a diseñar, invertir los recursos necesarios, realizar la ingeniería final, ejecutar las Obras y operar las Instalaciones en el
9 De acuerdo con la Cláusula I del Contrato de Concesión del Proyecto de Irrigación Olmos se define
como Usuarios a las personas que adquieran en propiedad los lotes del Proyecto de Irrigación Olmos mediante subasta. Dichos Usuarios se constituyen además en clientes de H2Olmos como concesionario del Proyecto Irrigación Olmos.
Proyecto Energético Tierras Nuevas y así permitir la interconexión al Sistema Interconectado Nacional (SEIN) al Proyecto Irrigación Olmos. El Proyecto Energético Tierras Nuevas incluye la concepción, elaboración de la ingeniería de detalle y/o final, ejecutar las Obras y operar las Instalaciones estipuladas y descritas en la Cláusula Segunda, teniendo en cuenta la ingeniería básica y de detalle correspondiente y presupuesto contemplado en el Anexo I y de acuerdo a los plazos detallados en el Cronograma del Anexo III, de tal manera que se cumplan las Obras descritas en la Cláusula Segunda, sean éstas aprobadas por PEOT y los Usuarios que lo requieran puedan acceder al Suministro Eléctrico desde la fecha de Inicio de Disponibilidad…”
De otro lado, entre las obligaciones de COELVISAC se observa el compromiso de cumplir con la ejecución de las obras contenidas en la Cláusula Segunda y otras obligaciones previstas en la Cláusula Quinta del citado contrato, conforme a lo siguiente:
“Cláusula Segunda:… Instalaciones Proyecto Energético Tierras
Nuevas …
i) la Subestación de Seccionamiento entre Subestación Chiclayo Oeste (SECHO) y Piura Este, 220 kV, doble barra que formará parte del SEIN y la celda de salida en 220 kV, ambas instaladas dentro de un terreno de aproximadamente de seis hectáreas y ubicada en el Km 855 de la Panamericana Norte; ii) 38 km de Línea de Transmisión en 220 kV;
iii) Subestación Tierras Nuevas de 220/60/22.9 kV, 50/50/50 MVA localizada en el vértice sur oeste del Lote AII o en el Área Remanente del Fideicomiso de Tierras (vértice exterior) de acuerdo a las coordenadas incluidas en el Anexo I de este Contrato y construida en un área disponible de hasta aproximadamente diez hectáreas así como sus conexiones e instalaciones complementarias y accesorias, cuya ingeniería básica se detalla en el Anexo I del presente Contrato.
iv) Sistemas de Comunicaciones tanto en la Subestación de Seccionamiento como en la Subestación de Transformación. v) Centro de Control.
vi) Línea de Alimentadores en Media Tensión 22.9 kV consistente en 9 km de longitud de la línea entre la Subestación de Transformación y la Caseta de Celda de 22,9 kV.”
“Cláusula Quinta: Obligaciones de Coelvisac:
a) Lograr el financiamiento que requiere el Proyecto Energético Tierras Nuevas.
e) Cumplir con el Presupuesto estimado del Proyecto Energético Tierras Nuevas contenido en el Anexo I.
f) Cumplir con realizar el diseño, procura construcción, ejecución e implementación de las instalaciones del Proyecto ya sea directamente o a través de terceros a efecto de dar cumplimiento al Cronograma contenido en el Anexo III y las especificaciones técnicas acordadas en el Anexo I que forma parte del presente Contrato.
…
h) Efectuar la puesta en servicio de las Instalaciones a la Fecha de Inicio de Disponibilidad y asumir su operación y mantenimiento, siendo Coelvisac el único responsable de la operación y mantenimiento de las Instalaciones.
…
j) Asegurar el Suministro Eléctrico oportuno a favor de los Usuarios10
que lo requieran bajo estándares exigidos por las Leyes Aplicables y brindar acceso a las Instalaciones a quien lo solicite de tal manera que los Usuarios y terceros que así lo requieran contraten el Suministro Eléctrico y puedan conectarse al Sistema Interconectado Nacional, conforme a las Normas Aplicables y en especial, la normativa del sector eléctrico peruano.
…
En caso que la concesión definitiva de distribución en la zona del Proyecto Energético Tierras Nuevas sea obtenida por un tercero distinto a Coelvisac, se mantendrá la obligación de Coelvisac de implementar las Instalaciones y obtener la concesión definitiva de transmisión, las aprobaciones del COES y OSINERGMIN y demás permisos, autorizaciones y consentimiento que le permitan operar como concesionario de transmisión.”
De lo hasta aquí expuesto, se evidencia el acuerdo libremente negociado entre H2Olmos y COELVISAC para ejecutar las instalaciones con la configuración y especificaciones que han pactado exclusivamente ambas partes (instalaciones que se solicita se incorporen en el Plan de Inversiones), las cuales se sujetan a un presupuesto contenido en el referido contrato y para que tales instalaciones se encuentren en servicio en la fecha acordada de octubre de 2014.
Según el Anexo I del Contrato entre H2Olmos y COELVISAC, el presupuesto acordado es el siguiente:
10 De acuerdo con la Cláusula Segunda del Contrato de Obligación de Hacer se define como Usuarios a
En los hechos, tan válido es el acuerdo entre H2Olmos y COELVISAC que las instalaciones se han ejecutado y a la fecha tienen un alto nivel de avance, conforme fue verificado, para lo cual no necesitó de la aprobación administrativa previa de Osinergmin como parte del Plan de Inversiones, e incluso debemos precisar que el acuerdo estaba pactado mucho antes de la presentación de su solicitud.
Es decir, la razón por la cual, las obras se empezaron a ejecutar y están en curso indudablemente es el acuerdo que celebraron el 03 de diciembre de 2013 H2Olmos y COELVISAC; sujetándose para todo ello, a la normativa sectorial eléctrica.
Como es de apreciar, la celebración del acuerdo entre H2Olmos y COELVISAC se enmarca en lo dispuesto en el literal c) del artículo 27.2 de la Ley N° 28832, ya que H2Olmos ha suscrito un contrato con el agente COELVISAC para la construcción de instalaciones de transmisión y distribución para sí mismo y para los propietarios de los lotes que forman parte del Proyecto de Irrigación Olmos, estableciendo mediante libre negociación sus condiciones por las instalaciones que está construyendo COELVISAC según el Contrato bajo su cuenta y riesgo.
Ello no quiere decir que los terceros (distintos a H2Olmos y los Usuarios definidos en el Contrato de Obligación de Hacer), que puedan hacer uso de las instalaciones, no paguen una retribución por el uso en favor del titular de tales instalaciones. La propia Ley señala que en esos casos las tarifas para los mismos se regulan según los criterios establecidos en la LCE.
tendrá en cuenta la configuración de un Sistema Económicamente Adaptado (“SEA”).
El Artículo 11° del Reglamento de Transmisión aprobado con Decreto Supremo N° 027-2007-EM, también señala que los interesados que requieran utilizar instalaciones del SCT a que se refiere el literal c), numeral 27.2 del artículo 27° de la Ley, deberán acordar las condiciones de acceso con el titular de las instalaciones involucradas, hasta el límite de la Capacidad Disponible de dichas instalaciones. Ello debido al acceso abierto que reconoce la normativa eléctrica.
Debe tenerse en cuenta que las diferencias entre un régimen de libre pacto entre partes y otro régimen sujeto a la aprobación previa de la autoridad, tiene como justificación, entre otros, lo dispuesto en el Libro Blanco del Proyecto de Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica, que motivó la expedición de la Ley N° 28832; así sobre los SCT Libre Negociación, se señaló que “No obstante, los interesados podrán construir instalaciones por iniciativa propia en sistemas de transmisión, siempre que éstas no interfieran con el normal desarrollo del resto de la red, bajo su propio riesgo y asumiendo el costo, es decir, que no será necesario que el Regulador establezca compensación alguna, excepto cuando con posterioridad algún interesado considera hacer uso de la instalación, siempre que la misma cuente con capacidad para prestar el servicio adicional. Estas instalaciones constituirán el Sistema Complementario de Transmisión”.
Entonces, las instalaciones que son construidas a cuenta y riesgo de las partes, sólo debieran ser pagadas mediante tarifas cuando terceros (no involucrados en el acuerdo libremente pactado) hagan uso de ellas, con lo cual estaría descartada una calificación como SCT de Plan de Inversiones, el cual es pagado por todos los usuarios de un Área de Demanda, al inicio de su operación comercial, independientemente de su uso efectivo, dado que ello, proviene de un estudio previo de planificación con las reglas, trazos y características que establece Osinergmin, siendo estas las condiciones normativas que son inherentes de un Plan de Inversiones.
No queda duda que las instalaciones de transmisión por las cuales COELVISAC solicita la inclusión en el Plan de Inversiones, están siendo construidas en la actualidad producto del acuerdo contractual con H2Olmos, por lo que se constituyen en un SCT de Libre Negociación dentro de los alcances de lo previsto en el literal c) del artículo 27.2 de la Ley N° 28832. En conclusión, no corresponde incluir dentro del proceso de modificación del Plan de Inversiones en curso, las instalaciones solicitadas por COELVISAC que surgen a partir del acuerdo de libre negociación con H2Olmos. Estas instalaciones serán calificadas definitivamente y reguladas, en el momento en que el titular, presente su Estudio y acredite el uso de dichas instalaciones por parte de terceros.
En cuanto a la propuesta de incorporar y retirar del Plan de Inversiones un conjunto de instalaciones que permitan la conexión de la subestación Tierras Nuevas, que forma parte del Contrato de Obligación de Hacer, con el Sistema Eléctrico Chiclayo – Illimo – La Viña – Motupe – Olmos – Occidente, el análisis se efectúa en los apartados siguientes.
6.2
Remoción de instalaciones aprobadas en
el Plan de Inversiones en favor de ENSA,
a propuesta de COELVISAC
Independientemente de la conclusión contenida en el numeral 6.1 anterior, conviene analizar si corresponde retirar o no del Plan de Inversiones vigente, aquellas instalaciones aprobadas en favor de ENSA vinculadas a la zona de Olmos, a partir del análisis de los documentos contenidos en el expediente administrativo.
Es de verse, que en la Resolución N° 151-2012-OS/CD se aprobaron instalaciones para el año 2014 y siguientes a cargo de ENSA, habiendo dicha empresa declarado y adjuntado los siguientes documentos, en sus comunicaciones del 19 y 24 de septiembre de 2014, para demostrar el avance de ejecución de tales instalaciones:
- Contrato de Ejecución de Obra N° 120-2014, celebrado entre ENSA y la empresa CAME Contratistas y Servicios Generales S.A., para ejecución de la obra: “Suministro, transporte, montaje, obras civiles, pruebas y puesta en servicio de la línea de transmisión 60 kV SET La Viña – SET Pampa Pañala, Subestación 60/23/10 kV en Pampa Pañala, Subestación 60/23 kV Nueva Motupe y alimentadores.
- Contrato N° GR-055-2014 celebrado entre ENSA y la empresa PACOSA SAC para la “Elaboración del Estudio Definitivo de la Línea de Transmisión en 60 KV SE Lambayeque – SE Illimo y Celdas de Salida en las SE Lambayeque y llegada Illimo”, cuyo objeto incluye una segunda etapa de “Suministro, transporte, montaje, obras civiles, pruebas y puesta en servicio para la ejecución de la LT en 60 kV SE Lambayeque – SE Illimo y las Celdas de Salida”.
- Cronograma de Ejecución de Obra. - Valorización de PACOSA SAC
- Actas de Recepción de obras ejecutadas en el eje Motupe – Olmos. - Compras de transformadores que serían parte de la SE Pampa
Pañala y SE Nueva Motupe.
- Declaraciones de encontrarse en plena ejecución las obras contratadas, adjuntando facturas con los desembolsos sobre las mismas.
Los documentos presentados por ENSA, generan certeza sobre sus acciones llevadas a cabo para ejecutar las obras que fueran aprobadas en el Plan de Inversiones vigente. La suscripción de los contratos tipo EPC (Engineering,
Procurement and Construction) y demás documentos, acreditan el
compromiso contractual pactado para la culminación de las obras con la entrega llave en mano, y la posterior puesta en servicio de sus elementos durante el plazo de vigencia del Plan de Inversiones 2013-2017. No obstante, debe precisarse que ello no avala los incumplimientos que se hubieran presentado hasta la fecha, ni certifica la idoneidad de los equipos ni de la configuración que se detalla en los contratos puestos a la vista. Todo ello será
