LA HISTORIA PARA CONTAR

(1)

SEPARATA ESPECIAL

Resolución de Consejo Directivo Osinergmin N° 181-2016-OS/CD

Resuelve el Recurso de Reconsideración interpuesto por Electroperú S.A.

contra la Resolución N° 104-2016-OS/CD

Resolución de Consejo Directivo Osinergmin N° 182-2016-OS/CD

Resuelve el Recurso de Reconsideración interpuesto por Electrocentro S.A.

contra la Resolución N° 104-2016-OS/CD

Resolución de Consejo Directivo Osinergmin N° 183-2016-OS/CD

Resuelve el Recurso de Reconsideración interpuesto por Electronorte S.A.

contra la Resolución N° 104-2016-OS/CD

Resolución de Consejo Directivo Osinergmin N° 184-2016-OS/CD

Resuelve el Recurso de Reconsideración interpuesto por Electronoroeste S.A.

contra la Resolución N° 104-2016-OS/CD

Resolución de Consejo Directivo Osinergmin N° 185-2016-OS/CD

Resuelve el Recurso de Reconsideración interpuesto por Hidrandina S.A.

contra la Resolución N° 104-2016-OS/CD

Resolución de Consejo Directivo Osinergmin N° 186-2016-OS/CD

Resuelve el Recurso de Reconsideración interpuesto por Electro Oriente S.A.

contra la Resolución N° 104-2016-OS/CD

Jueves 4 de agosto de 2016 AÑO DE LA CONSOLIDACIÓN DEL MAR DE GRAU

(2)

Resolución de Consejo Directivo Osinergmin N° 187-2016-OS/CD

Resuelve el Recurso de Reconsideración interpuesto por el Consorcio

Eléctrico de Villacurí S.A.C. contra la Resolución N° 104-2016-OS/CD

Resolución de Consejo Directivo Osinergmin N° 188-2016-OS/CD

Resuelve el Recurso de Reconsideración interpuesto por el

Electro Sur Este S.A.A. contra la Resolución N° 104-2016-OS/CD

Resolución de Consejo Directivo Osinergmin N° 189-2016-OS/CD

Resuelve el Recurso de Reconsideración interpuesto por Edelnor S.A.A.

contra la Resolución N° 104-2016-OS/CD

Resolución de Consejo Directivo Osinergmin N° 190-2016-OS/CD

Resuelve el Recurso de Reconsideración interpuesto por Luz del Sur S.A.A.

contra la Resolución N° 104-2016-OS/CD

Resolución de Consejo Directivo Osinergmin N° 191-2016-OS/CD

Resuelve el Recurso de Reconsideración interpuesto por Sociedad Eléctrica

del Sur Oeste S.A. contra la Resolución N° 104-2016-OS/CD

Resolución de Consejo Directivo Osinergmin N° 192-2016-OS/CD

Resuelve el Recurso de Reconsideración interpuesto

por Red de Energía del Perú S.A. contra la

Resolución N° 104-2016-OS/CD

Resolución de Consejo Directivo Osinergmin N° 193-2016-OS/CD

Resolución Complementaria que consigna las modifi caciones

de la Resolución N° 104-2016-OS/CD, como resultado de los

extremos declarados fundados y fundados en parte en las

resoluciones que resuelven los Recursos de Reconsideración

Resolución de Consejo Directivo Osinergmin N° 195-2016-OS/CD

Aprueba el nuevo Procedimiento Técnico del COES Nº 21

“Reserva Rotante para Regulación Primaria de Frecuencia”

(3)

RESOLUCIÓN DE CONSEJO DIRECTIVO

ORGANISMO SUPERVISOR DE LA INVERSIÓN EN ENERGÍA Y MINERÍA OSINERGMIN N° 181-2016-OS/CD

Lima, 26 de julio de 2016

CONSIDERANDO:

Que, con fecha 31 de mayo de 2016, el Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (en adelante “Osinergmin”), publicó la Resolución N° 104-2016-OS/CD, mediante la cual, se aprobó el Plan de Inversiones en Transmisión para el período comprendido entre el 01 de mayo de 2017 al 30 de abril de 2021; contra la cual, el 21 de junio de 2016, la Empresa Electricidad del Perú S.A. (en adelante “ELECTROPERU”), dentro del término de ley, presentó recurso de reconsideración, siendo materia del presente acto administrativo el análisis y decisión de dicho recurso impugnativo.

1. ANTECEDENTES

Que, la Ley para Asegurar el Desarrollo Efi ciente de la Generación Eléctrica – Ley N° 28832, entre otros aspectos, establece que las instalaciones de transmisión implementadas a partir de su emisión formarán parte del Sistema Garantizado de Transmisión (SGT) o del Sistema Complementario de Transmisión (SCT); siendo el SGT conformado por las instalaciones del Plan de Transmisión, elaborado por el COES y aprobado por el Ministerio de Energía y Minas (MINEM) cuya concesión y construcción sean resultado de un proceso de licitación pública y; el SCT conformado, entre otras, por las instalaciones de transmisión aprobadas por Osinergmin en el respectivo Plan de Inversiones y/o modifi catorias;

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

Que, con Resolución N° 104-2016-OS/CD se aprobó el Plan de Inversiones en Transmisión para el período comprendido entre el 01 de mayo de 2017 al 30 de abril de 2021;

Que, el 21 de junio de 2016 la empresa ELECTROPERU ha presentado recurso de reconsideración impugnando la Resolución 104-2016-OS/CD (en adelante “RESOLUCIÓN”);

Que, conforme al procedimiento señalado anteriormente, los interesados debidamente legitimados tuvieron la oportunidad de presentar, hasta el 20 de julio de 2016, opiniones y sugerencias sobre los recursos de reconsideración recibidos por Osinergmin, no habiéndose recibido ninguna relacionada con el recurso impugnativo de ELECTROPERU.

2. EL RECURSO DE RECONSIDERACIÓN

Que, el petitorio del recurso de ELECTROPERU comprende lo siguiente:

• Como pretensión principal, solicita se declare la nulidad de la resolución impugnada en el extremo que, respecto a la ampliación de la SET Charán, considera que subsiste la obligación de ELECTROPERU de implementar un transformador de 60/33/23 kV de 30 MVA y en consecuencia, se exima a ELECTROPERÚ de la obligación de ampliar dicha subestación;

• Como primera pretensión subordinada a la pretensión principal, ELECTROPERU solicita que en el supuesto de no ampararse su pretensión principal, se declare la nulidad de la resolución impugnada en el extremo, respecto a la ampliación de la SET Charán, que considera que Osinergmin no puede pronunciarse por tratarse de una causa pendiente de resolver por el órgano jurisdiccional y en consecuencia, Osinergmin se pronuncie respecto a la ampliación de la SET Charán;

• Finalmente, como segunda pretensión subordinada a la pretensión principal, ELECTROPERU solicita que en el supuesto de no ampararse su pretensión principal o la primera pretensión subordinada, se declare la nulidad de la resolución impugnada respecto a la ampliación de la SET Charán, en el extremo que considera que Osinergmin no acoge la solicitud de ELECTROPERÚ de eximirIo de realizar la ampliación de la SET Charán debido a que OPI-FONAFE no lo ha autorizado y en consecuencia, se declare que ELECTROPERÚ está legalmente impedido de efectuar la ampliación de la SET Charán.

2.1 SOBRE LA PRETENSIÓN PRINCIPAL

2.1.1 Sustento del petitorio

Que, la recurrente manifestó que la SET Charán 30 MVA 60/33/10, de propiedad de ELECTROPERU, corresponde a una instalación de generación y no de distribución, pues no ha sido diseñada para operar como tal, por lo que no es conveniente ampliar su capacidad para uso de distribución, dado que ello representaría un peligro para el funcionamiento de la C.T. Tumbes. Señaló que esta ampliación le correspondería a Enosa, debido a su responsabilidad sobre las instalaciones de distribución para atender a los usuarios ubicados en el área de demanda 1;

Que, sostiene la recurrente que conforme a la Ley N° 28832, es considerado transmisor el titular de una concesión de transmisión eléctrica; en ese sentido, ELECTROPERU no cuenta con alguna concesión de

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transmisión sobre la SET Charán, por lo que esta instalación tampoco puede ser considerada como de transmisión;

Que, señaló que en mérito a lo antes referido, la Resolución impugnada vulnera el principio de legalidad, por lo que Osinergmin debe declarar su nulidad.

Que, Osinergmin, tanto en los procesos administrativos, que concluyeron con la Resolución N° 217-2012-OS/CD y la Resolución N° 230-2014-217-2012-OS/CD, como en los procesos judiciales sobrevinientes, presentó los fundamentos por los cuales resultó legal y técnicamente válido asignar la responsabilidad de pago de la Ampliación de la SET Charán a ELECTROPERU;

Que, estos fundamentos de naturaleza técnico y legal pueden ser revisados en los informes de sustento de las mencionadas resoluciones y en los escritos de las contestaciones de demanda presentados por Osinergmin ante el Poder Judicial, los cuales, en líneas generales, tomaron en cuenta que ELECTROPERU es titular de instalaciones de transmisión (SET Cháran) que son remuneradas por la demanda, por lo que, en caso de requerir un elemento adicional (Ampliación de la SET Charán), le correspondía ejecutar la inversión;

Que, tales fundamentos, en función de la normatividad vigente, prevalecen, máxime si no han sido modifi cados en la vía judicial, por tanto, las decisiones cuestionadas carecen de vicio de nulidad, al haber cumplido con los requisitos previstos en la Ley del Procedimiento Administrativo General (LPAG).

2.2 SOBRE LA PRIMERA PRETENSIÓN SUBORDINADA

Que, ELECTROPERU afi rma que a la fecha no existe en trámite ningún proceso judicial al cual se haya avocado el Poder Judicial; no obstante, manifestó haber interpuesto dos demandas contencioso administrativas, la primera pretendiendo la nulidad de la Resolución Nº 151-2012-OS/CD y la segunda pretendiendo la nulidad de la Resolución Nº 230-2015-OS/CD, ambas referidas a la obligación de ELECTROPERU sobre la implementación del proyecto de ampliar la SET Charán;

Que, señaló también que la primera aún no ha sido admitida por el Poder Judicial, y además sobre los dos procesos ha presentado su solicitud de desistimiento, y por lo tanto, manifestó que es jurídicamente posible que Osinergmin se avoque al conocimiento del pedido de eximir a ELECTROPERU de la obligación de ampliación de la SET Charán;

2.2.2 Análisis de Osinergmin

Que, conforme se indicó en el Informe N° 333-2016-GRT, que forma parte de la RESOLUCIÓN, Osinergmin al amparo de lo previsto en el numeral 2) del artículo 139 de nuestra Constitución, no contaba con facultades para pronunciarse y evaluar el retiro o permanencia del proyecto Ampliación de la SET Charán del Plan de Inversiones 2013 - 2017, en la medida que dicha materia era objeto de dos procesos judiciales contenciosos administrativos iniciados por ELECTROPERU. En efecto, la recurrente había iniciado procesos judiciales pretendiendo la nulidad de las Resoluciones N° 151-2012-OS/CD y N° 230-2015-OS/CD, los mismos que se encontraban en trámite al 31 de mayo de 2016, fecha en la que se publicó la RESOLUCIÓN;

Que, en ambos procesos judiciales, las demandas interpuestas fueron admitidas a trámite, según Resolución Judicial N° 2 del 18 de marzo de 2013 del Expediente N° 07123-2012, del Décimo Juzgado Contencioso Administrativo, y la Resolución Judicial N° 1 del 03 de marzo de 2015 del Expediente N° 01312-2015, del Décimo Cuarto Juzgado Contencioso Administrativo;

Que, no obstante, con posterioridad a la publicación de la RESOLUCIÓN, con fechas 01 de junio y 01 de julio de 2016, el Décimo Cuarto Juzgado Contencioso Administrativo de Lima, y el Décimo Juzgado Contencioso Administrativo de Lima, emitieron las Resoluciones 4 y 7, respectivamente, mediante las cuales se dio por concluidos los procesos contencioso administrativos, en la medida que aceptaron las solicitudes de desistimiento presentada previamente por ELECTROPERU;

Que, en consecuencia, la situación existente al momento de expedirse la RESOLUCIÓN, era que ELECTROPERU se había desistido de un proceso judicial y Osinergmin había manifestado por escrito ante el juzgado respectivo, su voluntad de aceptar dicho desistimiento, sin embargo faltaba el pronunciamiento judicial que aceptando el desistimiento diera por concluido el proceso; pronunciamiento del que no se tenía información sobre cuándo sería expedido;

Que, en tal sentido, Osinergmin consideraba pertinente evaluar el tema de la subestación Charán en caso se produjera fi nalmente el pronunciamiento judicial que aprobara el desistimiento dando por concluido dicho proceso y que lo mismo se hiciera en el otro proceso judicial que sobre la misma subestación Charán se encontraba en trámite; ello ocurrió días después de publicada la RESOLUCIÓN, por lo que dicha situación especial determina que recién desde el momento de la notifi cación de la conclusión de ambos procesos judiciales (es decir desde el momento en que jurídicamente no hay causa pendiente de ser resuelta en el poder judicial), Osinergmin asuma competencia para analizar el tema de la subestación Charán y no exista impedimento legal, para que el Regulador aborde nuevamente la evaluación de necesidad de dicha obra y pueda emitir un pronunciamiento al respecto;

(5)

Que, se debe añadir que el pronunciamiento a emitirse luego de la evaluación antes mencionada involucra consideraciones técnicas, que serán abordadas en el numeral 2.4 de la presente resolución;

Que, de otro lado, con relación a la validez de la RESOLUCIÓN, cabe señalar que de conformidad con lo señalado en el artículo 8 de la LPAG, los actos administrativos emitidos de conformidad con el ordenamiento jurídico son válidos, por tanto, la decisión de Osinergmin carece de vicio de nulidad, al cumplir los requisitos previstos en la LPAG y el procedimiento señalado en la Norma “Procedimiento para la Fijación de Precios Regulados”.

2.3 SOBRE LA SEGUNDA PRETENSIÓN SUBORDINADA

Que, ELECTROPERÚ, manifestó que la Resolución impugnada adolece de falta de motivación en el extremo que señaló que lo resuelto por la OPI-FONAFE no exime a Electroperú del cumplimiento de la ampliación de la SET Charán y que el Consejo Directivo de Osinergmin es el competente para aprobar los Planes de Inversión en transmisión y no la OPI-FONAFE;

Que, afi rma que es una empresa estatal y como tal debe ceñirse a los lineamientos establecidos por la OPI-FONAFE, y en lo correspondiente a la ejecución de proyectos a las normas establecidas por el SNIP;

Que, mediante las Resoluciones N° 151-2012-OS/CD y 230-2014-OS/CD se estableció la obligación de ELECTROPERU de ejecutar la Ampliación de la SET Charán, siendo que dichos actos administrativos quedaron fi rmes, resultando plenamente efi caces y ejecutorios, de conformidad con lo establecido en los artículos 16 y 192 de la LPAG;

Que, asimismo, de conformidad con el artículo 9 de la LPAG todo acto administrativo se considera válido mientras su pretendida nulidad no sea declarada por autoridad administrativa o jurisdiccional, según corresponda. De ello se desprende que mientras no exista un pronunciamiento de la autoridad competente, sea administrativa o judicial, declarando la nulidad del acto administrativo que es efi caz, éste surte plenamente sus efectos; Que, de otro lado conforme fue analizado en el Informe N° 333-2016-GRT que formó parte de la RESOLUCIÓN, se verifi ca que la evaluación de necesidad y decisión en el marco de sus competencias legales sobre el Plan de Inversiones, le corresponde a Osinergmin, y legalmente no puede ser objeto de revisión por parte de otra entidad, como la OPI-FONAFE, cuyas atribuciones no abarcan la planifi cación de la actividad de transmisión; Que, fi nalmente, de conformidad con el principio de autonomía contemplado en el artículo 10 del Reglamento General de Osinergmin, aprobado por Decreto Supremo N° 054-2001-PCM, el Regulador no se encuentra sujeto en su actuación funcional a mandato imperativo de ningún otro órgano o institución del estado, siendo que su actuación se sujetará estrictamente a las normas legales aplicables y a estudios técnicos debidamente sustentados;

Que, en virtud de los argumentos expuestos en los análisis referidos a la pretensión principal, así como a la segunda pretensión subordinada, corresponde declarar no ha lugar la solicitud de nulidad planteada por la recurrente por dichos extremos.

2.4 SOBRE EXIMIR A ELECTROPERU DE LA OBLIGACIÓN DE IMPLEMENTAR LA AMPLIACIÓN DE LA SET

CHARÁN, APROBADO EN EL PLAN DE INVERSIONES VIGENTE

Que, sin perjuicio de lo señalado en los numerales precedentes, considerando que se posibilita nuevamente el avocamiento de Osinergmin, corresponde analizar técnicamente la necesidad actual de ampliación de la capacidad de transformación de la SET Charán;

Que, la SET Charán de 60/33/10 kV actualmente cuenta con un transformador de 30/12/30 MVA, a través del cual se alimenta en 33 kV al ramal Charán - La Cruz - Corrales;

Que, los resultados de la proyección de demanda en las subestaciones comprendidas en dicho ramal, advierten la necesidad de ampliación de la capacidad de transformación de la SET Charán para el periodo 2017 - 2021, o, en caso contrario, plantear otras alternativas de inversión que permitan abastecer la demanda en dicho periodo;

Que, se ha visto por conveniente trasladar la carga de 10 kV de la SET La Cruz a la barra de 10 kV de la SET Charán, con lo cual la demanda en el devanado de 33 kV de la SET Charán en el año 2021 será de 9,7 MVA y podrá ser cubierta por el transformador actual, que cuenta con 12 MVA en el devanado de 33 kV;

Que, se concuerda con lo señalado en el Anexo N° 3 del recurso de reconsideración presentado, en el que propone implementar un transformador de 10/22,9 kV en la barra de 10 kV de la SET Charán para atender el incremento de demanda en la zona; se plantea que a partir del año 2022, se implemente dicho transformador y se traslade la carga de la SET Zorritos en 22,9 kV a la barra 22,9 kV del mencionado transformador, con lo cual se cubre la atención de la demanda en el horizonte de análisis y se evita la sobrecarga del transformador existente de la SET Charán;

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Que, mediante Carta N° G-1107-2015 del 23 de noviembre de 2015, dirigida a Electronoroeste S.A, ELECTROPERU reitera su disposición para dar las facilidades necesarias para la implementación del transformador de 10/22,9 kV dentro del área de la actual SET Charán, a partir de la celda de reserva en 10 kV existente;

Que, considerando los aspectos técnicos mencionados, corresponde retirar la ampliación de la SET Charán 60/33/10 kV de 30 MVA del Plan de Inversiones 2013-2017;

Que, por todo lo expuesto, la solicitud de nulidad debe ser declarada no ha lugar, resultando fundado en parte lo referido al retiro de la obligación de ejecución de la ampliación de la SET Charán a ELECTROPERU respecto del Plan de Inversiones 2013 – 2017. Cabe precisar que por la necesidad de dicha instalación, tampoco debe incorporarse en el Plan de Inversiones 2017 - 2021;

Que, se han emitido los informes N° 524-2016-GRT y N° 538-2016-GRT de la División de Generación y Transmisión Eléctrica y de la Coordinación Legal de la Gerencia de Regulación de Tarifas, respectivamente. Los mencionados informes complementan la motivación que sustenta la decisión de Osinergmin, cumpliendo de esta manera con el requisito de validez de los actos administrativos a que se refi ere el artículo 3º, numeral 4, de la Ley 27444, Ley del Procedimiento Administrativo General; y,

De conformidad con lo establecido en la Ley N° 27332, Ley Marco de los Organismos Reguladores de la Inversión Privada en los Servicios Públicos; en el Reglamento General de OSINERGMIN, aprobado por Decreto Supremo N° 054-2001-PCM; en el Decreto Ley N° 25844, Ley de Concesiones Eléctricas y en su Reglamento aprobado por Decreto Supremo N° 009-93-EM; en la Ley N° 27444, Ley del Procedimiento Administrativo General; así como en sus normas modifi catorias y complementarias; y,

Estando a lo acordado por el Consejo Directivo de Osinergmin en su Sesión N° 26-2016.

SE RESUELVE:

Artículo 1°.- Declarar No Ha Lugar la solicitud de nulidad y fundado en parte el pedido retirar la obligación de ejecución de la ampliación de la SET Charán a ELECTROPERU, respecto del Plan de Inversiones 2013 – 2017; contenidos en el recurso de reconsideración interpuesto por Electricidad del Perú S.A. contra la Resolución N° 104-2016-OS/CD, por las razones señaladas en el numeral 2 de la parte considerativa de la presente resolución.

Artículo 2°.- Incorpórese los Informes N° 524-2016-GRT y N° 538-2016-GRT, como parte integrante de la presente Resolución.

Artículo 3°.- Las modifi caciones en la Resolución N° 104-2016-OS/CD, que aprobó el Plan de Inversiones 2017 – 2021, como consecuencia de lo dispuesto en la presente resolución, serán consignadas en resolución complementaria.

Artículo 4°.- La presente Resolución deberá ser publicada en el diario ofi cial El Peruano y consignada junto con los Informes a que se refi ere el artículo 2° precedente en la página Web de Osinergmin: www.osinergmin.gob.pe.

JESÚS TAMAYO PACHECO Presidente del Consejo Directivo

CONSIDERANDO:

Que, con fecha 31 de mayo de 2016, el Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (en adelante “Osinergmin”), publicó la Resolución N° 104-2016-OS/CD, mediante la cual, se aprobó el Plan de Inversiones en Transmisión para el período comprendido entre el 01 de mayo de 2017 al 30 de abril de 2021; contra la cual, el 21 de junio de 2016, la empresa Electrocentro S.A. (en adelante “ELECTROCENTRO”), dentro del término de ley, presentó recurso de reconsideración, siendo materia del presente acto administrativo el análisis y decisión de dicho recurso impugnativo, así como del escrito complementario al mencionado recurso, presentado el 06 de julio de 2016.

1. ANTECEDENTES

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

Que, el 21 de junio de 2016 la empresa ELECTROCENTRO ha presentado recurso de reconsideración impugnando la Resolución 104-2016-OS/CD (en adelante “RESOLUCIÓN”);

Que, conforme al procedimiento señalado anteriormente, los interesados debidamente legitimados tuvieron la oportunidad de presentar, hasta el 20 de julio de 2016, opiniones y sugerencias sobre los recursos de reconsideración recibidos por Osinergmin, siendo que el 6 de julio de 2016, se recibió el escrito complementario al recurso impugnativo de ELECTROCENTRO.

Que, el petitorio del recurso de ELECTROCENTRO comprende los siguientes extremos: 1. Modifi car las características del transformador de potencia de la SET Chilca.

2. Postergar la puesta en servicio de los proyectos aprobados del año 2017 al año 2018.

3. No corresponde asignar a ELECTROCENTRO proyectos que se ejecutarán dentro de instalaciones de Red de Energía del Perú S.A. (REP).

2.1 SOBRE MODIFICAR LAS CARACTERÍSTICAS DEL TRANSFORMADOR DE POTENCIA DE LA SET

CHILCA

Que, ELECTROCENTRO manifi esta que en la RESOLUCIÓN se aprobó la ejecución de la nueva SET Chilca con un transformador 60/10 kV de 30 MVA con código modular TP-060010-030SI3E y celdas conexas. Sin embargo, la referida subestación está prevista para suministrar energía eléctrica a la ciudad de Huancayo con un nivel de tensión de 10 kV y la zona rural en 13,2 kV;

Que, en tal sentido, ELECTROCENTRO solicita que se modifi quen las características del transformador de potencia, de tal manera que se considere tres devanados 60/13,2/10 kV;

Que, además, la recurrente manifi esta que la solicitud se fundamenta en el hecho que dentro de los elementos aprobados, se tiene una (01) celda de transformador y tres (03) celdas de alimentadores en el nivel de 13,2 kV.

Que, es del caso mencionar que de acuerdo al numeral 15.1 de la Norma Tarifas, los costos de inversión se determinan aplicando los Costos Estándares aprobados por Osinergmin;

Que, además, en el numeral 10.1 de la mencionada norma se señala que la defi nición de las tecnologías aplicables guarde compatibilidad con los Módulos Estándares;

Que, de otro lado, según el Código Nacional de Electricidad (Suministro 2011) la tensión de 13,2 kV no está normalizada para las redes de distribución trifásica, por lo que el crecimiento de la demanda en la zona rural de Huancayo debería ser atendido en el nivel de 22,9 kV, tensión que si está contemplada en el referido Código y que es compatible con las tensiones utilizadas en los Módulos Estándares de Inversión;

Que, por lo expuesto, teniendo en cuenta la normativa vigente, resulta pertinente modifi car los códigos modulares del transformador y de los elementos asociados al tercer devanado, de acuerdo a lo consignado en el cuadro mostrado en el numeral 2.1.2 del Informe N° 525-2016-GRT;

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

2.2 SOBRE POSTERGAR LA PUESTA EN SERVICIO DE LOS PROYECTOS APROBADOS DEL AÑO 2017 AL

AÑO 2018

Que, la recurrente señala que Osinergmin aprobó en la RESOLUCIÓN, treinta (30) elementos asignados a ELECTROCENTRO y que deben ser puestos en operación el año 2017;

Que, agrega que con la aplicación de la Ley N° 27293 y sus modifi catorias (Ley SNIP), los proyectos de los sistemas de transmisión que utilizan fondos del tesoro público deben adecuarse a los procedimientos establecidos en dicha norma;

Que, además menciona que el cumplimiento de los procesos establecidos en dicha norma, necesariamente se prolongarán los plazos de trámites de aprobación y ejecución de los proyectos;

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Que, en tal sentido, la recurrente solicita que, con relación a los elementos de los proyectos asignados a ELECTROCENTRO para el año 2017, se postergue su puesta en operación hasta el año 2018.

Que, Osinergmin, en cumplimiento de las funciones previstas en el numeral V) del literal a) del artículo 139 del RLCE es la entidad competente para aprobar el Plan de Inversiones, y planifi car la expansión de los sistemas de transmisión que pertenecen a un Área de Demanda, aprobando inversiones que se requiere y deben entrar en operación comercial dentro de un periodo regulatorio de cuatro años;

Que, para tales efectos, bajo criterios técnicos y económicos se realiza una evaluación de la necesidad y justifi cación técnica para la ejecución de las nuevas inversiones que son incorporadas en el Plan de Inversiones, siendo que esta aprobación no se sujeta a otro tipo de consideraciones, ni está subordinada a la aprobación o mandato de otra entidad;

Que, en ese sentido, cualquier modifi cación a los proyectos contemplados en el Plan de Inversiones debe obedecer a los criterios de efi ciencia recogidos en la LCE y la mejor asignación de recursos, en cumplimiento de las normas y principios que dirigen el accionar del Regulador;

Que, por consiguiente, si el sistema eléctrico requiere de la ejecución de una inversión para determinado año para atender las necesidades de la demanda y sostener la cargabilidad de instalaciones existentes en condiciones de calidad y confi abilidad, el Regulador no puede artifi cialmente modifi car el resultado y la opción técnica, para establecer que dicha inversión sea ejecutada en periodo posterior al que el sistema lo necesita; Que, la aprobación de las instalaciones en el Plan de Inversiones no está sujeta a las gestiones internas y procesos que dependen del propio obligado, para la defi nición del año en el cual debe entrar en servicio. En tal caso, deberán ser los procesos los que deben adecuarse y las gestiones internas acelerarse para cumplir con el objetivo de ejecución;

Que, además debe señalarse que el Plan de Inversiones, como en este caso, se aprobó en abril de 2016, y puede asignar obras para que se ejecuten en todo el año 2017, lo que le otorga a la empresa más de año y medio para lograr la ejecución, y de mediar justifi cación, en la etapa correspondiente, puede reprogramar la fecha prevista para su puesta en operación comercial, máxime si la demora recae en responsabilidad de terceros o por fuerza mayor califi cada;

Que, ELECTROCENTRO sustenta, que de acuerdo a sus procedimientos internos y requisitos necesarios para la aprobación de sus inversiones, le resultará imposible cumplir con el plazo. Como se ha indicado, ello representa actos de administración y gestión interna propia de su actividad, siendo la empresa responsable de actuar diligentemente y prever los mecanismos necesarios para evitar los tipos de contingencia que impliquen una vulneración a las normas vigentes y a sus obligaciones;

Que, por otro lado, respecto a que se afecta el principio de imparcialidad, cabe indicar que la normativa, incluso a nivel constitucional en el artículo 63 de nuestra Constitución, no hace distinción alguna entre empresas del estado y privadas, y prohíbe cualquier trato privilegiado, considerando que tienen la misma naturaleza empresarial, por lo que el Regulador no podría distinguir donde la norma no distingue, más aun si se trata de una distinción basada, en la difi cultad de gestión interna, alegando un hecho propio para justifi car un futuro incumplimiento;

Que, respecto a la supuesta afectación del principio de análisis de decisiones funcionales, que refi ere sobre el análisis económico que la entidad debe realizar respecto de las consecuencias que tendrán los actos que emite, tal como se ha señalado, Osinergmin debe observar sus obligaciones respecto de la aprobación del Plan de Inversiones y priorizar la atención de la demanda, toda vez que en caso contrario, podría presentarse una situación de desabastecimiento cuyo impacto grave repercute a la sociedad en su conjunto;

Que, en ese sentido, de la evaluación técnica y los resultados obtenidos, se concluye que para la mayoría de los proyectos bajo responsabilidad de ELECTROCENTRO, es factible postergar su puesta en operación para el año 2018, con excepción del proyecto que corresponde a la ampliación de capacidad de la SET San Francisco, dado que dicha subestación presenta sobrecarga a la fecha;

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

2.3 SOBRE LA PROCEDENCIA DE LOS NUEVOS PETITORIOS PRESENTADOS EN EL ESCRITO

COMPLEMENTARIO AL RECURSO DE RECONSIDERACION

Que, en la ampliación de su recurso de reconsideración, ELECTROCENTRO añadió nuevos petitorios, solicitando que los siguientes proyectos no se incluyan en el Plan de Inversiones: i) Segundo transformador 138/23/10 kV – 30 MVA y celdas conexas a la SET Huánuco, ii) Cambio de transformador 138/10 kV – 10 MVA por otro de 138/23/10 kV – 30 MVA (incluyendo celdas) en la SET Tingo María, y, iii) Segundo transformador 138/8/23/10 kV – 20 MVA y celdas conexas en la SET Tocache;

Que, manifestó que Osinergmin solo es competente para el planeamiento de la transmisión SST/SCT en defecto de la propuesta de los respectivos agentes, en la medida que el Plan de Inversiones en Transmisión no es parte de una planifi cación integral del sistema de transmisión del SEIN;

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Que, añadió que en el caso de las concesionarias de distribución, no existe norma legal que les atribuya la responsabilidad de ejecutar las inversiones asociadas a los requerimientos de terceros ajenos a sus sistemas eléctricos, o que faculte a Osinergmin asignarle la responsabilidad de ejecutar inversiones en las instalaciones de transmisión de la empresa concesionaria REP, siendo esta última la responsable del planeamiento de las inversiones en las instalaciones de transmisión, en virtud del contrato de concesión de la cual es titular; Que, reiteró que Osinergmin no puede asignarle proyectos asociados al Contrato de REP, pues cumplió con presentar su respectiva propuesta de Plan de Inversiones conforme a la Norma Tarifas; lo contrario signifi caría que potencialmente Osinergmin podría fi scalizar y eventualmente sancionar a ELECTROCENTRO por el incumplimiento de la ejecución de proyectos ajenos a su responsabilidad, y cuyo planeamiento y modalidad de ejecución son responsabilidad de terceros, como son REP y el Ministerio de Energía y Minas (MINEM), respectivamente;

Que, por ello, la recurrente señala que no corresponde asignar a ELECTROCENTRO los siguientes proyectos: • Segundo Transformador 138/23/10 kV – 30 MVA y celdas conexas en la SET Huánuco.

• Cambio de transformador 138/10 kV – 10 MVA por otro de 138/23/10 kV – 30 MVA (incluyendo celdas) en la SET Tingo María.

• Segundo transformador 138/23/10 kV – 20 MVA y celdas conexas en la SET Tocache.

Que, la Ley N° 27444, Ley del Procedimiento Administrativo General (“LPAG”), establece que el plazo máximo para interponer los recursos de reconsideración contra los actos administrativos que se considere que vulneran un derecho o interés de algún interesado es de quince (15) días hábiles, los cuales se contabilizan a partir de la publicación, en el diario ofi cial El Peruano, de la resolución materia de impugnación;

Que, según lo dispuesto en el artículo 131 de LPAG, los plazos se entienden como máximos y obligan por igual a la administración y a los administrados; asimismo, de acuerdo a lo establecido en los artículos 136 y 140 de la LPAG, el plazo legal de 15 días hábiles es perentorio e improrrogable y su vencimiento tiene como efecto el decaimiento del derecho. Las únicas excepciones a dicha regla, ocurren en caso existan situaciones de fuerza mayor, debidamente acreditadas, que no se han verifi cado en el presente procedimiento ni han sido alegadas por la recurrente;

Que, en tal sentido, la RESOLUCIÓN fue impugnada por ELECTROCENTRO el 21 de junio de 2016, es decir dentro del plazo legal, toda vez que la citada resolución fue publicada en el diario ofi cial El Peruano, el 31 de mayo de 2016;

Que, lo hasta aquí señalado consagra los principios generales de igualdad e imparcialidad, por los cuales todos los administrados merecen el mismo tratamiento dentro del marco del ordenamiento jurídico, al permitir y admitir a trámite y análisis de fondo todas las pretensiones formuladas dentro del plazo legal y desestimar las que se apartaron de dicho plazo; asimismo, el principio de preclusión, por cuanto al vencer un plazo se pierde y extingue la facultad otorgada al administrado, toda vez que existe un orden consecutivo del procedimiento para cada etapa del mismo;

Que, las pretensiones que sobre la RESOLUCIÓN se presenten, debieron ser formuladas dentro del plazo otorgado por Ley, y en caso alguna pretensión sea presentada fuera del plazo, legalmente resulta improcedente por extemporánea. Por tanto, existe una prohibición de hacer por vía indirecta, lo que se encuentra también prohibido por la vía directa;

Que, en consecuencia, el escrito de ampliación al recurso de reconsideración presentado por ELECTROCENTRO, el 5 de julio de 2016, en lo que respecta a la inclusión de petitorios que no formaron parte de la impugnación inicial, devienen en improcedente por extemporáneos;

Que, sin perjuicio de lo mencionado, es del caso mencionar que en relación a la afi rmación de que la ampliación de la capacidad de transformación de las subestaciones Huánuco, Tingo María y Tocache es responsabilidad de REP por ser la propietaria de dicha subestación, cabe señalar que de conformidad con la cláusula 8.5 del Contrato de Concesión de REP, es recién con la suscripción de la denominada Cláusula Adicional que dicha empresa es responsable por la ampliación de la capacidad de su sistema de transmisión. En tal sentido, con anterioridad a la suscripción de la Cláusula Adicional, REP no tiene el derecho/obligación frente al Estado Peruano de ejecutar Ampliación alguna, conforme lo establece el numeral 8.4 de su Contrato de Concesión de REP;

Que, en tal sentido, siendo que Osinergmin es responsable de aprobar las nuevas obras de transmisión eléctrica requeridas para cada Área de Demanda, corresponde incluir en el Plan de Inversiones, las obras que permiten expandir los sistemas de transmisión de REP, cuya responsabilidad de ejecución como se ha indicado, corresponden a la empresa concesionaria de distribución. Si en forma posterior, el MINEM licita el proyecto vía las normas de promoción de la inversión privada o suscribe con REP la Cláusula Adicional respectiva, automáticamente la responsabilidad de la empresa concesionaria de distribución quedará sin efecto;

Que, en consecuencia, este extremo del recurso de reconsideración, debe ser declarado improcedente. Que, se han emitido los informes N° 525-2016-GRT y N° 539-2016-GRT de la División de Generación y Transmisión Eléctrica y de la Coordinación Legal de la Gerencia de Regulación de Tarifas, respectivamente. Los mencionados

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informes complementan la motivación que sustenta la decisión de Osinergmin, cumpliendo de esta manera con el requisito de validez de los actos administrativos a que se refi ere el Artículo 3º, numeral 4, de la Ley 27444, Ley del Procedimiento Administrativo General; y,

SE RESUELVE:

Artículo 1°.- Declarar fundados en parte los extremos 1 y 2 del recurso de reconsideración interpuesto por Electrocentro S.A. contra la Resolución N° 104-2016-OS/CD, por las razones por las razones señaladas en los numerales 2.1.2 y 2.2.2 de la parte considerativa de la presente resolución.

Artículo 2°.- Declarar improcedente el extremo 3 del recurso de reconsideración interpuesto por Electrocentro S.A. contra la Resolución N° 104-2016-OS/CD, por las razones señaladas en el numeral 2.3.2 de la parte considerativa de la presente resolución.

Artículo 4°.- Las modifi caciones en la Resolución N° 104-2016-OS/CD, que aprobó el Plan de Inversiones 2017- 2021, como consecuencia de lo dispuesto en la presente resolución, serán consignadas en resolución complementaria.

CONSIDERANDO:

Que, con fecha 31 de mayo de 2016, el Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (en adelante “Osinergmin”), publicó la Resolución N° 104-2016-OS/CD, mediante la cual, se aprobó el Plan de Inversiones en Transmisión para el período comprendido entre el 01 de mayo de 2017 al 30 de abril de 2021; contra la cual, el 21 de junio de 2016, la empresa Electronorte S.A. (en adelante “ENSA”), dentro del término de ley, presentó recurso de reconsideración, siendo materia del presente acto administrativo el análisis y decisión de dicho recurso impugnativo.

1. ANTECEDENTES

Que, 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 modifi caciones;

Que, el 21 de junio de 2016 la empresa ENSA ha presentado recurso de reconsideración impugnando la Resolución 104-2016-OS/CD (en adelante “RESOLUCIÓN”);

Que, conforme al procedimiento señalado anteriormente, los interesados debidamente legitimados tuvieron la oportunidad de presentar, hasta el 20 de julio de 2016, opiniones y sugerencias sobre los recursos de reconsideración recibidos por Osinergmin, no habiéndose recibido ninguna relacionada con el recurso impugnativo de ENSA.

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

1. Se cambie la titularidad del transformador de 220/60/23 kV de 50 MVA, aprobado para la SET Chiclayo Sur a la empresa Red de Energía del Perú S.A.

2. Se cambie la titularidad del segundo transformador de 220/138/23 kV de 35 MVA, aprobado para la SET Carhuaquero a la empresa Electro Oriente S.A.

2.1 CAMBIAR LA TITULARIDAD DEL TRANSFORMADOR DE 220/60/23 KV DE 50 MVA, APROBADO PARA

LA SET CHICLAYO SUR A LA EMPRESA RED DE ENERGÍA DEL PERÚ S.A.

Que, ENSA señala que la responsabilidad de ejecución del transformador de 220/60/23 kV de 50 MVA, aprobado para la SET Chiclayo Sur, debe ser trasladada a la empresa Red de Energía del Perú S.A. (en adelante “REP”), titular de la SET 220 kV Reque (Chiclayo Sur), sustentando su pedido en el Acta de reunión de trabajo de fecha 12.04.2016, suscrita por los representantes del Ministerio de Energía y Minas (en adelante “MINEM”), la División de Generación y Transmisión Eléctrica de Osinergmin (en adelante “DGT”), REP, Distriluz y ENSA, donde se indica se acordó lo siguiente:

“El MINEM propone encargar a REP elaborar el Anteproyecto para instalar un nuevo transformador de 50 MVA (220/60/23 KV) en la subestación Reque de la concesión de REP (llamada Chiclayo Sur por ENSA). Estos trabajos se ejecutarían dentro del marco de ampliaciones del contrato de concesión de REP con el Estado Peruano.”

Que, según señala, en reciente reunión de trabajo, REP ha comunicado que viene culminando el Anteproyecto, el cual será presentado al MINEM, en el mes de setiembre del 2016, dentro de sus propuestas de inversión en transmisión;

Que, comunica que, con fecha 20.06.2016, dirigió al MINEM-DGE la Carta N° GR-0618-2016, donde solicita al MINEM la coordinación para la ejecución de este proyecto.

Que, el marco regulatorio vigente le otorga facultades a Osinergmin para planifi car la expansión de los sistemas de transmisión que pertenecen a un Área de Demanda, por tanto, el cumplimiento de dicha función no puede encontrarse limitada a determinados elementos que un distribuidor plantee en su propuesta;

Que, si bien el numeral V) del literal a) del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas (“RLCE”) ha establecido que los concesionarios deben presentar sus propuestas de Plan de Inversiones, éstas no se convierten en lo único en lo que debe ceñirse el Regulador, toda vez que deben evaluarse, entre otros, las alternativas más efi cientes, la coherencia y complementariedad con las propuestas de otras empresas, y las necesidades del sistema eléctrico de modo integral;

Que, como cualquier procedimiento administrativo iniciado a pedido de parte, que se encuentra regido por la Ley 2744 (“LPAG”), la propuesta debe ser evaluada por la autoridad administrativa competente, que no se limita a la actividad de mesa de partes, sino su actuación debe adecuarse a las fi nalidades de interés público asumidas por las normas sectoriales que otorgan las facultades al órgano emisor;

Que, al respecto, la Ley de Concesiones Eléctricas(“LCE”) establece que el precio por la prestación del servicio de transmisión eléctrica del SCT se encuentra sujeto a regulación tarifaria por parte de Osinergmin, debiéndose reconocer sólo costos efi cientes, de modo tal que se promueva la efi ciencia en el sector eléctrico;

Que, de acuerdo a ello, resulta indispensable que el Regulador verifi que la necesidad e idoneidad de las instalaciones propuestas por los concesionarios, con la fi nalidad de garantizar que el Plan de Inversiones incluya inversiones efi cientes y articuladas, y que son necesarias para el sistema de transmisión;

Que, una actuación en contrario, en donde Osinergmin no tenga la opción de revisar las propuestas de Plan de Inversiones, podría generar ventajas indebidas al poder incluir en la propuesta obras no requeridas por la demanda o sobredimensionadas; o se podría producir afectaciones en caso la propuesta sea insufi ciente o no cumpla con los estándares y restricciones previstos por el marco regulatorio, lo cual originaría defi ciencias en la calidad, continuidad y oportunidad del suministro de energía eléctrica;

Que, el marco regulatorio no restringe la posibilidad de que el Plan de Inversiones incluya instalaciones de transmisión con niveles de tensión iguales o superiores a los 138 kV, ni que pueda asignar a los responsables de su ejecución, si son necesarias en el Área de Demanda;

Que, la Norma Tarifas y Compensaciones de los SST y SCT establece en su artículo 12 que para la defi nición del Plan de Inversiones se considerará entre otros criterios específi cos, instalaciones con tensiones de 500 kV, 220 kV, 138 kV, 60 kV, 33 kV, 10 y 22,9 kV;

Que, en tal sentido, no cabe la distinción que plantea la recurrente si la norma no ha previsto distinción alguna, por lo que si el RLCE y la Norma Tarifas han establecido en forma genérica que el Plan de Inversiones está

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constituido por las instalaciones de transmisión requeridas por los Usuarios eléctricos en un Área de Demanda determinada, corresponde que se incluyan como proyectos de ejecución obligatoria, todas aquellas obras identifi cadas como necesarias por Osinergmin, con independencia de su nivel de tensión;

Que, por otra parte, el Plan de Inversiones no tendría utilidad, si los titulares que además presentaron propuestas, no serían los responsables de ejecutar los proyectos identifi cados como necesarios por Osinergmin, lo cual es concordante con el artículo 34 de la LCE, en donde se listan las obligaciones de las empresas que desarrollan la actividad de distribución eléctrica, entre las que destacan, garantizar la demanda para sus usuarios regulados por los siguientes veinticuatro (24) meses como mínimo; y la calidad del servicio que fi je su contrato de Concesión y las normas aplicables;

Que, en consideración a lo expuesto, los Distribuidores deben garantizar la cobertura a sus usuarios, que además de asegurarles el suministro, exige la calidad del servicio eléctrico, que no podría obtenerse, si no se cuenta con la ejecución de instalaciones de transmisión eléctrica dentro de sus Áreas de Demanda;

Que, en tal sentido, la recurrente incurre en error al afi rmar que Osinergmin sólo es competente para planear la transmisión de los SST/SCT en defecto de la propuesta, ya que el Regulador tiene la facultad para ampliar, reducir, corregir o adecuar la propuesta, con la fi nalidad de asegurarse que la misma sea acorde con el marco regulatorio; Que, con relación a la solicitud de la recurrente sobre que determinadas instalaciones las ejecute REP, como Ampliaciones a su Contrato, si bien dicha empresa cuenta con instalaciones de transmisión remuneradas por la demanda en diversas Áreas de Demanda del SEIN, la cláusula 8.1.4 del Contrato de Concesión REP establece de forma expresa que dicha empresa no será responsable por las necesidades de capacidad adicional del SEIN; Que, cabe precisar que el hecho de que REP no sea responsable por las ampliaciones de su Sistema de Transmisión, no signifi ca que Osinergmin se encuentre impedido de cumplir con su función de planifi car la expansión de dichos Sistemas de Transmisión, ya que al ubicarse las instalaciones de REP dentro de un Área de Demanda, necesariamente debe incluirse los proyectos identifi cados como necesarios para atender las necesidades de la demanda;

Que, el marco regulatorio tampoco limita la función de Osinergmin de planifi car la expansión de los sistemas eléctricos, ni impide se apruebe inversiones en los casos que la instalación a implementar deba conectarse a la instalación de un tercero, ya que en tales casos, el obligado puede acceder a dicha instalación, en virtud del principio del libre acceso previsto en la LCE;

Que, no compartimos lo señalado por la impugnante, en el sentido de considerar que REP tendría ganado un derecho de ampliar en todos los casos sus instalaciones, en razón de que el Contrato de Concesión de REP es explícito en señalar en su cláusula 8.1.5 que el Concedente podrá convenir con la Sociedad Concesionaria la ejecución de las Ampliaciones a través de una cláusula adicional al Contrato de Concesión de REP, momento a partir recién la Sociedad Concesionaria se encontrará recién obligada a ejecutar y poner en servicio dicha Ampliación; Que, como puede apreciarse, la ejecución de las Ampliaciones de los Sistemas de Transmisión de REP se sujetan al ámbito de voluntad de REP y del MINEM, vía Cláusula Adicional y determinadas formalidades, estas partes válidamente podrían suscribir o no el instrumento contractual;

Que, en tal sentido, la aplicación del principio de verdad material previsto en el numeral 1.11 del artículo IV del Título Preliminar de la LPAG, conlleva a que Osinergmin haya advertido toda la información disponible existente al momento de emitir su decisión, no encontrándose relacionada ninguna instalación que asignó, como parte de una Cláusula Adicional al Contrato de REP;

Que, por otra parte, mediante Carta GR-618-2016 de fecha 20 de junio de 2016, ENSA solicitó al MINEM, al amparo de lo dispuesto en el Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas, que el transformador de 220/60/23 kV de 50 MVA, aprobado para la SET Chiclayo Sur y el segundo transformador de 220/138/23 kV de 35 MVA sean licitados;

Que, no obstante, mediante Ofi cio N° 1318-2016/MEM/DGE, recibido el 18.07.2016, el MINEM ha manifestado a Osinergmin que a la fecha, la Dirección General de Electricidad viene evaluando con REP la realización de futuras ampliaciones entre las cuales menciona a la ampliación de la subestación Chiclayo Sur (Reque), para el cual señala que está evaluando la suscripción de una Adenda para la instalación de un transformador de 50 MVA. De igual forma, la DGE ha confi rmado que también viene evaluando si procede la licitación al amparo de las normas de promoción de la inversión privada, de los proyectos que las Distribuidoras han solicitado que se liciten, conforme lo establece el RLCE;

Que, en consecuencia, los argumentos de la recurrente sobre este extremo resultan infundados, no obstante, deberá declararse fundado en parte en el extremo que podrá retirarse de forma automática la asignación de responsabilidad del concesionario de ejecutar el proyecto previsto en el Plan de Inversiones, en el caso de que el proyecto asignado sea ejecutado en virtud de una Cláusula Adicional al Contrato de Concesión de REP o licitación pública;

2.2 CAMBIAR LA TITULARIDAD DEL SEGUNDO TRANSFORMADOR DE 220/138/23 KV DE 35 MVA,

APROBADO PARA LA SET CARHUAQUERO A LA EMPRESA ELECTRO ORIENTE S.A.

Que, ENSA señala que la responsabilidad de ejecución del segundo transformador de 220/138/23 kV de 35 MVA, aprobado para la SET Carhuaquero, debe ser trasladada a Electro Oriente S.A. (en adelante “ELOR”),

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sustentando su pedido en que, la atención de la demanda en 23 kV se resolverá en el corto plazo con la construcción de la LT 60 kV Cerro Corona - Chota y subestación Chota, proyecto que será fi nanciado por el MINEM, según Ofi cio 210-2016 MEM/DGER de fecha 11.03.2016, recibido el 22 de marzo 2016;

Que, ENSA señala haber dado respuesta al MINEM, aprobando el expediente técnico para el afi anzamiento del suministro a los sistemas eléctricos rurales de Chota, Cutervo, Hualgayoc y Santa Cruz al amparo del Convenio 012-2013-MEM, donde se establece que luego de la aprobación del expediente técnico, el MINEM realizará la transferencia de recursos para la ejecución de esta obra;

Que, ENSA añade, la implementación del segundo transformador de 220/138/23 kV de 35 MVA, tendrá como único benefi ciario a ELOR, quien en su propuesta inicial de Plan de Inversiones 2017-2021 incluyó la implementación de un transformador adicional al existente, tal como se observa en el Informe N° 082-2016-GART;

Que, comunica que, con fecha 20.06.2016, dirigió al MINEM-DGE la Carta N° GR-0618-2016, donde solicita al MINEM la coordinación para la ejecución de este proyecto.

Que, conforme se ha señalado, Osinergmin es la entidad competente para aprobar el Plan de Inversiones, para ello debe planifi car la expansión de los sistemas de transmisión que pertenecen a un Área de Demanda, identifi cando la necesidad y aprobando las inversiones resultantes para su ejecución;

Que, acorde con lo previsto en el artículo 34 de la LCE y el artículo 64 del RLCE, los Distribuidores deben garantizar la cobertura a sus usuarios, que además de asegurarles el suministro, exige la calidad del servicio eléctrico, que no podría obtenerse, si no se cuenta con la ejecución de instalaciones de transmisión eléctrica dentro de sus Áreas de Demanda, correspondiendo la ejecución de dichas obras a la Distribuidora asignada como titular del Área Demanda en donde se ubica el proyecto, según lo refi ere el área técnica;

Que, en tal sentido, en caso la ejecución de la obra benefi cie a los Usuarios de dos o más Distribuidoras, la asignación de responsabilidad del proyecto, conforme los criterios técnicos, debería ser a la empresa que en virtud de su derecho a la libre iniciativa privada, ha manifestado su intención de ejecutar el proyecto máxime si se trata de la empresa distribuidora en donde se ubicará el proyecto, lo que garantiza el principio de efi ciencia y efectividad; Que, de otra parte, en caso que ninguna de las empresas distribuidoras del Área de Demanda, manifi este su interés en desarrollar un proyecto que benefi cia a sus usuarios, la asignación de responsabilidad por la ejecución del proyecto, corresponde ser defi nida por Osinergmin, debiendo considerar entre otros criterios, los principios de actuación basado en análisis costo-benefi cios, análisis de decisiones funcionales, y de efi ciencia y efectividad, previstos en su Reglamento General;

Que, de acuerdo a ello, la titularidad del proyecto podría recaer, conforme al análisis técnico que se efectúe sobre el particular, en la Distribuidora que incurra en menores costos para su ejecución, con la fi nalidad de garantizar la operación del proyecto dentro de la oportunidad establecida por Osinergmin y el suministro eléctrico a los usuarios;

Que, en base al sustento presentado por ENSA respecto a la posibilidad de atender las cargas en 23 kV sistemas eléctricos de Carhuaquero desde la nueva SET Chota de 60/23/10 kV, se procede a realizar el análisis de los sistemas eléctricos de Carhuaquero, considerando que actualmente el devanado de 23 kV de la SET Carhuaquero de 220/138/23 kV de 35/32/3 MVA atiende a tres circuitos: Chongoyape (1,4 MW), Catache (0,9 MW) y Chiriconga (1,2 MW);

Que, se considera que el circuito Chongoyape continuará siendo atendido por la SET Carhuaquero y los otros dos circuitos se conectarán a la red en 23 kV con suministro desde la SET Chota (proyecto fi nanciado por la DGER/MEM, con puesta en operación comercial para el año 2018), desconectándose de la SET Carhuaquero; Que, el análisis eléctrico realizado en las condiciones más críticas del sistema (sin la Central Hidroeléctrica Las Pizarras de 20 MW) señala que el devanado en 23 kV de la SET Carhuaquero no presentará condiciones de sobrecarga en los próximos años, en tanto que, el devanado de 138 kV (desde el cual se alimenta a la ciudad de Jaén (ELOR), presentará una sobrecarga del 105% en el año 2021, razón por la cual, se requiere implementar un nuevo transformador de 220/138/23 kV de 35 MVA para ese año, en paralelo al existente; Que, cabe señalar que la afi rmación presentada por ENSA, en el sentido que la implementación del segundo transformador de 220/138/23 kV de 35 MVA, tendrá como único benefi ciario a ELOR, no se ajusta a la verdad, toda vez que ENSA tiene cargas en la SET Cutervo, la cual está conecta al enlace en 138 kV Carhuaquero - Espina Colorada - Cutervo - Nueva Jaén. En consecuencia, dicha carga será benefi ciada en los próximos años con el incremento de la capacidad de transformación en la SET Carhuaquero;

Que, por otra parte, en relación a la solicitud de cambio de titularidad a ELOR del transformador de 220/138/23 kV de 35 MVA, aprobado para la SET Carhuaquero, no corresponde aprobar la misma, toda vez que es el titular de la subestación (en este caso ENSA) quien tiene la responsabilidad de ampliar la capacidad de transformación de la misma, cuando la demanda lo requiera;

Que, considerando los aspectos técnico legales mencionados, se modifi ca la oportunidad de ingreso del transformador en análisis y se mantiene la titularidad del segundo transformador de 220/138/23 kV de 35 MVA de la SET Carhuaquero a ENSA;

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Que, en consecuencia, este extremo del recurso de reconsideración, debe ser declarado fundado en parte. Que, se han emitido los informes N° 526-2016-GRT y N° 540-2016-GRT de la División de Generación y Transmisión Eléctrica y de la Coordinación Legal de la Gerencia de Regulación de Tarifas, respectivamente. Los mencionados informes complementan la motivación que sustenta la decisión de Osinergmin, cumpliendo de esta manera con el requisito de validez de los actos administrativos a que se refi ere el Artículo 3º, numeral 4, de la Ley 27444, Ley del Procedimiento Administrativo General; y,

SE RESUELVE:

Artículo 1°.- Declarar fundados en parte los extremos 1 y 2 del recurso de reconsideración interpuesto por Electronorte S.A. contra la Resolución N° 104-2016-OS/CD, por las razones señaladas en los numerales 2.1.2 y 2.2.2 de la parte considerativa de la presente resolución.

Artículo 3°.- Las modifi caciones en la Resolución N° 104-2016-OS/CD, que aprobó el Plan de Inversiones 2017 – 2021, como consecuencia de lo dispuesto en la presente resolución, serán consignadas en resolución complementaria.

CONSIDERANDO:

Que, con fecha 31 de mayo de 2016, el Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (en adelante “Osinergmin”), publicó la Resolución N° 104-2016-OS/CD, mediante la cual, se aprobó el Plan de Inversiones en Transmisión para el período comprendido entre el 01 de mayo de 2017 al 30 de abril de 2021; contra la cual, el 21 de junio de 2016, la empresa Electronoroeste S.A. (en adelante “ENOSA”), dentro del término de ley, presentó recurso de reconsideración, siendo materia del presente acto administrativo el análisis y decisión de dicho recurso impugnativo.

1. ANTECEDENTES

Que, 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 modifi caciones;

Que, el 21 de junio de 2016 la empresa ENOSA ha presentado recurso de reconsideración impugnando la Resolución 104-2016-OS/CD (en adelante “RESOLUCIÓN”);

Que, conforme al procedimiento señalado anteriormente, los interesados debidamente legitimados tuvieron la oportunidad de presentar, hasta el 20 de julio de 2016, opiniones y sugerencias sobre los recursos de reconsideración recibidos por Osinergmin, no habiéndose recibido ninguna relacionada con el recurso impugnativo de ENOSA.

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

1. Retirar la titularidad de ENOSA del proyecto de ampliación de la SET Zorritos y SET Piura Oeste.

2. Reprogramar los proyectos previstos para el año 2017 al año 2018, las obras de 60 kV para el año 2019 y la ejecución de proyectos de 220 kV para el año 2020.

3. Reconocer el transformador de 4 MVA de la SET Tumbes 1.

4. Considerar la ubicación de la SET Piura Este adjunto a la SET Nueva Piura 500/220 kV, propuesta en el Plan de Transmisión.

5. Incluir en el Plan de Inversiones 2017-2021 la línea Piura Centro - Castilla de 60 kV

6. Corregir la descripción de la celda de línea de 60 kV, aprobada para la SET Morropón, indicando que será instalada en la derivación a Loma Larga, manteniéndose la conexión en T.

7. Reemplazar el transformador previsto a rotarse desde la SET Chulucanas a la SET Sechura, por el transformador de 60/10 kV de 7 MVA de la SET La Unión.

8. Incluir celda de transformador, celda de medición y celda de acoplamiento de 10 kV en la SET Tumbes. 9. Considerar un transformador de 220/60/23 kV en reemplazo del transformador de 220/60/10 kV, aprobado para

la SET Zorritos.

10. Incluir una celda de acoplamiento de 10 kV en la SET Sullana. 11. Retirar la celda de alimentador de 23 kV de la SET Grau. 12. Incluir una celda de medición de 23 kV en la SET Piura Este.

13. Incluir un banco de condensadores de 60 kV de 20 MVAR en la SET Paita Industrial.

2.1 RETIRAR LA TITULARIDAD DE ENOSA DEL PROYECTO DE AMPLIACIÓN DE LA SET ZORRITOS Y SET

PIURA OESTE

Que, ENOSA señala que Osinergmin le ha asignado la titularidad de los proyectos de ampliación de las SET´s Zorritos y Piura Oeste, con una nueva bahía de 100 MVA para el 2017;

Que, añade que no le corresponde la titularidad de los proyectos de ampliación de las SET MAT Zorritos y Piura Oeste, pues es la empresa Red de Energía del Perú S.A. (“en adelante REP”) quien bajo un contrato de concesión de transmisión especial (con RAG y RAA), tiene a cargo la administración, operación y mantenimiento de estas subestaciones y tiene el compromiso de presentar al Ministerio de Energía y Minas (“en adelante MINEM”) cada 2 años lo siguiente:

- Un programa de equipamiento del sistema de transmisión para garantizar la calidad, continuidad y oportunidad del servicio, para un horizonte de cinco años;

- Propuesta de inversiones para los siguientes dos años de instalaciones que estén incluidas en el programa de equipamiento, acompañado de los anteproyectos de ingeniería;

Que, señala que el MINEM autoriza a REP la ejecución de ampliaciones, mediante Adendas al Contrato, para lo cual solicita la opinión técnica previa del Osinergmin. Al respecto, señala que el 28 de julio del año 2006 se suscribió la Adenda con REP para ampliaciones que permitió la ejecución de obras de transmisión dentro del ámbito de la concesión de ETECEN y ETESUR;

Que, la SET Zorritos de 50/65 MVA opera en régimen ONAN, con un factor de uso de 88% y cuenta con una unidad de reserva de 50 MVA;

Que, asimismo, REP presentó el 30 de setiembre del año 2014 su plan de expansión del sistema de transmisión 2014 – 2023, en el cual recomendó ampliar la capacidad de transformación de la SET Zorritos con una nueva bahía de 220/60/10 kV de 50/65 MVA;

Que, actualmente el MINEM ha dispuesto para el corto plazo el cambio de operación ONAN a ONAF del transformador de la SET Zorritos y que se está gestionando la Adenda para la ampliación con bahía adicional de 50/65 MVA;

Que, la SET Piura Oeste de 200 MVA ha operado desde el año 2014 con un factor de uso de 104% y no cuenta con unidad de reserva, ni área disponible para una ampliación. Al respecto, señala que REP recomienda una nueva SET Valle del Chira de 100 MVA y el reemplazo de un transformador de 50 MVA de la SET Piura Oeste por uno de 100 MVA, y que el MINEM estaría evaluando la ampliación de la SET Piura Oeste con la rotación de un transformador de 100 MVA de reserva que tendrían en Lima;

Que, en el Plan de Inversiones 2017-2021 se consideró para ambas SET´s una bahía nueva con transformador de 100 MVA, a cargo de ENOSA para el año 2017; sin embargo, esta medida ocasionaría inconsistencias, dado que, entre otros, la demanda de clientes regulados en los próximos 10 años es solo de 96 MW y la inversión a cargo de ENOSA no cumpliría el plazo del 2017, por las gestiones de viabilidad del Sistema Nacional de Inversión Pública (SNIP) y fi nanciamiento del Fondo Nacional de Financiamiento de la Actividad Empresarial del Estado (FONAFE) vía fi deicomiso y normas de contratación estatal para su ejecución;

Que, no resulta conveniente asignar la titularidad de la ampliación de las SET’s Zorritos y Piura Oeste a ENOSA y sugiere considerar el compromiso del MINEM y REP para ejecutar este proyecto dentro de los