RESOLUCIÓN DE CONSEJO DIRECTIVO ORGANISMO SUPERVISOR DE LA INVERSIÓNEN ENERGÍA Y MINERÍA OSINERGMIN N OS/CD

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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 Regional de Servicio Público de Electricidad Electronorte Medio S.A. (en adelante “HIDRANDINA”), dentro del término de ley, presentó recurso de reconsideración, siendo materia del presente acto administrativo el análisis y decisión de dicho recurso impugnativo.

1. ANTECEDENTES

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

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

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

Que, el 21 de junio de 2016 la empresa HIDRANDINA ha presentado recurso de reconsideración (en adelante “RECURSO”) impugnando la Resolución 104-2016-OS/CD (en adelante “RESOLUCIÓN”), las cuales deben ser tramitadas como información complementaria y alegatos para mejor resolver;

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. Al respecto, el 20 de julio de 2016, HIDRANDINA presentó opiniones y sugerencias en relación al recurso impugnativo presentado por HIDRANDINA.

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2. EL RECURSO DE RECONSIDERACIÓN

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

1. Retirar las inversiones aprobadas en el Plan de Inversiones 2017-2021 para la SET Casagrande 01, SET Casagrande 02 y SET Paiján.

2. Cambiar el módulo estándar de la línea Santiago de Cao - Malabrigo de 138 kV, considerando fibra óptica OPGW y conductor ACAR de 253 mm².

3. Cambiar la potencia del transformador aprobado para la SET Malabrigo de 138/22,9/10 kV de 30 a 50 MVA.

4. Cambiar las características de la celda de transformador y celdas de alimentador en 23 kV, aprobadas para la SET Huamachuco, considerando celdas metal clad interior.

5. Implementar la SET Virú de 220/138/60 kV en reemplazo de la SET Porvenir 220/138 kV, aprobada en el Plan de Inversiones 2017-2021 y asignar a REP la implementación de un transformador de 220/138 kV de 100 MVA en la SET Trujillo Norte.

6. Incluir en el Plan de Inversiones 2017-2021, un transformador de 138/23/10 kV de 60 MVA, en reemplazo del transformador de 138/23/10 kV de 30 MVA, aprobado en el Plan vigente para la SET Trujillo Centro.

7. Incluir en el Plan de Inversiones 2017-2021, un transformador de 138/33/23 kV de 25/25/25 MVA y celdas asociadas para la SET Motil.

8. Reconsiderar la implementación de la nueva SET Huaraz Sur, así como las líneas en 66 kV Huaraz Oeste - Huaraz Sur y Huaraz Sur - Ticapampa.

9. Cambiar las características de las celdas de transformador medición y alimentador en 23 kV, aprobadas para la SET Carhuaz, considerando celdas metal clad interior.

10. Reconsiderar la implementación de un transformador de 66/22,9/13,8 kV de 9 MVA y celdas asociadas en 22,9 kV para la SET Caraz.

11. Reconsiderar el reforzamiento de la línea Huallanca - La Pampa de 66 kV debido al mal estado de sus componentes.

12. Reconsiderar la implementación de un transformador de 138/22,9/13,8 kV de 30 MVA en la SET Trapecio y desestimar la rotación del transformador de 138/13,8 kV de 26 MVA de la SET Chimbote Norte.

13. Retirar del Plan de Inversiones 2017-2021, el reforzamiento de la línea Cajamarca Norte - Cajamarca y el reforzamiento de la línea Cajamarca Norte - Derivación Moyococha, ambas de 60 kV.

14. Incluir en el Plan de Inversiones 2017-2021 un transformador de 60/22,9/13,8 kV de 30 MVA para la SET Moyococha.

15. Incluir configuración PI en el tramo Derivación Moyococha - Moyococha, en reemplazo de configuración T, aprobada en el Plan vigente.

16. Reconocer celda de transformador, celdas de medición y celdas de alimentador en la SET Chao y retirar del Plan de Inversiones 2017-2021, el transformador de 60/23/10 kV de 25 MVA, aprobado para la SET Virú.

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17. Reconsiderar la celda de transformador y celda de medición de 22,9 kV, aprobadas para la SET La Ramada, por tipo metal clad interior.

18. Reconocer la inversión para la rotación del transformador de reserva de 60/22,9/13,8 kV de 18/18/6 MVA de la SET Kiman Ayllu a la SET Chilete y la implementación de una celda de alimentador de 22,9 kV.

19. Reconocer la inversión de un nuevo transformador de reserva que cumpla el objetivo del transformador de la SET Kiman Ayllu, el cual será usado en la SET Chilete.

20. Reconocer celdas de línea-transformador, transformador, medición y alimentador en la nueva SET Salaverry y reconocer el enlace en 33 kV Huaca del Sol - Salaverry de 10 km de longitud.

21. Reconsiderar el transformador de 66/23 kV de 20 MVA, aprobado en el Plan de Inversiones 2017-2021 para la SET Pallasca, postergando su implementación para el año 2023.

22. Incluir en el Plan de Inversiones 2017-2021 un nuevo transformador de 138/22,9/13,8 kV de 12 MVA y celdas asociadas, para la SET San Jacinto.

23. Reconsiderar la celda de alimentador de 10 kV, aprobada para la SET Pacasmayo, por una celda de tipo metal clad interior e incluir una celda de transformación de 22,9 kV.

24. Corregir la titularidad del transformador de 220/60/10 kV de 50 MVA, aprobado en el Plan de Inversiones 2017-2021 para la SET Guadalupe.

25. Retirar las celdas de alimentador de 10 kV, aprobadas para la SET Trujillo Norte y aprobar 02 celdas de alimentador de 22,9 kV.

26. Retirar la aprobación de una nueva línea Trujillo Norte - Trujillo Noroeste de 138 kV. 27. Implementar una nueva línea Porvenir - Trujillo Sur de 138 kV y retirar el reforzamiento

de la línea existente.

28. Retirar 02 celdas de alimentador de 10 kV, aprobadas en el Plan de Inversiones 2017-2021 para la SET Trujillo Sur.

29. Incluir en el Plan de Inversiones 2017-2021 un transformador de 138/22,9/13,8 kV de 40 MVA para la SET Chimbote Norte, en reemplazo del transformador de 138/22,9/13,8 kV de 30 MVA, aprobado en el Plan vigente.

30. Solicitud extemporánea referida a la nueva línea Trujillo Norte - Porvenir de 138 kV, aprobada en el Plan vigente.

2.1 RETIRAR LAS INVERSIONES APROBADAS EN EL PLAN DE INVERSIONES 2017-2021 PARA LA SET CASAGRANDE 01, SET CASAGRANDE 02 Y SET PAIJÁN

2.1.1 SUSTENTO DEL PETITORIO

Que, se debe retirar el banco de condensadores de 10 kV de 2x1,2 MVAR aprobado para la SET Casagrande 01 y dejar sin efecto la rotación del transformador de reserva de 34,5/10 kV de 15 MVA, desde la SET Malabrigo a la SET Casagrande 01, considerando que las cargas del Parque Industrial Pasco y Grupo Gloria La Pascona, se

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encuentran a 20 km de la SET Casagrande 01, razón por la cual serán atendidas desde la SET Trujillo Norte;

Que, en relación a la SET Casagrande 02, se debe reconocer la inversión para la rotación del transformador de 33/13,8 kV de 2 MVA, rotado desde la SET Otuzco e implementación de celdas de transformador en la SET Casagrande 2, que incluye gastos para transporte, adecuación, obras civiles y pruebas eléctricas;

Que, de acuerdo a la evaluación de la demanda proyectada se ha determinado que para el período 2017-2021 no se presentarían problemas de sobrecarga en la SET Casagrande 02, por lo que se debe continuar operando con el transformador existente de 8,4 MVA;

Que, se debe reconocer la inversión para la rotación del transformador de reserva de 34,5/10 kV de 12 MVA, a rotar de la SET Guadalupe a la SET Paiján, que incluye gastos para transporte, adecuación, obras civiles y pruebas eléctricas, y postergar la fecha de rotación del transformador para el año 2017, considerando que el Alta de la SET Chepén (Guadalupe-2) fue en el mes de febrero de 2016.

2.1.2 ANÁLISIS DE OSINERGMIN

Que, con el traslado de las cargas productivas Parque Industrial Pasco y Grupo Gloria La Pascona desde la SET Casagrande 01 a la SET Trujillo Norte, se evitaría 1) la rotación del transformador de reserva de 34,5/10 kV de 15 MVA de la SET Malabrigo a la SET Casagrande 01 y 2) la implementación del banco de condensador en la SET Casagrande 01;

Que, de acuerdo a los resultados de las simulaciones de flujo de carga del sistema, resulta innecesaria la implementación de los bancos de condensadores en las SET’s Casagrande 02 y Paiján, por lo que se procede a retirar dichos bancos y celdas asociadas del Plan de Inversiones 2017-2021;

Que, respecto a la SET Casagrande 02, no se requiere efectuar la rotación del transformador de 33/13,8 kV de 2 MVA de la SET Otuzco en razón a que el cliente libre Casagrande dejaría de consumir 2,5 MW en la SET Casagrande 02, con lo cual el transformador existente podrá atender la demanda hasta el año 2025. En ese sentido, se deja sin efecto la rotación y se retira las celdas asociadas;

Que, respecto al reconocimiento de la inversión para la rotación del transformador de 33/13,8 kV de 2 MVA de SET Otuzco, no corresponde realizar el análisis, toda vez que, según lo mencionado en el párrafo anterior, se está desestimando dicha rotación;

Que, sin perjuicio de lo anterior, cabe señalar que el reconocimiento de inversiones asociados a la fijación de los costos de los Elementos, no se encuentra dentro del alcance del proceso de aprobación del Plan de Inversiones, siendo los costos publicados en la RESOLUCION únicamente referenciales;

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Que, respecto a la postergación de la fecha de rotación del transformador de reserva de 34,5/10 kV de 12 MVA, desde la SET Guadalupe a la SET Paiján, para el año 2017, en el Plan de Inversiones 2013-2017, Osinergmin no aprobó dicha rotación. No obstante, se está considerando dicha rotación para el Plan de Inversiones 2017-2021, prevista para el año 2017;

Que, en consecuencia, este extremo del recurso de reconsideración, debe ser declarado fundado en parte, debido a que se retiran los bancos de condensadores y celdas asociadas de las SET’s Casagrande 01, Casagrande 02 y Paiján y se desestima el reconocimiento de la inversión para la rotación del transformador de la SET Guadalupe a la SET Paiján.

2.2 CAMBIAR EL MÓDULO ESTÁNDAR DE LA LÍNEA SANTIAGO DE CAO - MALABRIGO DE 138 KV, CONSIDERANDO FIBRA ÓPTICA OPGW Y CONDUCTOR ACAR DE 253 MM²

Que, se debe cambiar el módulo estándar de la línea Santiago de Cao - Malabrigo (LT-138COR0PMS0C1240A), considerando un conductor de tipo ACAR 253 mm², debido a su mayor capacidad y mejor comportamiento en la zona del proyecto;

Que, se debe considerar la instalación de cable OPGW de 87 mm² con 24 hilos de fibra óptica, en base al Decreto Supremo N° 034-2010-MTC, a la Ley de Promoción de la Banda Ancha y Construcción de la Red Dorsal Nacional de Fibra Óptica (Ley N° 29904) y al Decreto Supremo N° 014-2013-MTC, los cuales son de cumplimiento obligatorio.

Que, de acuerdo a lo indicado en el numeral 12.1.8.b de la NORMA TARIFAS, para el dimensionamiento de líneas de transmisión se debe determinar la sección óptima del conductor y que las secciones a tomarse en cuenta en este análisis deben corresponder a las características y secciones de conductor consideradas en los Módulos Estándares establecidos por Osinergmin, ello debido a que la Base de Datos de los Módulos Estándares (BDME) contienen las secciones de conductor que resultaron óptimos luego de haber realizado los cálculos justificativos (mecánicos y eléctricos). En ese sentido, no corresponde modificar el módulo estándar aprobado para la línea Santiago de Cao - Malabrigo;

Que, sin perjuicio de lo anterior, cabe señalar que el conductor AAAC de 240 mm², aprobado para la línea Santiago de Cao - Malabrigo, permite una capacidad de transmisión de 80 MW aproximadamente y que, considerando que el sistema tendrá una demanda de 50 MW al año 2046, la sección establecida es ampliamente suficiente;

Respecto a la instalación de cable OPGW de 87 mm² con 24 hilos de fibras ópticas, este aspecto ya fue tratado en el proceso de modificación del Plan de Inversiones 2013-2017, en el cual se señaló que los costos de módulos estándares de inversión en transmisión, que aprueba Osinergmin, se han establecido para la determinación de las

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tarifas y compensaciones que son fijadas dentro del marco de la LCE, Ley N° 28832, sus reglamentos y demás normativa aplicables en el sector eléctrico, por las instalaciones que se construyan para la prestación del servicio de transmisión eléctrica. Dichos módulos estándares contienen el componente de “telecomunicaciones” necesario para la prestación del servicio de transmisión eléctrica y que, por tanto, el cable de guarda tipo OPGW con fibra óptica que se instale donde corresponda, en cumplimiento del referido Decreto Supremo N° 034-2010-MTC y posteriores dispositivos que instrumentalizan esta iniciativa, será reconocido a través del servicio público de conectividad de banda ancha y de telecomunicaciones; según los criterios, procedimiento y condiciones que se establecen en el Reglamento de la Ley N° 29904, aprobado mediante Decreto Supremo N° 014-2013-MTC. En ese sentido, no corresponde considerar el cable OPGW de 87 mm² con 24 hilos de fibra óptica;

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

2.3 CAMBIAR LA POTENCIA DEL TRANSFORMADOR APROBADO PARA LA SET MALABRIGO DE 138/22,9/10 KV DE 30 A 50 MVA

Que, se debe cambiar la potencia del transformador de la nueva SET Malabrigo de 138/22,9/10 kV de 04 devanados de 30 a 50 MVA, dado que para realizar el Alta de un Elemento, este debe estar debidamente aprobado en el Plan de Inversiones, conforme se indica en el Artículo 5°, numeral 5.1, de la Norma “Procedimiento de Altas y Bajas en Sistemas de Transmisión Eléctrica de SST y/o SCT”, aprobada por Resolución N° 018-2014-OS/CD;

Que, la División de Supervisión de Electricidad (ex Gerencia de Fiscalización Eléctrica - GFE) de Osinergmin es muy escrupulosa en ceñirse a lo aprobado, lo cual se demuestra en la formulación y suscripción de las Actas de Puesta en Servicio.

Que, HIDRANDINA solicitó en su propuesta final de Plan de Inversiones 2017-2021, un transformador de 138/22,9/10 kV de 30 MVA para la nueva SET Malabrigo y que en etapas posteriores a dicha propuesta, no solicitó el cambio de la potencia del transformador en análisis;

Que, no obstante, de la revisión de la potencia aprobada para el transformador, se observa que con ella se cubrirá la demanda hasta el año 2030 (adelanto de capacidad por 14 años y estandarización de potencias), mientras que, de contar con 50 MVA, se cubriría la demanda hasta el año 2042, por lo que no resultaría muy conveniente el adelanto de capacidad por 26 años y concentrar carga en un solo punto;

Que, respecto a la solicitud de considerar un transformador de 04 devanados para la nueva SET Malabrigo, cabe señalar que HIDRANDINA no ha presentado sustento

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alguno que justifique la necesidad del cuarto devanado, razón por la cual, a falta de mayor argumento, se procede a desestimar dicha solicitud;

Que, respecto al sustento señalado por HIDRANDINA en relación a que para realizar el Alta de un Elemento, éste debe estar debidamente aprobado en el Plan de Inversiones, si bien dicha afirmación es correcta; no resulta de aplicación para el presente análisis, toda vez que la misma no es condición para que la solicitud sea aprobada o denegada;

Que, por lo descrito, se mantiene la potencia del transformador aprobado en el Plan de Inversiones 2017-2021 de 30 MVA y se desestima la solicitud de un cuarto devanado para el mismo;

2.4 CAMBIAR LAS CARACTERÍSTICAS DE LA CELDA DE TRANSFORMADOR Y CELDAS DE ALIMENTADOR EN 23 KV, APROBADAS PARA LA SET HUAMACHUCO, CONSIDERANDO CELDAS METAL CLAD INTERIOR

Que, para comprobar la conveniencia económica de utilizar celdas al interior, HIDRANDINA realizó evaluaciones económicas en cada uno de los proyectos, demostrando que, en el horizonte de evaluación, las celdas al interior se constituyen como los equipos más adecuados debido a que la diferencia en costos de inversión respecto a las celdas al exterior son ínfimas y su instalación no requiere obras civiles, siendo de fácil instalación y que los costos de mantenimiento para este tipo de equipos son menores;

Que, las razones técnicas para optar por esta alternativa son: La fabricación de equipos para celdas al exterior en 22,9 kV está descontinuada en el mercado y las celdas al interior constituyen tecnología de vanguardia; las celdas al interior ocupan espacios más pequeños en comparación con las celdas tipo exterior y en una determinada área se pueden disponer de mayor cantidad de unidades de reserva disponibles que en el caso de una celda exterior; los equipos convencionales de uso exterior ocupan demasiado espacio y requieren mayor cantidad de obras civiles, implicando en conjunto un costo mayor frente las celdas de uso interior.

Que, resulta válido el sustento presentado por HIDRANDINA, razón por la cual se procede a cambiar las características de las celdas solicitadas;

Que, considerando que en la SET Huamachuco de 60/23 kV, todas las celdas de 23 kV deben ser de tipo metal clad interior, se procede a cambiar la característica de la celda de medición de 23 kV;

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Que, no obstante, cabe precisar que para los casos donde se presenten diferencias no significativas entre las características técnicas de las instalaciones aprobadas en el Plan de Inversiones y las puestas en operación comercial, su evaluación se realiza en el proceso de liquidación anual de ingresos, según lo dispone el literal f) del Artículo 139° del RLCE;

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

2.5 IMPLEMENTAR LA SET VIRÚ DE 220/138/60 KV EN REEMPLAZO DE LA SET PORVENIR 220/138 KV, APROBADA EN EL PLAN DE INVERSIONES 2017-2021 Y ASIGNAR A REP LA IMPLEMENTACIÓN DE UN TRANSFORMADOR DE 220/138 KV DE 100 MVA EN LA SET TRUJILLO NORTE

Que, respecto a la SET Porvenir 220/138 kV, aprobada en el Plan de Inversiones 2017-2021, si bien resulta importante para el desarrollo del sistema eléctrico Trujillo urbano, su aprobación cuenta con inconsistencias técnicas, dado que la LT 220 kV Trujillo – Chimbote es considerada como parte del sistema de transmisión troncal regional y según el Procedimiento Técnico COES PR-20, no se podría seccionar la línea mencionada en menos de 30 km desde un extremo;

Que, de ocurrir una falla en la SET Trujillo Norte, como ocurrió el 24 de agosto de 2013, la ampliación de la SET Porvenir propuesta por Osinergmin, no soportaría toda la carga del sistema en 138 kV de Trujillo (que a la fecha supera los 120 MW), colapsando dicho sistema;

Que, para cumplir con el Plan de Inversiones y atender el crecimiento de la demanda eficientemente, HIDRANDINA ha evaluado y determinado una mejor opción, que consiste en descongestionar la SET Trujillo Norte, pasando las cargas de las SET’s Virú y Chao, sistema radial en 60 kV, a la nueva SET Virú de 220/60/23 kV de 100 MVA, ubicada a 75 km de Chimbote, alternativa que consiste en seccionar la LT 220 kV Chimbote 1 - Trujillo Norte a 58 km de Trujillo Norte, lo cual permitirá descargar la SET Trujillo Norte en 22 MW (año 2017) y en 30 MW aproximadamente en el año 2020, mejorando la regulación en 60 kV, con lo cual ya no sería necesario el banco de condensadores en la SET Chao;

Que, en el Anexo 02 que forma parte integrante de su recurso, HIDRANDINA adjunta el archivo DigSilent y el plano de ubicación propuesto de la nueva SET Virú;

Que, con la implementación de esta instalación, se debe retirar del Plan de Inversiones 2017-2021, el transformador de 60/23/10 kV de 25 MVA aprobado en la SET Virú para el 2018 y el banco de condensadores de 2x1,2 MVAr, aprobado para la SET Chao;

Que, en base a la página 66 del Informe N° 337-2016-GRT (Análisis de las opiniones y sugerencias a la prepublicación presentada por ISA-REP sobre su opinión única), solicita asignar a REP la implementación de un transformador 220/138 kV en la SET

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Trujillo Norte, precisando que, de acuerdo a la proyección presentada y descargando dicha subestación con las SET’s Virú y Chao, se requeriría aproximadamente para el año 2021.

Que, considerando las inconsistencias técnicas descritas por HIDRANDINA en su recurso de reconsideración para implementar la nueva SET Porvenir 220/138 kV, y en base a lo descrito en el numeral 12.1.7 de la NORMA TARIFAS, corresponde evaluar otras alternativas de inversión que permitan cumplir con el objetivo del proyecto aprobado;

Que, se ha revisado el sustento de HIDRANDINA en relación a la nueva SET Virú de 220/60/23 kV de 100 MVA y, bajo esta propuesta, se ha analizado el sistema eléctrico en 138 kV de Trujillo y el eje de 60 kV Huaca del Sol - Virú - Chao, considerando criterios de confiabilidad en la ciudad de Trujillo (n-1 en líneas de 138 kV), determinándose lo siguiente:

- Se retira del Plan de Inversiones 2017-2021, la implementación de la SET Porvenir 220/138/10 kV y celdas asociadas;

- Se prevé la implementación para el año 2021 de un autotransformador de 220/138 kV de 100 MVA en la SET Trujillo Norte;

- Se prevé el reforzamiento de la línea Trujillo Norte - Trujillo Noroeste de 138 kV de 240 a 300 mm2 AAAC. Con el reforzamiento de esta línea, no resulta necesario el reforzamiento de la línea Porvenir - Trujillo Sur de 138 kV, por lo cual se procede a retirar dicho reforzamiento del Plan de Inversiones 2017-2021.

- Se implementa la SET Virú Nueva de 220/138/60 kV de 120 MVA en el año 2020. Esta subestación permitirá atender la demanda de Virú, Chao y Huaca del Sol en 60 kV, así como afianzar la SET Trujillo Sur con la reconversión de 60 a 138 kV de la línea Virú - Trujillo Sur de 60 kV.

- Se mantiene el banco de condensadores de 2x1,2 MVAr, aprobado para la SET Chao, en razón a que la SET Virú nueva será implementada recién el año 2020.

Que, considerando la propuesta anterior, corresponde el retiro de las siguientes inversiones, aprobadas en el Plan de Inversiones 2017-2021:

- Reforzamiento de la línea Porvenir - Trujillo Sur de 185 a 300 mm2. - LT de 138 kV Trujillo Norte-Trujillo Nor Oeste.

Que, respecto a asignar a REP la implementación del autotransformador de 220/138 kV de 100 MVA en la SET Trujillo Norte, no corresponde dicha asignación dado que REP, bajo los términos de su Contrato de Concesión, no es competente para desarrollar proyectos encargados vía el Plan de Inversiones;

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Que, corresponde mantener la titularidad del mencionado autotransformador de la SET Trujillo Norte para HIDRANDINA, toda vez que es el concesionario de distribución quien tiene la responsabilidad de ampliar la capacidad de transformación de una subestación ante requerimientos de demanda, de modo que se atienda oportunamente la misma;

Que, el marco regulatorio vigente le otorga facultades a Osinergmin para planificar 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 eficientes, 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 finalidades 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 eficientes, de modo tal que se promueva la eficiencia en el sector eléctrico;

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

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 insuficiente o no cumpla con los estándares y restricciones previstos por el marco regulatorio, lo cual originaría deficiencias 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;

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que para la definición del Plan de Inversiones se considerará entre otros criterios específicos, 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 constituido por las instalaciones de transmisión requeridas por los Usuarios eléctricos en un Área de Demanda determinada, corresponde que se incluyan como proyectos de ejecución obligatoria, todas aquellas obras identificadas como necesarias por Osinergmin, 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 identificados 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 fije 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 afirmar 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 finalidad de asegurarse que la misma sea acorde con el marco regulatorio;

Que, con relación a la solicitud de la recurrente de 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 significa que Osinergmin se encuentre impedido de cumplir con su función de planificar 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 identificados como necesarios para atender las necesidades de la demanda;

Que, el marco regulatorio tampoco limita la función de Osinergmin de planificar la expansión de los sistemas eléctricos, ni impide se apruebe inversiones en los casos que la instalación a implementar deba conectarse a la instalación de un tercero, ya que en

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tales casos, el obligado puede acceder a dicha instalación, en virtud del principio del libre acceso previsto en la LCE;

Que, no compartimos la opinión de 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, 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;

Que, en consecuencia, este extremo del recurso de reconsideración, debe ser declarado fundado en parte, debido a que se aprueba la nueva SET Virú de 220/60/23 kV de 100 MVA en reemplazo de la SET Porvenir 220/138 kV y se desestima el retiro del transformador de 60/23/10 kV de 25 MVA aprobado en la SET Virú y el banco de condensadores de 2x1,2 MVAr, aprobado para la SET Chao.

Que, finalmente, respecto de los nuevos proyectos identificados en la presente resolución, en caso Hidrandina considere que los mismos deben ser licitados, corresponde que su solicitud sea presentada dentro del plazo establecido en numeral VI.2) del literal d) del artículo 139° del RLCE;

2.6 INCLUIR EN EL PLAN DE INVERSIONES 2017-2021, UN TRANSFORMADOR DE 138/23/10 KV DE 60 MVA, EN REEMPLAZO DEL TRANSFORMADOR DE 138/23/10 KV DE 30 MVA, APROBADO EN EL PLAN VIGENTE PARA LA SET TRUJILLO CENTRO

Que, se debe incluir en el Plan de Inversiones 2017-2021, un transformador de 138/23/10 kV de 60 MVA, con 04 devanados, en reemplazo del transformador de

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138/23/10 kV de 30 MVA, aprobado en el Plan vigente para la SET Trujillo Centro, dado que para realizar el Alta de un Elemento, este debe estar debidamente aprobado en el Plan de Inversiones, conforme se indica en la Norma “Procedimiento de Altas y Bajas en Sistemas de Transmisión Eléctrica de SST y/o SCT”, aprobado por Resolución Nº 018-2014-OS/CD;

Que, la División de Supervisión de Electricidad del Osinergmin es muy escrupulosa en ceñirse a lo aprobado, lo cual se demuestra en la formulación y suscripción de las Actas de Puesta en Servicio;

Que, el Informe N° 337-2016-GRT, debe incluir el transformador solicitado como “INVERSIONES NO INCLUIDAS EN EL PLAN DE INVERSIONES 2013-2017 JUSTIFICADAS PONERSE EN SERVICIO HASTA ANTES DE MAYO 2017”.

Que, HIDRANDINA no incluyó en su propuesta final del proceso para la aprobación del Plan de Inversiones 2017-2021, el requerimiento de cambio de potencia del transformador de 138/23/10 kV de 30 MVA, aprobado en el Plan de Inversiones 2013-2017 para la SET Trujillo Centro;

Que, sin embargo, mediante Carta N° GR/F-0820-2016, recibida el 16 de mayo de 2016 (a 15 días de la publicación de la RESOLUCIÓN), HIDRANDINA solicitó considerar un transformador de 138/23/10 kV de 60 MVA en reemplazo del transformador aprobado de 30 MVA para la SET Trujillo Centro;

Que, al tratarse de un Elemento aprobado en el Plan de Inversiones 2013-2017 y considerando que el sustento presentado por HIDRANDINA no correspondía a aspectos considerados en el numeral 5.7.2 de la NORMA TARIFAS, se indicó que no correspondía en el presente proceso abordar sobre este tema, dado que, de haberse producido cambios en la características respecto a lo aprobado en el Plan de Inversiones que impliquen mayor costo, estos podían ser sustentados y solicitada su aprobación, previo análisis, en el proceso de liquidación anual de ingresos por el servicio de transmisión de los SST y SCT;

Que, respecto a la solicitud de un cuarto devanado para el transformador en análisis, HIDRANDINA no ha presentado sustento alguno que justifique la necesidad de dicho devanado, razón por la cual, a falta de mayor argumento, se procede a desestimar dicha solicitud;

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2.7 INCLUIR EN EL PLAN DE INVERSIONES 2017-2021, UN TRANSFORMADOR DE 138/33/23 KV DE 25/25/25 MVA Y CELDAS ASOCIADAS PARA LA SET MOTIL

Que, el transformador solicitado permitirá atender las factibilidades y nuevas demandas de la zona, considerando que la DGER/MEM ha venido desarrollando proyectos de electrificación rural en 23 kV en las zonas de Otuzco, Florida y Charat;

Que, las evaluaciones realizadas por Osinergmin, incluyen un transformador 138/33/23 kV de 25 MVA, tal como se puede verificar en el Informe N° 337-2016-GRT, Anexo D, Diagrama unifilar de la alternativa seleccionada según análisis de Osinergmin (páginas N° 84, 88, 92 y 96) y en la carpeta 03Area03 (01 Formularios, 02 Análisis Eléctrico, 03 Evaluación Mínimo Costo);

Que, en la SET Motil no existe actualmente un transformador de 25 MVA, tal como se muestra en el formulario F-202 del archivo F02_F-200_AD03.xlsx (carpeta 02SER);

Que, con la implementación de la nueva SET Motil, ya no se requiere los bancos de condensadores de 33 kV de 1x1,2 MVAr, aprobados en el Plan de Inversiones 2017-2021 para las SET’s Florida y Otuzco.

Que, en efecto, como resultado del análisis realizado por Osinergmin para el Plan de Inversiones 2017-2021, se determinó la necesidad de ampliar la capacidad de transformación de la SET Motil de 138/33/23 kV a través del reemplazo del transformador existente de 13,4 MVA por un transformador de 138/33/23 kV de 25 MVA. Sin embargo, se verifica que dicho transformador y sus celdas asociadas, no fueron incluidos en el Plan de Inversiones 2017-2021;

Que, se procede a corregir dicha omisión, incorporando dicho transformador y sus celdas asociadas al Plan de Inversiones 2017-2021;

Que, considerando que la tensión en la barra de la SET Motil es de 34,5 kV, se ha actualizado los flujos de carga del sistema, verificándose que no serán necesarios los bancos de condensadores en 33 kV, aprobados para las SET´s Florida y Otuzco;

2.8 RECONSIDERAR LA IMPLEMENTACIÓN DE LA NUEVA SET HUARAZ SUR, ASÍ COMO LAS LÍNEAS EN 66 KV HUARAZ OESTE - HUARAZ SUR Y HUARAZ SUR - TICAPAMPA

Que, en la actual SET Huaraz no es posible instalar un transformador de mayor potencia, debido a que físicamente no existe espacio disponible para ampliar el patio

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de llaves y las áreas circundantes son propiedad de terceros, inaccesibles al trato de compra venta;

Que, en el Anexo 03 que forma parte integrante de su recurso, HIDRANDINA adjunta vistas fotográficas de la SET Huaraz.

Que, en efecto, no es factible ampliar la SET Huaraz existente por límites de espacio para instalar Elementos adicionales como celdas; en consecuencia, se procederá a incorporar en el Plan de Inversiones 2017-2021 la SET Huaraz Sur de 66/23/13,8 kV de 20 MVA, que permitirá atender la demanda en 13,8 kV y las cargas sub-urbanas y rurales ubicadas fuera de la ciudad de Huaraz en 23 kV;

Que, dado que en su propuesta de Plan de Inversiones 2017-2021, HIDRANDINA propuso el retiro de la línea Deriv. Pierina - Ticapampa de 66 kV, aprobada en el Plan vigente, en función a la aprobación de la SET Huaraz Sur y dado que en el Informe Técnico N° 337-2016-GRT, erróneamente se retiró del Plan vigente dicha línea, a pesar de no haber sido aprobada la SET Huaraz Sur, corresponde aprobar la línea Huaraz Sur - Ticapampa de 66 kV en el Plan de Inversiones 2017-2021, con lo cual se tendrá el enlace Huaraz Oeste - Huaraz Sur - Ticapampa en reemplazo del enlace Deriv. Pierina – Ticapampa;

Que, se retira del Plan de Inversiones 2017-2021, el transformador de 66/23/13,8 kV de 30 MVA y celdas asociadas, aprobadas para la SET Huaraz existente, así como la rotación del transformador de 66/13,8 kV de 20 MVA de la SET Huaraz a la SET Caraz;

2.9 CAMBIAR LAS CARACTERÍSTICAS DE LAS CELDAS DE TRANSFORMADOR MEDICIÓN Y ALIMENTADOR EN 23 KV, APROBADAS PARA LA SET CARHUAZ, CONSIDERANDO CELDAS METAL CLAD INTERIOR

Que, el sustento descrito en la sección 2.4.1 de la presente resolución es aplicable para el presente extremo;

Que, se debe reconocer la inversión para la rotación del transformador de la SET Ticapampa a la SET Carhuaz, que incluye gastos para transporte, adecuación, obras civiles y pruebas eléctricas.

Que, considerando el sustento presentado en la sección 2.4.1 de la presente resolución y su análisis respectivo, se procede a modificar las características de las celdas solicitadas a celdas tipo metal clad interior;

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Que, respecto al reconocimiento de la inversión para la rotación del transformador de la SET Ticapampa a la SET Carhuaz, el análisis efectuado en el numeral 2.1.2 es aplicable para esta solicitud, con lo cual se desestima dicha solicitud;

Que, en consecuencia, este extremo del recurso de reconsideración, debe ser declarado fundado en parte, debido a que se modifica las características de las celdas solicitadas y se desestima el reconocimiento de la rotación del transformador.

2.10 RECONSIDERAR LA IMPLEMENTACIÓN DE UN TRANSFORMADOR DE 66/22,9/13,8 KV DE 9 MVA Y CELDAS ASOCIADAS EN 22,9 KV PARA LA SET CARAZ

Que, se debe implementar un transformador de 66/22,9/13,8 kV de 9 MVA y celdas de transformador, celda de medición y celda de alimentador en 22,9 kV para la SET Caraz, lo cual permitirá atender las factibilidades y nuevas demandas de la zona en el nivel de 22,9 kV;

Que, se debe retirar del Plan de Inversiones 2017-2021 la rotación del transformador de la SET Huaraz por las razones expuestas anteriormente.

Que, en base al análisis del extremo 2.8 de la presente resolución, en el cual se retira la rotación del transformador de 66/13,8 kV de 20 MVA de la SET Huaraz a la SET Caraz y, considerando que en la SET Caraz se requiere un devanado en 23 kV para alimentar las cargas sub-urbanas y rurales, se procede a incorporar en el Plan de Inversiones 2017-2021, un transformador de 66/23/13,8 kV de 9 MVA, conjuntamente con una celda de transformador, medición y alimentador de 23 kV;

2.11 RECONSIDERAR EL REFORZAMIENTO DE LA LÍNEA HUALLANCA - LA PAMPA DE 66 KV DEBIDO AL MAL ESTADO DE SUS COMPONENTES

Que, se debe considerar el reforzamiento de la línea Huallanca - La Pampa (L-6682) de 66 kV, que actualmente tiene 67 estructuras y que, hasta la estructura N° 61, cuenta con conductor AAAC de 70 mm²;

Que, en el Anexo 04 de su recurso, HIDRANDINA adjunta el diagrama unifilar del sistema de transmisión de HIDRANDINA y la planilla de estructuras de la línea L-6682;

Que, mediante Carta GR/F-1235-2016, recibida el 20 de julio de 2016, HIDRANDINA presentó opiniones y sugerencias en relación al presente extremo, en el cual señala que dicha línea presenta problemas con las estructuras (fierro tubular) dado que

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incumplen distancias mínimas de seguridad respecto al terreno;

Que, los postes de tubo de fierro no son apropiados para líneas de transmisión y que su estado es deficiente; las estructuras no tienen la altura apropiada y generan incumplimiento de DMS, considerando los desniveles de la geografía por donde discurre la línea y adjunta vistas fotográficas el estado actual de la infraestructura.

Que, en base al sustento presentado en el Anexo 04 del recurso de reconsideración de HIDRANDINA y tratándose de una línea que ha superado largamente su vida útil y que ha tenido una serie de reparaciones, resulta conveniente renovar la línea existente con una nueva línea de 120 mm2 AAAC;

Que, se procede a incorporar la nueva línea Huallanca - La Pampa de 66 kV (hasta la estructura N° 61) y a dar de Baja la línea existente;

2.12 RECONSIDERAR LA IMPLEMENTACIÓN DE UN TRANSFORMADOR DE 138/22,9/13,8 KV DE 30 MVA EN LA SET TRAPECIO Y DESESTIMAR LA ROTACIÓN DEL TRANSFORMADOR DE 138/13,8 KV DE 26 MVA DE LA SET CHIMBOTE NORTE

Que, el transformador de la SET Chimbote Norte destinado a la SET Trapecio, tiene 37 años de antigüedad (año de fabricación, 1979), el cual será dado de Baja al ingresar el nuevo transformador de 40 MVA;

Que, la implementación del nivel de 22,9 kV, corresponde a la política de desarrollo de HIDRANDINA.

Que, corresponde retirar del Plan de Inversiones 2017-2021 la rotación del transformador de 138/13,8 kV de 26 MVA de la SET Chimbote Norte a la SET Trapecio, toda vez que dicho transformador cuenta con 37 años de antigüedad y se procede a dar de Baja dicho Elemento;

Que, dado el crecimiento de la demanda en la SET Trapecio, resulta conveniente aprobar un transformador de 138/23/10 kV de 40 MVA y celdas asociadas (celda de transformador, medición y dos celdas de alimentador de 23 kV);

Que, la potencia determinada para dicho transformador obedece a criterios de estandarización en el sistema eléctrico y dado a que actualmente en la SET Trapecio se cuenta con un trasformador de características similares;

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Que, en consecuencia, este extremo del recurso de reconsideración, debe ser declarado fundado en parte, debido a que se aprueba el transformador de 138/23/10 kV solicitado para la SET Trapecio pero con una capacidad de 40 MVA.

2.13 RETIRAR DEL PLAN DE INVERSIONES 2017-2021, EL REFORZAMIENTO DE LA LÍNEA CAJAMARCA NORTE - CAJAMARCA Y EL REFORZAMIENTO DE LA LÍNEA CAJAMARCA NORTE - DERIVACIÓN MOYOCOCHA, AMBAS DE 60 KV

Que, la actual línea Cajamarca Norte - Cajamarca no se encuentra preparada para la instalación de la segunda terna;

Que, la nueva línea Cajamarca Norte - Cajamarca deberá ser aprobada con calibre 300 mm² preparada para doble terna;

Que, la obra en ejecución Cajamarca Norte - Derivación Moyococha, ya tiene adquirido el conductor de 150 mm², por lo que no es posible el cambio de sección a 240 mm².

Que, la línea Cajamarca Norte - Cajamarca de 60 kV, aprobada para el año 2018, corresponde a una nueva línea y no a un reforzamiento;

Que, en base al sustento presentado por la recurrente y las simulaciones de flujo de carga del sistema de transmisión de Cajamarca, corresponde retirar del Plan de Inversiones 2017-2021 el reforzamiento de la línea Cajamarca Norte - Derivación Moyococha de 60 kV y mantener la sección aprobada de 240 mm2 para la nueva línea Cajamarca Norte - Cajamarca, dado que el sistema en 60 kV será suficiente hasta el año 2022, a partir del cual se debe implementar la línea Huamachuco - Cajabamba;

Que, para la implementación de la línea Cajamarca Norte - Cajamarca deberá considerarse estructuras de simple terna;

Que, en consecuencia, este extremo del recurso de reconsideración, debe ser declarado fundado en parte, debido a que se retira el reforzamiento de la línea Cajamarca Norte - Derivación Moyococha de 60 kV y se mantiene la sección de 240 mm2 para la nueva línea Cajamarca Norte - Cajamarca.

2.14 INCLUIR EN EL PLAN DE INVERSIONES 2017-2021 UN TRANSFORMADOR DE 60/22,9/13,8 KV DE 30 MVA PARA LA SET MOYOCOCHA

Que, se debe incluir un transformador de 60/22,9/13,8 kV de 30 MVA para la SET Moyococha, en reemplazo de la rotación del transformador de reserva de la SET Cajamarca (actualmente instalado en la SET Pacasmayo).

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Que, HIDRANDINA no solicitó en su propuesta final de Plan de Inversiones 2017-2021 ni en las etapas posteriores a la presentación de la misma, un transformador de 60/22,9/13,8 kV de 30 MVA para la SET Moyococha, en reemplazo de la rotación del transformador de reserva de la SET Cajamarca;

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

2.15 INCLUIR CONFIGURACIÓN PI EN EL TRAMO DERIVACIÓN MOYOCOCHA - MOYOCOCHA, EN REEMPLAZO DE CONFIGURACIÓN T, APROBADA EN EL PLAN VIGENTE

Que, cualquier falla en el tramo comprendido entre la Derivación Moyococha y SET Moyococha, ocasionaría la desconexión de la línea L-6046, y que estas condiciones de operación van en contra de los criterios mínimos de diseño de sistemas de transmisión establecidos en el Procedimiento Técnico COES PR-20 respecto a la reducción de la confiabilidad, la cual afecta la continuidad y calidad del suministro eléctrico;

Que, de considerar una derivación en configuración T, las empresas transmisoras de la zona de influencia como CONENHUA y ATN (Abengoa Transmisión Norte), argumentarían que la conexión en T, va a ocasionar reducción de la confiabilidad, la cual afecta la continuidad y calidad del suministro eléctrico;

Que, se debe corregir la distancia de la derivación indicada en la página N° 39 del Informe N° 337-2016-GRT (2,6 km) por 5,2 km.

Que, HIDRANDINA no solicitó en su propuesta final de Plan de Inversiones 2017-2021 ni en las etapas posteriores a la presentación de la misma, el reemplazo de la configuración T para el tramo Deriv. Moyococha - Moyococha, aprobada en el Plan de Inversiones 2013-2017, por una configuración PI, ni la corrección de la distancia de dicho tramo a 5,2 km;

2.16 RECONOCER CELDA DE TRANSFORMADOR, CELDAS DE MEDICIÓN Y CELDAS DE ALIMENTADOR EN LA SET CHAO Y RETIRAR DEL PLAN DE INVERSIONES 2017-2021, EL TRANSFORMADOR DE 60/23/10 KV DE 25 MVA, APROBADO PARA LA SET VIRÚ

Que, al determinarse un transformador en la SET Chao es necesaria la implementación de todos sus elementos;

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Que, Osinergmin no ha considerado los siguientes elementos: Celda de transformador de 10 kV, celda de medición de 22,9 kV, celda de medición de 10 kV y 2 celdas de alimentador de 22,9 kV;

Que, se debe retirar el transformador de 60/23/10 kV de 25 MVA y celdas asociadas, aprobados para la SET Virú existente, por los motivos indicados en el sustento descrito en el extremo 2.5 de la presente resolución.

Que, las celdas de 10 kV no fueron aprobadas conjuntamente con el transformador 60/23/10 kV de 15 MVA, en razón de que la misma HIDRANDINA no lo solicitó. No obstante, considerando el requerimiento de la recurrente en esta etapa del proceso, resulta conveniente aprobar dichas celdas (celda de transformador y medición) y corregir la omisión de celdas en 23 kV (celda de medición y dos celdas de alimentadores) que fueron solicitadas anteriormente;

Que, respecto al transformador de 60/23/10 kV de 25 MVA, aprobado para la SET Virú existente, considerando la proyección de demanda y dado que tanto el devanado de 10 kV como el devanado de 22,9 kV están llegando a su límite, no corresponde retirar dicho transformador del Plan de Inversiones 2017-2021;

Que, en consecuencia, este extremo del recurso de reconsideración, debe ser declarado fundado en parte, debido a que se aprueba las celdas solicitadas para la SET Chao y se desestima el retiro del transformador de 60/23/10 kV de 25 MVA, aprobado para la SET Virú;

2.17 RECONSIDERAR LA CELDA DE TRANSFORMADOR Y CELDA DE MEDICIÓN DE 22,9 KV, APROBADAS PARA LA SET LA RAMADA, POR TIPO METAL CLAD INTERIOR

Que, en el formulario F-305 del archivo 03_F-300_400_AD03 (2017-2021).xlsx, carpeta 03 Inversión, para la SET La Ramada se ha aprobado una celda de transformador y una celda de medición de 22,9 kV, ambas de tipo convencional al exterior;

Que, se debe cambiar dichas celdas a celdas tipo metal clad interior;

Que, el sustento descrito en el numeral 2.4.1 de la presente resolución, es aplicable para el presente extremo.

Que, considerando el sustento presentado por HIDRANDINA y de acuerdo al análisis realizado, se procede a modificar las características de las celdas solicitadas;

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2.18 RECONOCER LA INVERSIÓN PARA LA ROTACIÓN DEL TRANSFORMADOR DE RESERVA DE 60/22,9/13,8 KV DE 18/18/6 MVA DE LA SET KIMAN AYLLU A LA SET CHILETE Y LA IMPLEMENTACIÓN DE UNA CELDA DE ALIMENTADOR DE 22,9 KV

Que, en el Anexo D, Diagrama unifilar de la alternativa seleccionada según análisis de Osinergmin (páginas N° 84, 88, 92, 96 y 100) del Informe N° 0337-2016-GART y en el archivo 02_F-212_AD03-Libert-Cajam-Trujillo.pdf, se considera la rotación del transformador de reserva de 60/22,9/13,8 kV de 18/18/6 MVA de la SET Kiman Ayllu a la SET Chilete para el año 2016; sin embargo, en las conclusiones y cuadros de los Anexos del mencionado Informe, no se hace mención a esta alternativa;

Que, se debe reconocer la inversión para la rotación de dicho transformador, que incluye gastos para transporte, adecuación, obras civiles y pruebas eléctricas;

Que, se debe implementar una celda de alimentador de 22,9 kV para el año 2020, que permita atender el crecimiento de cargas rurales incluidas en los nuevos proyectos ejecutados por el MINEM en la zona.

Que, HIDRANDINA consideró en su propuesta final de Plan de Inversiones 2017-2021, la rotación del transformador de 60/23 kV de 18 MVA de la SET Kiman Ayllu a la SET Chilete (año 2016), debido a que el transformador existente de 60/23/10 kV de 9/9/2,5 MVA de la SET Chilete, se encontraría sobrecargado en el nivel de 23 kV. En ese sentido, Osinergmin validó dicha rotación para efectos del planeamiento del sistema;

Que, respecto al reconocimiento de la inversión para rotación de dicho transformador, el análisis efectuado en el numeral 2.1.2 de la presente resolución es aplicable para esta solicitud;

Que, respecto a la solicitud de una celda de alimentador de 22,9 kV para la SET Chilete, se ha revisado la proyección de demanda y se verifica que no es necesario implementar dicha celda, toda vez que actualmente la SET Chilete cuenta con 03 alimentadores en 22,9 kV y la demanda al año 2021 está en el orden de los 11 MW;

2.19 RECONOCER LA INVERSIÓN DE UN NUEVO TRANSFORMADOR DE RESERVA QUE CUMPLA EL OBJETIVO DEL TRANSFORMADOR DE LA SET KIMAN AYLLU, EL CUAL SERÁ USADO EN LA SET CHILETE

Que, en relación al extremo anterior, se debe reconocer la inversión para la reposición y compra de un nuevo transformador de reserva que cumpla el objetivo del

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transformador de la SET Kiman Ayllu, que se usará para la SET Chilete;

Que, un aspecto que implica usar estos transformadores adquiridos para reserva y que Osinergmin no ha considerado, es que HIDRANDINA se queda sin equipos en stand by para la atención de eventuales contingencias en el sistema de transmisión y que no contribuye al criterio de confiabilidad y respuesta rápida que se debe garantizar en su zona de concesión.

Que, HIDRANDINA no solicitó en su propuesta final de Plan de Inversiones 2017-2021 ni en las etapas posteriores a la presentación de la misma, reconocer la compra de un nuevo transformador de reserva, por lo cual, este extremo deviene en improcedente;

Que, sin perjuicio de lo anterior, en el Plan de Inversiones 2013-2017, se aprobó un transformador de 60/23 kV de 15 MVA para la SET Pallasca que ingresará en reemplazo del transformador de 60/23/10 kV de 9/9/2,5 MVA existente, el cual quedará en condición de reserva. Por consiguiente, HIDRANDINA podrá utilizar dicho transformador para la atención de eventuales contingencias en su sistema de transmisión;

2.20 RECONOCER CELDAS DE LÍNEA-TRANSFORMADOR, TRANSFORMADOR, MEDICIÓN Y ALIMENTADOR EN LA NUEVA SET SALAVERRY Y RECONOCER EL ENLACE EN 33 KV HUACA DEL SOL - SALAVERRY DE 10 KM DE LONGITUD

Que, en el Anexo E del Informe N° 337-2016-GRT, solo se considera dos (02) Elementos (un transformador de 33/22,9/10 kV de 10 MVA y una celda de alimentador de 23 kV) para la SET Salaverry;

Que, se debe reconocer 01 celda de línea-transformador de 33 kV, celdas de transformador de 10 kV y 22,9 kV, celdas de medición de 10 kV y 22,9 kV y una celda de alimentador de 10 kV para la nueva SET Salaverry, la cual se ubicará en un nuevo centro de carga;

Que, se debe reconocer el enlace en 33 kV de la línea existente, proveniente de la SET Huaca del Sol, de 10 km aproximadamente e incluir los costos de terreno de la nueva SET Salaverry;

Que, la nueva SET Salaverry debe contar con elementos nuevos y completos, sin embargo, Osinergmin, no está considerando los mencionados Elementos;

Que, las actuales instalaciones en el nivel de 33/10 kV, así como el transformador de 3 MVA y celdas de alimentadores con más de 15 años de antigüedad y cuyas

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capacidades no son concordantes con la proyección de la demanda de esta nueva subestación, serán dadas de Baja;

Que, en el Anexo 05 que forma parte integrante de su recurso, HIDRANDINA adjunta la ubicación de la Nueva SET Salaverry.

Que, en su propuesta final de Plan de Inversiones 2017-2021, HIDRANDINA solamente solicitó un transformador de 33/22,9/10 kV de 10 MVA y una celda de alimentador de 23 kV;

Que, considerando el sustento presentado en el presente extremo y dado que la línea Huaca del Sol - Salaverry de 33 kV es del año 1988, resulta conveniente aprobar una nueva línea de 33 kV, de 10,2 km, 120 mm2 AAAC y una SET Salaverry Nueva de 33/23/10 kV de 10 MVA;

Que, en base al extremo 2.1 de la presente resolución, resulta conveniente que el transformador de 34,5/10 kV de 15 MVA de la SET Malabrigo sea rotado a la SET Salaverry, en reemplazo del transformador de 33/22,9/10 kV de 10 MVA, aprobado en el Plan de Inversiones 2017-2021. Por consiguiente, se procede a retirar dicho transformador así como la celda de alimentador de 23 kV del Plan de Inversiones 2017-2021;

Que, corresponde dar de Baja las instalaciones existentes asociadas a la línea Huaca del Sol - Salaverry y SET Salaverry 33/10 kV existente;

Que, en consecuencia, este extremo del recurso de reconsideración, debe ser declarado fundado en parte, debido a que se aprueba los Elementos solicitados para la nueva SET Salaverry pero se retira del Plan de Inversiones 2017-2021 el transformador de 33/22,9/10 kV de 10 MVA y la celda de alimentador de 23 kV.

2.21 RECONSIDERAR EL TRANSFORMADOR DE 66/23 KV DE 20 MVA, APROBADO EN EL PLAN DE INVERSIONES 2017-2021 PARA LA SET PALLASCA, POSTERGANDO SU IMPLEMENTACIÓN PARA EL AÑO 2023

Que, debido a la coyuntura actual del sector minero en la zona, la demanda en los últimos años ha ido decayendo, por lo cual, no se requiere el transformador de 66/23 kV de 20 MVA, aprobado para la SET Pallasca, hasta el año 2023.

Que, HIDRANDINA solicitó en su propuesta final de Plan de Inversiones 2017-2021, un transformador de 66/23 kV de 20 MVA para la SET Pallasca, el mismo que fue validado y aprobado por Osinergmin en base a la proyección de demanda;

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Que, HIDRANDINA no ha presentado el sustento necesario que valide la afirmación de que la demanda en los últimos años ha ido decayendo;

Que, se verifica que debido a un error material, se ha realizado una sobreestimación de la demanda del año base en la barra de Pallasca en 23 kV, originada por no restarse el aporte del cliente libre Minera Tungsteno del diagrama de carga de los usuarios regulados atendidos desde dicho devanado;

Que, hecha la corrección, se verifica que a partir del año 2020 el factor de uso del devanado de 22,9 kV de la SET Pallasca es mayor a la unidad, razón por la cual, corresponde mantener el transformador aprobado en el Plan de Inversiones 2017-2021, modificándose su puesta en operación para el año 2020;

Que, en consecuencia, este extremo del recurso de reconsideración, debe ser declarado fundado en parte, debido a que se posterga la implementación del transformador en análisis pero no para el año 2023, conforme solicita HIDRANDINA.

2.22 INCLUIR EN EL PLAN DE INVERSIONES 2017-2021 UN NUEVO TRANSFORMADOR DE 138/22,9/13,8 KV DE 12 MVA Y CELDAS ASOCIADAS, PARA LA SET SAN JACINTO

Que, el transformador a rotarse de la SET Trapecio sólo puede trabajar en un nivel de tensión en el lado secundario, siendo necesario por aspectos técnicos el uso del nivel de 22,9 kV, dado que en la SET San Jacinto actualmente existe un transformador elevador de 13,8/22,9 kV de 2,5 MVA;

Que, el transformador solicitado permitirá atender las cargas existentes en 22,9 kV y las factibilidades y nuevas demandas en la zona.

Que, HIDRANDINA solicitó en su propuesta final de Plan de Inversiones 2017-2021, la rotación del transformador de 138/13,8 kV de 12 MVA de la SET Trapecio a la SET San Jacinto, reemplazando de esta forma el transformador existente de la SET San Jacinto;

Que, en etapas posteriores a dicha propuesta, no solicitó la implementación de un nuevo transformador de 138/22,9/13,8 kV de 12 MVA y celdas asociadas;

Que, por otro lado, como resultado de la revisión del presente extremo, se verifica que en la SET San Jacinto, se ha considerado una celda de trasformador de 138 kV cuando corresponde una celda de línea-transformador de 138 kV. Por consiguiente, se procede a corregir la característica de dicha celda;

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2.23 RECONSIDERAR LA CELDA DE ALIMENTADOR DE 10 KV, APROBADA PARA LA SET PACASMAYO, POR UNA CELDA DE TIPO METAL CLAD INTERIOR E INCLUIR UNA CELDA DE TRANSFORMACIÓN DE 22,9 KV

Que, el sustento descrito en la sección 2.4 del presente informe es aplicable para este extremo;

Que, considerando que en el Plan de Inversiones 2013-2017, se ha aprobado un transformador de 03 devanados de 60/22,9/10 kV de 25 MVA para la SET Pacasmayo, se debe incluir una celda de transformación de 22,9 kV, la cual es necesaria para la operación del nuevo devanado y que por omisión de Osinergmin no fue considerada.

Que, considerando el sustento presentado por HIDRANDINA en la sección 2.4.1 de la presente resolución, se procede a modificar las características de la celda de alimentador solicitada a celda tipo metal clad interior;

Que, respecto a la solicitud de una celda de transformación de 22,9 kV, resulta válido el sustento presentado por HIDRANDINA, por lo que se procede a incluir dicho Elemento en el Plan de Inversiones 2017-2021, para el año 2017;

2.24 CORREGIR LA TITULARIDAD DEL TRANSFORMADOR DE 220/60/10 KV DE 50 MVA, APROBADO EN EL PLAN DE INVERSIONES 2017-2021 PARA LA SET GUADALUPE

Que, se debe corregir la titularidad del transformador de 220/60/10 kV de 50 MVA, aprobado en el Plan de Inversiones 2017-2021 para la SET Guadalupe y que fue asignada a HIDRANDINA;

Que, mediante Carta GR/F-1140-2016, recibida el 06 de julio de 2016, HIDRANDINA señala que la SET Guadalupe es de propiedad de REP por lo que la ampliación de su capacidad es responsabilidad de dicha empresa.

Que, es el concesionario de distribución quien tiene la responsabilidad de ampliar la capacidad de transformación de una subestación ante requerimientos de demanda, de modo que se atienda oportunamente la misma;

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;

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Que, 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;

Que, 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, corresponde a la Distribuidora.

Que, 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 Distribuidora quedará sin efecto;

2.25 RETIRAR LAS CELDAS DE ALIMENTADOR DE 10 KV, APROBADAS PARA LA SET TRUJILLO NORTE Y APROBAR 02 CELDAS DE ALIMENTADOR DE 22,9 KV

Que, se debe retirar las celdas de alimentador de 10 kV, aprobadas en el Plan de Inversiones 2017-2021 para la SET Trujillo Norte y aprobar 02 celdas de alimentador de 22,9 kV, las cuales serán implementadas en el año 2017 y que permitirán atender las cargas del Parque Industrial Pasco y Grupo Gloria La Pascona.

Que, considerando el análisis realizado en la sección 2.4.2 de la presente resolución y dado que se ha retirado las inversiones aprobadas para la SET Casagrande 01, en razón a que las cargas productivas Parque Industrial Pasco y Grupo Gloria La Pascona serán atendidas desde la SET Trujillo Norte, corresponde aprobar 02 celdas de alimentador de 22,9 kV para tal efecto en la SET Trujillo Norte;

Que, corresponde además, retirar dos celdas de alimentador de 10 kV de la SET Trujillo Norte, conforme solicita la recurrente;

2.26 RETIRAR LA APROBACIÓN DE UNA NUEVA LÍNEA TRUJILLO NORTE - TRUJILLO NOROESTE DE 138 KV

Que, las estructuras de la línea Trujillo Norte - Trujillo Noroeste existente, no se encuentran preparadas para la instalación de la segunda terna y que parte de su recorrido es en zona urbana, con calles de ancho de vía muy pequeños que no