separata especial normas legales 05-06-2014 [tododocumentos.info]

SEPARATA ESPECIAL

Jueves 5 de junio de 2014AÑO DE LA PROMOCIÓN DE LA INDUSTRIA RESPONSABLE Y DEL COMPROMISO CLIMÁTICO

Resolución de Consejo Directivo OSINERGMIN Nº 096-2014-OS/CD

Resuelve el Recurso de Reconsideración interpuesto por Enersur S.A. contra la Resolución Nº 067-2014-OS/CD, que fi jó los Precios en Barra

para el período mayo 2014 - abril 2015.


Resuelve el Recurso de Reconsideración interpuesto por SN Power Perú S.A. contra la Resolución Nº 067-2014-OS/CD, fi jó los Precios

en Barra para el período mayo 2014 - abril 2015.


Resuelve el Recurso de Reconsideración interpuesto por Kallpa Generación S.A. contra la Resolución Nº 067-2014-OS/CD, que fi jó

los Precios en Barra para el período mayo 2014 - abril 2015.


Resuelve el Recurso de Reconsideración interpuesto por Electroperú S.A. contra la Resolución Nº 068-2014-OS/CD,

que aprobó la Liquidación Anual de los Ingresos de los Contratos tipo BOOT, para el período mayo 2014 - abril 2015.

El PeruanoJueves 5 de junio de 2014524584


Resuelve el Recurso de Reconsideración interpuesto por la Empresa Eléctrica de Piura S.A. contra la Resolución Nº 069-2014-OS/CD, que

aprobó la Liquidación Anual de los Ingresos por el Servicio de Transmisión Eléctrica de los SST y/o SCT,



Resuelve el Recurso de Reconsideración interpuesto por Edelnor S.A. contra la Resolución Nº 069-2014-OS/CD, que aprobó la Liquidación Anual de los Ingresos por el Servicio de Transmisión Eléctrica de los

SST y/o SCT, para el período mayo 2014 - abril 2015.


Resuelve el Recurso de Reconsideración interpuesto por la Empresa de Generación Huanza S.A. contra la Resolución Nº 069-2014-OS/CD, que

aprobó la Liquidación Anual de los Ingresos por el Servicio de Transmisión Eléctrica de los SST y/o SCT,



Resuelve el Recurso de Reconsideración interpuesto por Consorcio Energético de Huancavelica S.A. contra la Resolución Nº 069-2014-OS/

CD, que aprobó la Liquidación Anual de los Ingresos por el Servicio de Transmisión Eléctrica de los SST y/o SCT,



Resuelve el Recurso de Reconsideración interpuesto por Enersur S.A. contra la Resolución Nº 070-2014-OS/CD, que modifi có la Resolución

Nº 054-2013-OS/CD que fi jó las tarifas y compensaciones para los Sistemas y compensaciones para los Sistemas

Secundarios y Complementarios de Transmisión del período mayo 2013 - abril 2017.


Resolución que resuelve el Recurso de Reconsideración interpuesto por Electroperú S.A. contra la Resolución Nº 070-2014-OS/CD, que modifi có la Resolución Nº 054-2013-OS/CD que fi jó las tarifas y compensaciones

para los Sistemas Secundarios y Complementarios de Transmisión del período mayo 2013 - abril 2017.

El PeruanoJueves 5 de junio de 2014 524585

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

OSINERGMIN Nº 096-2014-OS/CD

Lima, 3 de junio de 2014

CONSIDERANDO:

1.- ANTECEDENTES

Que, con fecha 14 de abril de 2014, el Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (en adelante “OSINERGMIN”), publicó la Resolución OSINERGMIN Nº 067-2014-OS/CD (en adelante “Resolución”), mediante la cual se fi jaron los Precios en Barra y los peajes del Sistema Principal de Transmisión aplicables al periodo comprendido entre 1º de mayo de 2014 y el 30 de abril de 2015;

Que, con fecha 08 de mayo de 2014, la empresa Enersur S.A. (en adelante “Enersur”), dentro del término de ley, presentó recurso de reconsideración, siendo materia del presente acto administrativo, el análisis y decisión de los argumentos contenidos en este recurso impugnativo y los expresados en el uso de la palabra que se le otorgó a dicha empresa.

2.- EL RECURSO DE RECONSIDERACIÓN

Que, Enersur solicita que se modifi que de la Resolución el Precio inicial de Gas Natural (PGNo) de 2,7861 USD/MMBTU (7,8261 S/./MMBTU), que se utiliza de base para la fórmula de actualización de Precios en Barra, por el valor de 2,5579 USD/MMBTU (7,1851 S/./MMBTU) que corresponde al precio que se consideró para el cálculo del Precio Promedio de las Licitaciones. Señala que, caso contrario, los Precios en Barra de la Resolución, cuando entren en vigencia, serán en promedio 16% menores que el promedio del Precio Promedio de las Licitaciones, vulnerando lo previsto en la Ley de Concesiones Eléctricas (LCE) y la Ley Nº 28832, Ley para Asegurar el Desarrollo Efi ciente de la Generación Electrica.

2.1 SUSTENTO DEL PETITORIO

Que, Enersur argumenta su petitorio en que la Segunda Disposición Complementaria Final de la Ley Nº 28832, establece que el Precio en Barra que fi ja OSINERGMIN no podrá diferir en más de 10% del promedio ponderado de los precios de las licitaciones vigentes al 31 de marzo de cada año. Por lo cual, en cumplimiento de esta disposición, OSINERGMIN aprobó la norma “Procedimiento para Comparación de Precios Regulados” mediante Resolución OSINERGMIN Nº 273-2010-OS/CD, donde se establece que se compara el Precio Promedio de Licitación (PPPL) con el Precio Medio Teórico (PMT) de los Precios en Barra. Cuando esta comparación difi ere del 10% se aplica un factor de ajuste al PMT;

Que, señala que conforme se establece en el Informe Nº 0183-2014-GART, que sustenta la Resolución, en el presente proceso tarifario correspondió aplicar el factor de ajuste equivalente a 1,4970 al PMT, para obtener el Precio en Barra, por lo cual el Precio en Barra ya no es igual al PMT, sino que se determinó considerando el PPPL;

Que, en este caso, Enersur manifi esta que el PPPL ha sido calculado considerando los precios de energía de los contratos disponibles a marzo 2014 (de acuerdo con el archivo “PLic-Mar14.xls”), donde el Precio de Gas Natural (PGN) empleado ha sido el valor de 2,5579 USD/MMBTU, que no se ha actualizado desde el mes de enero 2014;

Que, no obstante lo anterior, agrega que en la fórmula de actualización de los Precios en Barra que se presenta en la Resolución se ha considerado para el PGNo el valor de 2,7861 USD/MMBTU que, resalta la recurrente, es un precio diferente y mayor al precio de gas natural del PPPL, que reitera se usó para determinar los Precios en Barra por efectos de la comparación de precios;

Que, para este caso Enersur interpreta que, como el Precio en Barra se está determinado con el PPPL, y no con el PMT, no corresponde considerar como PGNo el valor 2,7861 USD/MMBTU que es el precio actualizado al 31 de marzo de 2014, sino que se debe utilizar como PGNo el valor de 2,5579 USD/MMBTU, que manifi esta se empleó para el cálculo del PPPL, y que este criterio, no se contrapone con lo establecido en el Artículo 50º de la Ley de Concesiones Eléctricas;

Que, manifi esta que en caso no se aplique este criterio se estaría generando una distorsión en el cálculo de los Precios en Barra en perjuicio de las empresas generadoras porque no les permitiría recuperar el costo de gas natural asumido por estas empresas. Asimismo manifi esta que el PMT no representa hoy en día los verdaderos costos del mercado debido a que no tiene en cuenta las restricciones de las líneas de transmisión ni en los gasoductos por efecto del Decreto de Urgencia Nº 049-2008;

Que, concluye que, de no acogerse su pedido, los Precios en Barra, desde su entrada en vigencia de la Resolución serán en promedio menor al 16% de los precios promedios derivados de las licitaciones de suministro, por lo cual contravendría lo establecido en la Ley Nº 28832 y en la LCE que no difi eran del 10%.


2.2 ANÁLISIS DE OSINERGMIN

Que, debemos aclarar que los Precios en Barra contenidas en la Resolución, se han determinado dando cumplimiento a lo establecido por la LCE, la Ley 28832 y sus normas reglamentarias; concretamente la fijación anual de los Precios en Barra y sus correspondientes fórmulas de reajuste (Artículo 46º de la LCE) a partir de los precios básicos de potencia y energía conforme a lo dispuesto por el Artículo 47º de la LCE, ha considerado que todos los costos se encuentren expresados a precios vigentes del mes de marzo de 2014, tal como lo dispone el Artículo 50º de la LCE, y se ha efectuado el ajuste que correspondía en los Precios en Barra conforme lo dispone la Segunda Disposición Complementaria Final de la Ley 28832;

Que, la referida disposición complementaria fi nal a la letra dispone que “El Precio en Barra que fi ja OSINERG, no podrá diferir, en más de diez por ciento (10%), del promedio ponderado de los precios de las Licitaciones, vigentes al 31 de marzo de cada año, según se establece en el Reglamento.” Es decir, si se utilizase el razonamiento planteado por Enersur en cuanto a que es objeto de la ley la aplicación mensual de esta condición, la disposición implicaría que se deba reajustar los Precios en Barra mensualmente de modo que siempre se ubiquen en una banda de entre 90% y 110% del precio promedio ponderado de licitaciones calculado en cada mes, y no que los Precios en Barra deben estar dentro de la banda de 90% y 110% del precio promedio ponderado de licitaciones vigente al 31 de marzo del año en que se efectúa la fi jación de dichos precios, tal como lo dispone la Segunda Disposición Complementaria Final referida;

Que, este argumento de Enersur carece de sustento en el marco de lo dispuesto por la Ley 28832. La Ley establece una oportunidad determinada, esto es, el Regulador se ubica en la fecha fi jada, efectúa sus cálculos y publica sus tarifas, cuidando que a ese momento se cumplan las condiciones preestablecidas. Si debido a las actualizaciones tarifarias, permitidas por Ley, esas condiciones varían, no corresponde afectar los parámetros tomados en la fi jación, debido a que, en este caso, como se ha mencionado anteriormente, la Ley Nº 28832 no garantiza una banda constante en todo el periodo regulatorio, sino únicamente al momento de la fi jación;

Que, en cuanto a la fórmula de indexación de los Precios en Barra, ésta al igual que el valor base de las tarifas aprobadas mediante la Resolución se determina dando estricto cumplimiento al Artículo 50º de la LCE, habiéndose expresado todos los costos a precios vigentes al 31 de marzo de 2014, lo que es consistente con la Segunda Disposición Complementaria Final de la Ley Nº 28832. De este modo al 31 de marzo del 2014, el valor del PGN resultó ser de 7,8261 S/./MMBtu, por lo que no existe contravención al marco legal como manifi esta Enersur;

Que, más bien tomar como valor de PGN un valor diferente (como ha sugerido Enersur) sí implicaría una contravención del marco legal. Más aún, considerando que los precios de los contratos de licitaciones, así como los precios de los contratos con usuarios libres (que era el valor de comparación antes de la emisión de la Ley 28832, y luego era utilizado cuando la demanda de energía no era cubierta en más del 30% por las Licitaciones, conforme la Tercera Disposición Complementaria Transitoria de la Ley Nº 28832), tienen parámetros y mecanismos de actualización propios que no son necesariamente iguales a los que se establecen para los Precios en Barra en cada fi jación, donde el marco legal vigente dispone que esta comparación se realice con información actualizada al 31 de marzo de cada año;

Que, con relación a lo manifestado por Enersur de que mantener como valor base del PGN uno igual a 7,8261 S/./MMBtu, en la fórmula de actualización (resultado de cumplir el Artículo 50º de la LCE), supondría un perjuicio para los generadores eléctricos, se debe aclarar que ello no es así por cuanto justamente la disposición de la Ley Nº 28832 busca que se nivelen los Precios en Barra a valores de mercado (revelados vía licitaciones) que resulten sufi cientes para asegurar una tarifa razonable, y por otro que desde el año 2008 como resultado de lo dispuesto por el Decreto de Urgencia Nº 049-2008 los costos adicionales en que incurra un generador eléctrico por operar con un costo variable mayor al costo marginal idealizado son pagados por los usuarios del servicio eléctrico a través del Cargo Unitario por Costo Variable de Operación Adicional por CMG que se incluye como parte del Peaje Unitario por Conexión al Sistema Principal de Transmisión; de este modo un mayor precio del gas natural, sí supone un incremento de los costos variables de operación no remunerados por el mercado de corto plazo, que serán recuperados a través del referido cargo;

Que, en cuanto que los precios determinados conforme al Artículo 47º de la LCE no refl ejan costos reales debido a la prórroga del Decreto de Urgencia Nº 049-2008 desde el 01 de enero de 2014 hasta el 31 de diciembre de 2016, por efecto de la Décima Disposición Complementaria Final de la Ley Nº 30115, ello en realidad viene implicando que se esté generando utilidades extraordinarias para las empresas de generación eléctrica que no son atribuibles a una gestión efi ciente sino a un hecho fortuito resultado de la aplicación de una regulación dictada por el Poder Legislativo, al permitir mantener precios de venta al Usuario Regulado determinados en su oportunidad cuando no se esperaba la prórroga del mencionado Decreto de Urgencia y sin embargo enfrentar en la realidad precios de compra en el mercado de corto plazo de electricidad considerablemente más bajos que los costos (marginales) reales, por lo que resulta que la mencionada afectación producto del Decreto de Urgencia en realidad no existe, sino que por el contrario supone un benefi cio;

Que, por todo lo anteriormente indicado, no se encuentra fundamento para aceptar la modifi cación del PGNo utilizado en la fórmula de actualización de las tarifas aprobadas mediante la Resolución;

Que, fi nalmente, se ha expedido el Informe Técnico Nº 0281-2014-GART de la División de Generación y Transmisión Eléctrica y el Informe Legal Nº 277-2014-GART de la Asesoría Legal de la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria,

El PeruanoJueves 5 de junio de 2014 524587los cuales complementan la motivación que sustenta la decisión de OSINERGMIN, cumpliendo de esta manera con el requisito de validez de los actos administrativos a que se refi ere el numeral 4 del Artículo 3º, de la Ley del Procedimiento Administrativo General; y,

De conformidad con lo establecido en la Ley Nº 27838, Ley de Transparencia y Simplifi cación de los Procedimientos Regulatorios de Tarifas; en la Ley Nº 27332, Ley Marco de los Organismos Reguladores de la Inversión Privada en los Servicios Públicos y en su Reglamento aprobado por Decreto Supremo Nº 042-2005-PCM; en el Reglamento General del Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería - OSINERGMIN, aprobado por Decreto Supremo Nº 054-2001-PCM; en el Decreto Ley Nº 25844, Ley de Concesiones Eléctricas y en su Reglamento aprobado por Decreto Supremo Nº 009-93-EM; en el Decreto Legislativo Nº 1002 y su Reglamento aprobado mediante Decreto Supremo Nº 012-2011-EM; en la Ley Nº 27444, Ley del Procedimiento Administrativo General; así como en sus normas modifi catorias, complementarias y conexas;

Estando a lo acordado por el Consejo Directivo de OSINERGMIN en su Sesión Nº 16-2014.

SE RESUELVE:

Artículo 1º.- Declarar infundado el recurso de reconsideración interpuesto por la empresa Enersur S.A.contra la Resolución OSINERGMIN Nº 067-2014-OS/CD, por las razones señaladas en el numeral 2.2 de la parte considerativa de la presente resolución.

Artículo 2º.- La presente Resolución deberá ser publicada en el diario ofi cial El Peruano y consignada junto con los Informes Nº 0281-2014-GART y Nº 277-2014-GART, en la página Web de OSINERGMIN: www.osinergmin.gob.pe.

CARLOS BARREDA TAMAYOVicepresidente del Consejo Directivo

Encargado de la Presidencia




CONSIDERANDO:

1.- ANTECEDENTES


Que, con fecha 08 de mayo de 2014, la empresa SN Power Perú S.A. (en adelante “SN Power”), interpuso recurso de reconsideración contra la Resolución, siendo materia del presente acto administrativo el análisis y decisión de dicho recurso impugnativo.


Que, SN Power solicita que se modifi que de la Resolución la tarifa de potencia considerando como Margen de Reserva Firme Objetivo (MRFO) el valor fi jado por el Ministerio de Energía y Minas como Margen de Reserva del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN).


Que, SN Power argumenta que OSINERGMIN ha omitido considerar la aplicación del Reglamento que Incentiva el Incremento de la Capacidad de Generación Eléctrica, aprobado por Decreto Supremo Nº 038-2013-EM, publicado el 17 de octubre de 2013. En el sentido, que si bien el Artículo 126º del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas (RLCE), señala que OSINERGMIN fi ja cada cuatro años, el Margen de Reserva Firme Objetivo (MRFO), lo cual se realizó mediante la Resolución OSINERGMIN Nº 020-2013-OS/CD, para el periodo 01 de mayo 2013 – 30 de abril 2017; no se ha considerado que la Segunda Disposición Complementaria del Decreto Supremo Nº 038-2013-EM establece, entre otras cosas, que se unifi carán en un único margen tanto el MRFO como el Margen de Reserva que establece el Ministerio de Energía y Minas de acuerdo con el inciso e) del Artículo 112º del RLCE;


Que, la Segunda Disposición Complementaria del Decreto Supremo Nº 038-2013-EM, dispone que se dictarán medidas con el objetivo que la recaudación de potencia que se regula con las tarifas en barra, incluyan recursos adicionales para prever la remuneración de las centrales de reserva fría y las que se desarrollen en el marco del Reglamento; así como, mediante Decreto Supremo se unifi carán en un único margen tanto el MRFO, como el Margen de Reserva que establece el Ministerio de Energía y Minas de acuerdo con el inciso e) del Artículo 112º del RLCE;

Que, en tal sentido, la recurrente considera que si bien a la fecha el Ministerio de Energía y Minas no ha cumplido con la formalidad de unifi car los márgenes de reserva mediante un decreto supremo, OSINERGMIN no puede obviar esta Segunda Disposición Complementaria, que entró en vigencia al día siguiente de su publicación;

Que, por tal motivo, SN Power considera que para la determinación de las Tarifas en Potencia de la Resolución, OSINERGMIN debió considerar como magnitud del MRFO el valor del Margen de Reserva, aprobado por el Ministerio de Energía y Minas mediante Resolución Ministerial Nº 177-2013-MEM/DM, que al 31 de marzo de 2014 sería de 37,5%, y no el establecido en cumplimiento de la Resolución OSINERGMIN Nº 020-2013-OS/CD, de 22,89%;

Que, en consecuencia la recurrente concluye, que la fi jación de la Resolución, no está en concordancia con la regulación vigente, por no cumplir con lo establecido en el Decreto Supremo Nº 038-2013-EM, y por ende debe ser corregida.


Que, OSINERGMIN en ejercicio de su función reguladora de las tarifas para la venta de energía destinadas al servicio público, debe determinar, entre otros, un precio básico de potencia de punta. El literal f) del Artículo 47 de la LCE, señala que: “en caso de que la reserva del sistema sea insufi ciente se considerará para este fi n un margen adicional, al precio [básico de potencia de punta]”;

Que, en este sentido, el literal j) del Artículo 22 del Reglamento de la LCE, establece la obligación del Consejo Directivo de OSINERGMIN de: “fi jar el margen de Reserva Firme Objetivo de cada Sistema Eléctrico donde exista un COES y la Tasa de Indisponibilidad Fortuita de la unidad de punta, a que se refi ere el Artículo 126 del Reglamento”;

Que, por su parte, el Artículo 126 del Reglamento de la LCE, establece los criterios y procedimientos para determinar el precio básico de potencia, considerando el Margen de Reserva Firme Objetivo, como lo señala el numeral V) del literal a) del citado Artículo 126. A su vez, el literal c) del Artículo 126, dispone expresamente:

“c) La Comisión [hoy OSINERGMIN] fi jará cada 4 años la Tasa de Indisponibilidad Fortuita de la unidad de punta y el Margen de Reserva Firme Objetivo del sistema, de acuerdo a los criterios de efi ciencia económica y seguridad contenidos en la Ley y el Reglamento.

La Comisión defi nirá los procedimientos necesarios para la aplicación del presente artículo.”

Que, bajo ese orden, OSINERGMIN ha llevado adelante sus regulaciones tarifarias, en estricta sujeción con el marco legal vigente, y ha determinado el Margen de Reserva Firme Objetivo (MRFO) de acuerdo a los criterios de efi ciencia económica y seguridad, a razón de que ese es el mandato legal encomendado, por tanto, el Regulador no puede desconocerlo. No debe perderse de vista además, que se trata de un margen reconocido normativamente, adicional a la remuneración obtenida por el precio de potencia, que supone la existencia de una reserva sufi ciente en el sistema eléctrico;

Que, el Margen de Reserva que establece el Ministerio de Energía y Minas tiene otra naturaleza y aplicación distinta al MRFO, según la propia normativa vigente. Así tenemos que el Artículo 112º del RLCE, en el literal e), dispone que:

“El Margen de Reserva para cada sistema eléctrico, será fi jado por el Ministerio cada 4 años o en el momento que ocurra un cambio sustancial en la oferta o demanda eléctrica. Para fi jar el Margen de Reserva se deberá considerar criterios de seguridad, confi abilidad y economía en el abastecimiento de la demanda eléctrica a nivel de alta y muy alta tensión.

Que, por las razones expuestas, la interpretación de SN Power, de que en el presente proceso de fi jación corresponde aplicar lo establecido en la Segunda Disposición Complementaria del Decreto Supremo Nº 038-2013-EM, conforme argumenta dentro de su recurso, es necesario precisar que a pesar que este decreto establece que se unifi cará en un único margen tanto el MRFO y el Margen de Reserva del SEIN, esta disposición a la fecha no ha sido implementada por el Ministerio de Energía y Minas conforme también lo ordena el mismo decreto;

Que, para mayor abundamiento, es preciso mencionar que con la Resolución Ministerial Nº 211-2014-MEM/DM, que fijo el Margen de Reserva del SEIN en 32%, para el periodo mayo 2014 – abril 2015, el Ministerio de Energía y Minas al referirse a su anterior fijación del Margen de Reserva y a la Segunda Disposición Complementaria que alude SN Power, señaló en los considerandos que la motivan: “es


necesario disponer de mayor plazo para la obtención de los resultados, de la revisión mencionada en el anterior considerando, que además posibilitará atender la Segunda Disposición Complementaria del Decreto Supremo Nº 038-2013-EM referido a la unificación del Margen de Reserva del SEIN y el Margen de Reserva Firme Objetivo”. Ergo, no existe margen de reserva unificado, ni está definido su valor, ni los criterios para determinarlo;

Que, por lo descrito en los párrafos precedentes, el mismo Ministerio de Energía y Minas señala que a la fecha está evaluando la forma cómo implementar la unifi cación de los márgenes de reserva que ordena la Segunda Disposición Complementaria del Decreto Supremo Nº 038-2013-EM, por lo cual OSINERGMIN no puede de ofi cio asumir que el MRFO es igual al Margen de Reserva del SEIN;

Que, adicionalmente a esto, debemos entender que la implementación de esta Segunda Disposición no es únicamente asumir que el MRFO es igual al Margen de Reserva del SEIN, sino que implica establecer, entre otros aspectos, el organismo responsable de defi nir este único margen de reserva, el periodo de actualización, los criterios para establecer este único margen de reserva, si se tratará de un solo valor por todo un periodo o será un valor por cada año del periodo. Por lo expuesto corresponde que, según lo dispuesto en el mismo decreto, sea el Ministerio de Energía Minas el que implemente en su oportunidad lo establecido en esta Segunda Disposición Complementaria, y no que se aplique automáticamente como lo interpreta la recurrente y con el criterio que señala la misma recurrente;

Que, se debe entender que mientras el Ministerio de Energía y Minas no cumpla con emitir las medidas y decretos que se le ordena, la citada disposición complementaria es declarativa y se refi ere a un hecho futuro en donde se constituirá un margen de reserva unifi cado, que tomará en cuenta las medidas dictadas por un Decreto Supremo, que establecerá criterios para su cálculo;

Que, bajo ningún concepto, puede admitirse que cuando una disposición normativa establece una condición, cuya ejecución se sujeta a un futuro, de por sí, deba entenderse que esa condición no existe y que tal disposición está creando un margen de reserva único y que ya se tienen los criterios para su determinación, cuando el propio dispositivo señala lo contrario y que se dispondrán posteriormente medidas necesarias. Es como si, la norma estableciera una vacatio legis, donde su aplicación se encuentre sujeta al término de un plazo o la publicación de su reglamento, y se pretenda desconocer dicha vacatio legis y se exijan derechos cuando la norma aún no ha entrado en vigor;

Que, en consecuencia, OSINERGMIN se sujeta al principio administrativo de legalidad contenido en el numeral 1.1 del Artículo IV del Título Preliminar de la LPAG, por el cual, la administración debe actuar con respeto a la ley y aplica las normas legales vigentes, dentro de las facultades que le estén atribuidas y de acuerdo a los fi nes para los que les fueron conferidas. Estas facultades y fi nes no son otros que los establecidos en la LCE y su Reglamento, conforme han sido citados y aplicados en la regulación.

Que, por los fundamentos expuestos, se declara infundado el recurso de reconsideración interpuesto por SN Power;

Que, fi nalmente, se ha expedido el Informe Técnico Nº 0285-2014-GART de la División de Generación y Transmisión Eléctrica y el Informe Legal Nº 278-2014-GART de la Asesoría Legal de la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria, los cuales complementan la motivación que sustenta la decisión de OSINERGMIN, cumpliendo de esta manera con el requisito de validez de los actos administrativos a que se refi ere el numeral 4 del Artículo 3º, de la Ley del Procedimiento Administrativo General; y,

De conformidad con lo establecido en la Ley Nº 27838, Ley de Transparencia y Simplifi cación de los Procedimientos Regulatorios de Tarifas; en la Ley Nº 27332, Ley Marco de los Organismos Reguladores de la Inversión Privada en los Servicios Públicos y en su Reglamento aprobado por Decreto Supremo Nº 042-2005-PCM; en el Reglamento General del Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería - OSINERGMIN, aprobado por Decreto Supremo Nº 054-2001-PCM; en el Decreto Ley Nº 25844, Ley de Concesiones Eléctricas y en su Reglamento aprobado por Decreto Supremo Nº 009-93-EM; en el Decreto Legislativo Nº 1002 y su Reglamento aprobado mediante Decreto Supremo Nº 012-2011-EM; en la Ley Nº 27444, Ley del Procedimiento Administrativo General; así como en sus normas modifi catorias, complementarias y conexas;


SE RESUELVE:

Artículo 1º.- Declarar infundado el recurso de reconsideración interpuesto por la empresa SN Power Perú S.A. contra la Resolución OSINERGMIN Nº 067-2014-OS/CD, por las razones señaladas en el numeral 2.2 de la parte considerativa de la presente resolución.








CONSIDERANDO:

1.- ANTECEDENTES


Que, con fecha 12 de mayo de 2014, la empresa Kallpa Generación S.A. (en adelante “Kallpa”), interpuso recurso de reconsideración contra la Resolución, siendo materia del presente acto administrativo el análisis y decisión de dicho recurso impugnativo.


Que, Kallpa solicita se emita una nueva resolución modifi cando la Tarifa de Potencia considerando el marco regulatorio vigente incluyendo el Decreto Supremo Nº 038-2013-EM y que se modifi que la redistribución de montos por aplicación del Cargo Unitario por FISE para el periodo mayo 2014 – abril 2015;

Que, entre los argumentos de Kallpa, manifi esta que para la determinación de las Tarifas en Potencia del presente proceso tarifario, OSINERGMIN debió considerar como magnitud del MRFO el valor del Margen de Reserva, aprobado por el Ministerio de Energía y Minas mediante Resolución Ministerial Nº 177-2013-MEM/DM, que al 31 de marzo de 2014 sería de 37,5%, en virtud de lo dispuesto en el Decreto Supremo Nº 038-2013-EM, y no el establecido en cumplimiento de la Resolución OSINERGMIN Nº 020-2013-OS/CD, de 22,89% (efectuada al amparo de la LCE y su reglamento), dado que éste último vulnera los derechos de las empresas generadoras;

Que, de otro lado, para sustentar el segundo extremo de su petitorio, señala que la Resolución 067, fi ja la redistribución de montos por aplicación del Cargo Unitario por concepto FISE para diversas empresas, entre las cuales se encuentran, Duke Energy Egenor S. en C. por A., y Kallpa. Para ello, se incluye la Proyección del Recargo FISE en el periodo comprendido entre abril 2014 y abril 2015 a Duke Energy Egenor S. en C. por A., debiendo incorporarse a partir del 01 de abril de 2014 a Kallpa, considerando lo dispuesto en la Resolución Ministerial Nº 160-2014-MEM/DM.

3.- ANÁLISIS DE OSINERGMIN

Que, de conformidad con lo dispuesto en el Artículo 74º del Decreto Ley Nº 25844, Ley de Concesiones Eléctricas, el Artículo 207.2 de la Ley Nº 27444, Ley del Procedimiento Administrativo General (LPAG) y el procedimiento regulatorio en curso contenido en la Resolución OSINERGMIN Nº 080-2012-OS/CD, 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 contados a partir de la publicación en el diario ofi cial El Peruano de la resolución materia de impugnación;

Que, en tal sentido, la Resolución 067, pudo ser impugnada mediante recursos de reconsideración hasta el 08 de mayo de 2014, toda vez que fue publicada, en el diario ofi cial El Peruano, el 14 de abril de 2014;

Que, atendiendo a lo dispuesto en el Artículo 131º de LPAG, los plazos se entienden como máximos y obligan por igual a la administración y a los administrados, y de acuerdo a lo establecido por los Artículos 136º y 140º de la LPAG, el plazo legal de 15 días hábiles, es perentorio e improrrogable. Las únicas excepciones a dicha regla, ocurren en caso existan situaciones de fuerza mayor, debidamente acreditadas, que no es el caso;

Que, lo señalado consagra el principio general de igualdad, el principio administrativo de imparcialidad, al otorgar el tratamiento que corresponde a los administrados que cumplen los plazos y a los que no, y el principio de preclusión, por cuanto al vencer un plazo otorgado, se pierde y extingue una facultad de interposición de recursos de reconsideración, toda vez, que existe un orden consecutivo del proceso para cada etapa del mismo;

Que, bajo ese orden, el principio preclusorio dispone el no retorno a una etapa procedimental, una vez consumido el plazo. La prescripción de las acciones otorgadas para una determinada etapa, considerando que las siguientes deben cumplir con sus respectivos plazos, impide que, en este caso, el administrado, pueda formular discrecionalmente cuando lo crea oportuno a sus intereses, recursos impugnatorios fuera del tiempo defi nido legalmente, lo cual podría acarrear, de ser permitido, dilaciones indebidas dentro del procedimiento y el quebrantamiento al orden legal;

El PeruanoJueves 5 de junio de 2014 524591 Que, en este caso, debemos hacer mención que en la web institucional, se presenta un cronograma del

proceso, de carácter referencial que es actualizado conforme se desarrollan las etapas, pero en ningún caso, dicho cronograma supera lo previsto por las normas legales, conforme se ha dejado constancia expresa en dicho documento desde que fue publicado en noviembre de 2013;

Que, por los fundamentos expuestos, el recurso de reconsideración de Kallpa, presentado el 12 de mayo de 2014, se tiene que ha sido interpuesto luego de haber vencido el plazo para plantearlo; en consecuencia, de conformidad con las normas legales citadas, dicho recurso deviene en improcedente por extemporáneo;

Que, fi nalmente, se ha expedido el Informe Nº 279-2014-GART de la Coordinación Legal de la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria, el cual complementa la motivación que sustenta la decisión de OSINERGMIN, cumpliendo de esta manera con el requisito de validez de los actos administrativos a que se refi ere el numeral 4 del Artículo 3º, de la Ley del Procedimiento Administrativo General; y,

De conformidad con lo establecido en la Ley Nº 27838, Ley de Transparencia y Simplifi cación de los Procedimientos Regulatorios de Tarifas; en la Ley Nº 27332, Ley Marco de los Organismos Reguladores de la Inversión Privada en los Servicios Públicos y en su Reglamento aprobado por Decreto Supremo Nº 042-2005-PCM; en el Reglamento General del Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería - OSINERGMIN, aprobado por Decreto Supremo Nº 054-2001-PCM; en el Decreto Ley Nº 25844, Ley de Concesiones Eléctricas y en su Reglamento aprobado por Decreto Supremo Nº 009-93-EM; en la Ley Nº 27444, Ley del Procedimiento Administrativo General; así como en sus normas modifi catorias, complementarias y conexas;


SE RESUELVE:

Artículo 1º.- Declarar improcedente por extemporáneo el recurso de reconsideración interpuesto por la empresa Kallpa Generación S.A. contra la Resolución OSINERGMIN Nº 067-2014-OS/CD, por las razones señaladas en el numeral 3 de la parte considerativa de la presente resolución.

Artículo 2º.- La presente resolución deberá ser publicada en el diario ofi cial El Peruano y consignada junto con el Informe Nº 279-2014-GART, en la página Web de OSINERGMIN: www.osinergmin.gob.pe.






CONSIDERANDO:

1.- ANTECEDENTES

Que, con fecha 14 de abril de 2014, el Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (en adelante “OSINERGMIN”), publicó la Resolución OSINERGMIN Nº 068-2014-OS/CD (en adelante “Resolución 068”), mediante la cual se modifi caron los Peajes de los Sistemas Secundarios de Transmisión (SST) y Sistemas Complementarios de Transmisión (SCT) de las empresas ISA PERÚ y REDESUR, para el periodo mayo 2014 – abril 2015, como consecuencia de la liquidación anual de los Ingresos por el Servicio de Transmisión Eléctrica de SST y/o SCT;

Que, con fecha 08 de mayo de 2014, la empresa Electroperú S.A. (en adelante “ELECTROPERÚ”), dentro del término de ley, presentó recurso de reconsideración, siendo materia del presente acto administrativo, el análisis y decisión de dicho recurso impugnativo y los expresados en el uso de la palabra que se le otorgó a dicha empresa.


Que, ELECTROPERÚ solicita que se declare la nulidad parcial de la resolución impugnada por supuestamente vulnerar los Artículos 62º de la Ley de Concesiones Eléctricas y 139º de su Reglamento, los cuales se encuentran referidos a los criterios para la asignación de responsabilidad de pago de las instalaciones del SST y SCT. Como pretensión accesoria, la empresa solicita la modifi cación de la Resolución 068 en cuanto a este mismo extremo, vale decir, pretende que se modifi que el método para la determinación de generadores relevantes y la asignación de responsabilidad de pago de las referidas instalaciones;

Que, la pretensión accesoria consiste en que, amparada la pretensión principal, se modifi que la resolución impugnada en los términos que se plantean en el recurso de reconsideración, aplicándose, para la determinación de las


compensaciones que corresponde pagar a ELECTROPERÚ, el mismo método que OSINERGMIN utiliza para la determinación de los generadores relevantes para la asignación de responsabilidad en el pago de los Sistemas Secundarios de Transmisión (SST) y Sistemas Complementarios de Transmisión (SCT), es decir, el Criterio de Uso;

2.1 DECLARAR NULA LA RESOLUCIÓN 068

2.1.1. SUSTENTO DEL PETITORIO

Que, Electroperú señala que en el Cuadro Nº 2 - Artículo 2º de la resolución impugnada se fi ja la Compensación de la SET Puno de REDESUR, considerando una compensación mensual de S/. 105 374, e indicando que los Responsables de Pago serán los Generadores Relevantes y que la asignación será “Según método de fuerza-distancia establecido en la Resolución OSINERGMIN Nº 383-2008-OS/CD”;

Que, refi ere la empresa que la asignación considerada en la norma resulta ilegal y contraviene, entre otras, las disposiciones contenidas en el artículo 62º de la Ley de Concesiones Eléctricas (LCE), que establece los criterios generales para determinar si las instalaciones serán remuneradas por los Generadores o por la Demanda, siendo que los casos excepcionales deberán ser resueltos por OSINERGMIN conforme lo señala el Reglamento. Asimismo, refi ere que la resolución impugnada contraviene el artículo 139º del Reglamento de la LCE, aprobado con Decreto Supremo Nº 009-93-EM (RLCE), el cual establece que “...OSINERGMIN defi nirá la asignación de responsabilidades de pago a la generación o a la demanda, o en forma compartida entre ambas. Para ello, deberá tener en cuenta el uso y/o el benefi cio económico que cada instalación proporcione a los generadores y/o demanda...”;

Que, agrega ELECTROPERÚ que la metodología actual para determinar el pago por el uso de las redes del SST y SCT comprende dos etapas: (i) La primera que es la determinación de los Generadores Relevantes, efectuada por OSINERGMIN y que se realiza mediante el método de Criterio de Uso, según el cual, todos los generadores que participan con un porcentaje mayor a 1,00 % en el uso de un elemento son considerados responsables por el uso de dicho elemento; y (ii) la asignación del pago que es efectuada por el COES y que se realiza por el método Fuerza-Distancia.

Que, sostiene que en la Resolución 068, OSINERGMIN ha dispuesto que la asignación de pago de las Compensaciones establecidas se efectuará “Según método de fuerza-distancia establecido en la Resolución OSINERGMIN Nº 383-2008-OS/CD”. Lo señalado se sustentaría en el Informe Técnico Nº 178-2014-GART;

Que, sin embargo, indica que la aplicación de la metodología considerada en la Resolución impugnada (método de fuerza-distancia) para el pago por el uso de los SST, presenta casos de una desproporción entre el porcentaje de uso de un elemento y el porcentaje de pago del monto de compensación. Señala que dicha metodología presenta una incoherencia en su aplicación, debido a que no hay relación entre el porcentaje de uso de un elemento del SST y el monto asignado a pagar, con lo cual se genera un perjuicio a ELECTROPERÚ, por cuanto en la asignación de la responsabilidad de pago a la generación no se tiene en cuenta el uso y/o el benefi cio económico que las instalaciones de transmisión proporcionan a la recurrente, motivo por el cual considera que debe aplicarse el método del criterio de uso, el cual si refl eja el referido uso o benefi cio económico;

Que, a consecuencia de lo señalado, ELECTROPERÚ manifi esta que la metodología aplicada le ocasiona un perjuicio económico, siendo que la compensación real y justa por el uso de cada elemento del SST debe efectuarse sólo en proporción al porcentaje que defi ne su condición de Generador Relevante, con lo que, de acuerdo a los cálculos de la recurrente, le correspondería pagar un porcentaje no mayor al 27,59% de la compensación mensual a REDESUR; sin embargo, por la aplicación de la metodología de OSINERGMIN, se le estaría asignando un pago equivalente al 45,48%;

Que, en cuanto a los aspectos jurídicos, la recurrente cita diversos artículos de la Ley Nº 28832, en la Ley Nº 27444, Ley del Procedimiento Administrativo General (LPAG) para señalar que la Resolución 068 es un acto administrativo que adolece de un vicio de nulidad al haber contravenido el principio de legalidad por no respetar los preceptos de la LCE (Artículo 62º) y lo dispuesto en el Artículo 139º inciso e) literal III de su Reglamento;

Que, en consecuencia, solicita se declare fundado su recurso y se proceda con la modifi cación de la resolución impugnada conforme a lo expuesto.

2.1.2. ANÁLISIS DE OSINERGMIN

Que, la resolución impugnada tiene por objeto modifi car los Peajes y Compensaciones correspondientes a los SST y SCT de las empresas ISA PERÚ y REDESUR, estableciendo los nuevos valores aplicables para remunerar tales instalaciones como consecuencia de la Liquidación Anual de Ingresos que se realiza en aplicación del Contrato BOOT de las empresas señaladas y del “Procedimiento de Liquidación Anual de los Ingresos por el Servicio de Transmisión Eléctrica con modalidad de Contrato BOOT” aprobado por Resolución OSINERG Nº 335-2004-OS/CD;

Que, una vez efectuada la liquidación anual de ingresos señalada en el considerando precedente, se hace necesario modifi car los Peajes y Compensaciones vigentes, incorporando los resultados de la referida liquidación. En el presente caso, los peajes y compensaciones vigentes antes de la liquidación anual que dio lugar a la resolución impugnada, son los establecidos mediante la Resolución OSINERGMIN Nº 054-2013-OS/CD (Resolución 054);

El PeruanoJueves 5 de junio de 2014 524593 Que, la Resolución 068 impugnada, dispone la modifi cación de los valores fi jados en la Resolución 054

respecto de la compensación que corresponde pagar por el SST de REDESUR, remplazando en el cuadro correspondiente, únicamente el valor contenido en la columna denominada “Compensación Mensual (Nuevos Soles/Mes)”, a fi n de incluir el saldo obtenido como resultado de la liquidación anual de ingresos, conforme se explica en el numeral 3.5.2 del Informe Técnico Nº 178-2014-OS/CD que sustenta la Resolución 068;

Que, en ese sentido, la Resolución 068 se limita a establecer el monto de la Compensación que debe remunerarse a REDESUR, siendo que todos los demás aspectos vinculados a la responsabilidad de pago y la asignación respectiva han sido establecidos en la Resolución 054 que se encuentra vigente desde el 01 de mayo de 2013, la cual señaló que dicha asignación se efectuaría “según método fuerza-distancia establecido en la Resolución OSINERGMIN Nº 383-2008-OS/CD”;

Que, adicionalmente, resulta pertinente indicar que mediante Resolución OSINERGMIN Nº 070-2014-OS/CD, publicada el 14 de abril de 2014 (en adelante “Resolución 070”), se dispuso la modifi cación de la distribución entre Generadores de la Responsabilidad de Pago de los SST y SCT establecida en la Resolución 054. Conforme se explica en la parte considerativa de dicha resolución, “...el Artículo 10º de la Resolución 054 establece que la revisión de la distribución de responsabilidades de pago entre los generadores, parcial o totalmente, de la compensación asignadas a ellos por los SST y/o SCT, se realiza a solicitud del interesado, debiendo ser sustentado por el solicitante y tramitado por OSINERGMIN dentro del Procedimiento de Fijación de los Precios en Barras...”, siendo que la modifi cación dispuesta por la referida Resolución 070, tiene su origen en una solicitud presentada por la empresa Enersur S.A., que originó una revisión integral de las responsabilidades de pago asignadas;

Que, de acuerdo a lo expuesto, la asignación de responsabilidades de pago por las instalaciones del SST de REDESUR ha sido defi nida en la Resolución 054 modifi cada por la Resolución 070, en tanto la Resolución 068 impugnada, tiene como objeto únicamente la liquidación anual de los ingresos correspondientes a dichas instalaciones, en donde OSINERGMIN revisa los ingresos de los titulares de transmisión, a efectos de reajustar los peajes, de modo que, con dichos reajustes lo recaudado o pendiente de recaudar por parte de los concesionarios, sea lo que le corresponde, de acuerdo a sus respectivos contratos BOOT;

Que, sin embargo, de la revisión de los argumentos contenidos en el recurso impugnatorio de ELECTROPERÚ, se verifi ca que el mismo no cuestiona ningún aspecto vinculado a la liquidación anual de ingresos referida, sino que se avoca a cuestionar aspectos vinculados a la metodología aplicada para la asignación de responsabilidades de pago, aspecto que, como se ha señalado, no es materia de la resolución impugnada, lo que determina que el recurso impugnatorio bajo análisis, deba ser declarado improcedente;

Que, en efecto, la pretensión principal del recurso consistente en la nulidad parcial de la Resolución 068, se basa en una supuesta vulneración de los Artículos 62º de la LCE y 139º del RLCE, los cuales se encuentran referidos a los criterios para la asignación de responsabilidad de pago de las instalaciones del SST y SCT, mientras que, la pretensión accesoria solicita la modifi cación de la Resolución 068 en cuanto a este mismo extremo, vale decir, pretende que se modifi que el método para la determinación de generadores relevantes y la asignación de responsabilidad de pago de los mismos;

Que, como se puede apreciar, ambas pretensiones del recurso de reconsideración cuestionan aspectos que escapan a los alcances de la resolución impugnada, por lo que corresponderá que dicho recurso sea declarado improcedente en todos sus extremos;

Que, sin perjuicio de lo señalado, se hace presente que los argumentos expuestos en el recurso de ELECTROPERÚ contra la Resolución 068, han sido considerados por la misma empresa en su recurso impugnatorio presentado contra la Resolución 070, la cual si aborda temas referidos a la asignación de responsabilidades de pago de los generadores. Dicho recurso será analizado y resuelto conforme corresponda;

Que, en consecuencia, el recurso de reconsideración interpuesto por la empresa Electroperú S.A. debe declararse improcedente en todos sus extremos;

Que, fi nalmente, se ha expedido el informe Nº 284-2014-GART de Asesoría Legal de la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria, que complementa 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 Nº 27444, Ley del Procedimiento Administrativo General; y,

De conformidad con lo establecido en la Ley Nº 27332, Ley Marco de los Organismos Reguladores de la Inversión Privada en los Servicios Públicos y su Reglamento aprobado por Decreto Supremo Nº 042-2005-PCM; en el Reglamento General de OSINERGMIN, aprobado por Decreto Supremo Nº 054-2001-PCM; en el Decreto Ley Nº 25844, Ley de Concesiones Eléctricas y su Reglamento aprobado por Decreto Supremo Nº 009-93-EM; en la Ley Nº 28832, en la Ley Nº 27444, Ley del Procedimiento Administrativo General; así como en sus normas modifi catorias, complementarias y conexas;


RESUELVE:

Artículo 1º.- Declarar improcedente en todos sus extremos el recurso de reconsideración interpuesto por la empresa Electroperú S.A. contra la Resolución OSINERGMIN Nº 068-2014-OS/CD, por las razones señaladas en el numeral 2.1.2 de la parte considerativa de la presente resolución.


Artículo 2º.- La presente Resolución deberá ser publicada en el diario ofi cial El Peruano y consignada junto con el Informe Nº 284-2014-GART, en la página Web de OSINERGMIN: www.osinergmin.gob.pe.






CONSIDERANDO:

1.- ANTECEDENTES

Que, con fecha 14 de abril de 2014, el Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (en adelante “OSINERGMIN”), publicó la Resolución OSINERGMIN Nº 069-2014-OS/CD (en adelante “Resolución 069”), mediante la modifi caron los Peajes de los Sistemas Secundarios de Transmisión (SST) y Sistemas Complementarios de Transmisión (SCT), para el periodo mayo 2014 – abril 2015, como consecuencia de la liquidación anual de los Ingresos por el Servicio de Transmisión Eléctrica de SST y/o SCT;

Que, con fecha 29 de abril de 2014, la Empresa Eléctrica de Piura S.A. (en adelante “EEPSA”), dentro del término de ley, presentó recurso de reconsideración, siendo materia del presente acto administrativo, el análisis y decisión de dicho recurso impugnativo.


Que, EEPSA solicita se deje sin efecto lo dispuesto en los artículos 2º y 5º de la Resolución 069 relativos a los Peajes y Cargo Unitario por liquidación, respectivamente, a favor de EEPSA por la SE Talara y la LT 33 kV Talara-Refi nería, al no ser EEPSA el concesionario de transmisión de dichas instalaciones;


Que, EEPSA señala que, en los Cuadros Nº 2 y 4 de la resolución impugnada, se consigna a EEPSA como titular de la concesión de transmisión de la subestación eléctrica MAT/T Talara (“SE Talara”) y de la línea de transmisión 33 kV Talara-Refi nería (“LT 33 kV Talara-Refi nería”). Al respecto, señala que existe un error en los referidos cuadros, por cuanto no se ha considerado que EEPSA dejó de ser titular de la concesión de transmisión de las instalaciones mencionadas con fecha 13 de junio de 2013;

Que, en efecto, EEPSA manifi esta que el 12 de junio de 2012, presentó ante la Dirección General de Electricidad del Ministerio de Energía y Minas (“DGE”), su solicitud de renuncia defi nitiva a la concesión para desarrollar actividades de transmisión de 33 kV CT Malacas – SE Talara, la cual le fuera otorgada mediante Resolución Suprema Nº 006-97-EM. Precisa que, transcurrido el plazo de un año sin que el Ministerio de Energía y Minas (“MEM”) se pronuncie sobre dicha solicitud, y considerando que el procedimiento administrativo de renuncia a la concesión está califi cado como uno de evaluación previa con silencio administrativo positivo, la solicitud de renuncia fue aceptada tácitamente, operando a partir del 13 de junio de 2013, fecha en que se cumplió el plazo de un año de anticipación exigido por el Artículo 71º del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas, aprobado por Decreto Supremo Nº 009-93-EM (RLCE);

Que, EEPSA precisa que, en aplicación de lo establecido por el artículo 3º de la Ley Nº 29060, Ley del Silencio Administrativo, presentó ante el MEM, el 13 de junio de 2013, una declaración jurada de silencio administrativo positivo, con la fi nalidad de hacer valer la aceptación de la renuncia ante dicha entidad y la Administración Pública en general, declaración jurada que adjunta a su recurso de reconsideración;

Que, agrega EEPSA que, la aceptación de la renuncia a la concesión por parte del MEM mediante aplicación del silencio administrativo positivo, ha sido reconocida por dicha entidad mediante Resolución Vice Ministerial Nº 156-2013-MEM/VME, de fecha 13 de diciembre de 2013, la cual adjunta también a su recurso;

Que, de acuerdo a lo expuesto, EEPSA señala que ha quedado acreditado que su solicitud de renuncia a la concesión, ha sido aceptada por el MEM, por lo que dicha empresa no puede seguir siendo considerada concesionaria de transmisión de la SE Talara y la LT 33 kV Talara-Refi nería, no correspondiendo la determinación de peajes u otros cargos a su favor por tales instalaciones como erróneamente lo dispone la Resolución en sus artículos 2º y 5º, aspecto que solicita sea dejado sin efecto;

El PeruanoJueves 5 de junio de 2014 5245952.2. ANÁLISIS DE OSINERGMIN

Que, de acuerdo con el Artículo 71º del RLCE, “El concesionario podrá renunciar a su concesión defi nitiva, comunicando este hecho al Ministerio con una anticipación no menor de un año”; en el presente caso, tal renuncia ha sido comunicada por EEPSA al MEM con fecha 12 de junio de 2012, conforme se verifi ca a partir de la documentación presentada por la empresa en su recurso;

Que, por su parte, el ítem CE05 del TUPA del Ministerio de Energía y Minas aprobado por Decreto Supremo Nº 061-2006-EM y sus modificatorias, establece que, en efecto, el procedimiento de renuncia a la concesión se encuentra calificado como uno de evaluación previa con silencio administrativo positivo (que opera a los 90 días calendario en el caso de renuncias definitivas). En dicho supuesto, en concordancia con lo dispuesto en el artículo 3º de la Ley Nº 29060 , Ley del Silencio Administrativo, corresponde la presentación de la respectiva declaración jurada de silencio positivo, conforme ha ocurrido en el caso bajo análisis, en que EEPSA presentó el formato de declaración jurada correspondiente el 13 de junio de 2013;

Que, adicionalmente, resulta pertinente hacer referencia a lo señalado por el MEM en la Resolución Vice Ministerial Nº 156-2013-MEM/VME del 13 de diciembre de 2013, en la que se abordan aspectos vinculados a la tramitación y acciones que corresponde a dicha instancia a partir de la renuncia a la concesión presentada por EEPSA y que ha sido puesta en conocimiento de este organismo recién con ocasión del recurso impugnatorio bajo análisis. Dicha resolución, en su parte considerativa, reconoce expresamente que la renuncia a la concesión de EEPSA ha sido aceptada tácitamente por el MEM y señala que:

“Que, en efecto, de acuerdo a lo establecido por la LCE y el RLCE, una vez aceptada la renuncia a la Concesión Defi nitiva de Transmisión de la Línea de Transmisión de 33 kV CT Malacas – SE Talara por parte de EEPSA, se debió continuar el procedimiento de renuncia de acuerdo a lo establecido en los Artículos 35 y 37 de la LCE, y Artículos 72 y 79 del RLCE; disponiendo la intervención administrativa en forma provisional a fi n de asegurar la continuidad de las operaciones, y posteriormente a la subasta pública de los derechos de los bienes de la concesión”

Que, atendiendo a lo señalado, la referida Resolución Vice Ministerial dispuso, en la parte fi nal de su Artículo 2º, que la instancia competente deberá disponer que “...el procedimiento de renuncia de la Línea de Transmisión de 33 kV CT Malacas – SE Talara promovido por Empresa Eléctrica de Piura S.A. – EEPSA continuará de acuerdo a lo establecido en la normatividad vigente”, según la cual, corresponde que la Administración intervenga provisionalmente en tanto se efectúa la subasta pública respectiva;

Que, estando a lo expuesto, se verifi ca que EEPSA ha cumplido con las formalidades y procedimiento correspondiente para efectos de acreditar la aceptación de su renuncia a la concesión de transmisión de 33 kV CT Malacas – SE Talara, la misma que opera desde el 13 de junio de 2013; por lo que, conforme solicita la empresa, corresponde modifi car la resolución impugnada retirando a EEPSA como titular de las instalaciones de transmisión respectivas;

Que, no obstante, atendiendo a que, de conformidad con el Artículo 62º del Decreto Ley Nº 25844, Ley de Concesiones Eléctricas (LCE) y el Artículo 139º del RLCE es obligación de OSINERGMIN fi jar las tarifas y compensaciones de los SST y SCT, si bien EEPSA no será considerado como titular de la SE Talara y la LT 33 kV Talara-Refi nería, dichas instalaciones deberán continuar siendo reguladas y por tanto, consideradas en los alcances de la resolución impugnada, siendo que su titularidad será defi nida conforme a lo que oportunamente disponga el Ministerio de Energía y Minas en atención a lo dispuesto por el Artículo 2º de la Resolución Vice Ministerial Nº 156-2013-MEM/VME, precedentemente citado;

Que, por lo expuesto, corresponde declarar fundado el recurso de reconsideración de EEPSA, procediendo a retirar a dicha empresa como titular de las instalaciones de transmisión de 33 kV CT Malacas – SE Talara en los Cuadros 2º y 4º de la Resolución 069;

3.- OPINIONES Y SUGERENCIAS DE ENERSUR S.A. RESPECTO AL RECURSO DE RECONSIDERACIÓN

3.1 SUSTENTO

Que, dentro del plazo establecido para tal efecto, Enersur S.A. presentó sus opiniones y sugerencias respecto al recurso de EPPSA;

Que, la empresa señala que lo expuesto por EEPSA en su recurso de reconsideración, no considera el hecho de que la transmisión de electricidad constituye un servicio público, por lo que, pese a su renuncia a la conexión, EEPSA no puede pretender desentenderse de la operación de la línea de transmisión;

Que, para este efecto, cita lo señalado en la Resolución Vice Ministerial Nº 156-2013-MEM/VME, según la cual: “... la renuncia produciría un perjuicio al usuario Refi nería Talara de Petroperú S.A, y mientras no se haya cumplido con lo señalado en e Artículo 72 RLCE, EEPSA no podrá proceder al retiro de la Línea de Transmisión de 33 kV CT Malacas – SE Talara”;

Que, agrega fi nalmente que, en cualquier caso, independientemente de la titularidad, la Línea de Transmisión deberá contar con un peaje que permita remunerar el servicio público prestado a través de la misma.



Que, cabe precisar que no se pretende desconocer el carácter de servicio público de la transmisión eléctrica; no obstante, en el caso materia de análisis se ha verifi cado que EEPSA ha cumplido con los requisitos y plazos establecidos por la normativa vigente para concretar su renuncia a la concesión de la Línea de Transmisión en cuestión, por lo que dicha circunstancia no puede ser desconocida por el Regulador;

Que, en efecto, de acuerdo con el Artículo 72º del RLCE “Aceptada la renuncia, se designará un Interventor de las operaciones del concesionario hasta el cumplimiento del plazo respectivo; y se procederá a la subasta de los derechos y los bienes de la concesión, aplicando el procedimiento dispuesto en el Artículo 79 del Reglamento”;

Que, como se ha verifi cado en la documentación remitida por EEPSA y conforme lo reconoce el MEM en la citada Resolución Vice Ministerial Nº 156-2013-MEM/VME que, con ocasión del recurso impugnatorio de EEPSA el Regulador ha tenido a la vista, la renuncia a la concesión presentada por la empresa ha sido aceptada a partir del 13 de junio de 2013, por lo que corresponderá a la instancia competente, proceder con el nombramiento del interventor de acuerdo a ley;

Que, estando a lo expuesto y conforme se analiza en el numeral 2.2 precedente, corresponde declarar fundado el recurso de EEPSA, no acogiéndose los comentarios formulados por Enersur en este extremo;

Que, fi nalmente, en cuanto a lo señalado por Enersur sobre la necesidad de que la Línea de Transmisión cuente con un peaje que permita remunerar el servicio público prestado a través de la misma, tal aspecto debe ser acogido, considerando que conformidad con los Artículos 62º de la LCE y 139º del RLCE, es obligación de OSINERGMIN fi jar las tarifas y compensaciones de los SST y SCT, tal y como se ha señalado precedentemente.

Que, fi nalmente, se ha expedido el informe Nº 282-2014-GART de la Asesoría Legal de la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria, que complementa 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 Nº 27444, Ley del Procedimiento Administrativo General; y,



RESUELVE:

Artículo 1º.- Declarar fundado en todos sus extremos el recurso de reconsideración interpuesto por la Empresa Eléctrica de Piura S.A. contra la Resolución OSINERGMIN Nº 069-2014-OS/CD, por las razones señaladas en el numeral 2.2 de la parte considerativa de la presente resolución.

Artículo 2º.- La presente Resolución deberá ser publicada en el diario ofi cial El Peruano y consignada junto con el Informe Nº 282-2014-GART, en la página Web de OSINERGMIN: www.osinergmin.gob.pe.






CONSIDERANDO:

1.- ANTECEDENTES

Que, con fecha 14 de abril de 2014, el Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (en adelante “OSINERGMIN”), publicó la Resolución OSINERGMIN Nº 069-2014-OS/CD (en adelante “Resolución 069”), mediante la cual se fi jó el Cargo Unitario de Liquidación de los Sistemas Secundarios de Transmisión (en adelante “SST”)

El PeruanoJueves 5 de junio de 2014 524597y Sistemas Complementarios de Transmisión (en adelante “SCT”) para el periodo mayo 2013 – abril 2014, como consecuencia de la liquidación anual de los Ingresos por el Servicio de Transmisión Eléctrica de SST y/o SCT;

Que, la citada Resolución 069, se emitió conforme a lo dispuesto en el “Procedimiento de Liquidación Anual de los Ingresos por el Servicio de Transmisión Eléctrica de SST y/o SCT”, aprobado con Resolución OSINERGMIN Nº 261-2012-OS/CD (“PROCEDIMIENTO LIQUIDACIÓN SST y/o SCT”), y en lo establecido en el Artículo 139º del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas (RLCE), aprobado mediante Decreto Supremo Nº 009-93-EM;

Que, con fecha 07 de mayo de 2014, la Empresa de Distribución Eléctrica de Lima Norte S.A.A. – Edelnor S.A.A. (en adelante “Edelnor”), dentro del término de ley, presentó recurso de reconsideración, siendo materia del presente acto administrativo, el análisis y decisión de dicho recurso impugnativo.


Que, Edelnor solicita se reconsidere lo establecido en la Resolución 069, de acuerdo a lo señalado en el Informe Técnico 001-2014-GRyGE que adjunta a su recurso y que pretende lo siguiente:

a) Se corrija la omisión de celdas de línea en la SET Chavarría 220 kV;b) Se reconsidere el cálculo de la liquidación tomando en cuenta el año tarifario a efectos de determinar el saldo

anual a liquidar;c) Se actualice el Costo Medio Anual (CMA) con los mismos factores de ajuste aplicados al peaje;d) Se corrija el error material en el código del módulo estándar asignado al banco de transformador 180 MVA en

la SET Santa Rosa;e) Se corrija el error material en el código de módulo estándar de la celda de transformador 60 kV en la SET

Zárate;f) Se corrija el error material en los códigos de módulos estándar de instalaciones comunes de la SET Nueva

Zapallal (SET Huarangal);g) Se corrija el error material con respecto a las Transferencias como Suministrador;h) Se corrija el error material con respecto a las Transferencias como Titular.

2.1 CORRECCIÓN DE LA OMISIÓN DE CELDAS DE LÍNEA EN LA SET CHAVARRÍA 220 KV


Que, Edelnor indica que observó que en el proyecto de resolución que se publicó mediante Resolución OSINERGMIN Nº 041-2014-OS/CD, advirtió que OSINERGMIN no había verifi cado dos celdas de línea dadas de alta en la SET/ MAT/AT Chavarría dese el 18 de febrero de 2012;

Que, en el Informe Nº 180-2014-GART, OSINERGMIN afi rmó no haber considerado las dos celdas de línea y manifestó que acogía lo observado procediendo a la respectiva corrección; sin embargo, advierte que aún no se ha considerado las mencionadas celdas en la SET MAT/AT Chavarría, por lo que solicita a OSINERGMIN reconsiderar sus cálculos e incluya el alta de ambas celdas en el peaje recalculado.


Que, se ha verifi cado que las mencionadas celdas de línea de la subestación Chavarría si fueron consideradas en el cálculo como se puede verifi car en la Hoja “F-308” del archivo “1 Peaje_recal(PreLiq2014).xls”; sin embargo, el monto asignado a las mismas consideraba el CMA en dólares y no en soles, motivo por el que el monto asignado a dichas instalaciones era menor del que correspondía. Por ello, corresponde realizar la corrección de los montos de las dos celdas de línea de la Subestación Chavarría;

Que, asimismo, en virtud de lo observado por la recurrente, se ha realizado la revisión de toda la información correspondiente en la mencionada hoja de cálculo, habiéndose detectado la necesidad de realizar correcciones similares en la conversión de montos a reconocer y asignación de elementos a titulares de transmisión, y corregido la información de los titulares Electronorte, Hidrandina, Electro Oriente, Luz del Sur y Electrodunas;

Que, en aplicación del principio de verdad material, contenido en el Artículo IV numeral 1.11 de la Ley Nº 27444, Ley del Procedimiento Administrativo General, por el cual para verifi car plenamente los hechos que sirven de motivo a sus decisiones, la Administración deberá adoptar todas las medidas probatorias necesarias autorizadas por la ley, aun cuando no hayan sido propuestas por los administrados, resulta conveniente revisar toda la información disponible incluso la alcanzada por Edelnor, debiendo hacerse las modifi caciones que correspondan siempre que se ajusten a la verdad material;

Que, como consecuencia directa de la corrección del mencionado archivo Excel “1 Peaje_recal(PreLiq2014).xls”, se han modifi cado los resultados de liquidación calculados de otros titulares y suministradores involucrados con los cambios señalados, esto, en razón de que indefectiblemente la modifi cación de un valor en el cálculo afecta a los demás que se encuentran relacionados con este;

Que, en consecuencia, corresponde declarar fundado este extremo del recurso de reconsideración;

2.2 RECONSIDERACIÓN DEL CÁLCULO DE LA LIQUIDACIÓN TOMANDO EN CUENTA EL AÑO TARIFARIO A EFECTOS DE DETERMINAR EL SALDO ANUAL A LIQUIDAR

2.2.1 SUSTENTO DEL PETITORIO Que, la recurrente señala que luego de revisar los cálculos publicados en la página web de OSINERGMIN, ha

verifi cado que el Regulador consideró el 100% del Saldo de Liquidación actualizado al año 2013. Añade que


si bien es cierto lo establecido en el PROCEDIMIENTO LIQUIDACIÓN SST y/o SCT, considera que no debe confundirse el año tarifario con el año calendario; así, refi ere que el saldo a liquidar debería ser proporcional a los meses transcurridos en el año tarifario, es decir, ocho meses, considerándose para la próxima liquidación el saldo faltante actualizado;

Que, agrega, este pedido fue formulado a OSINERGMIN con motivo de la prepublicación de la liquidación, habiendo obtenido como respuesta que su propuesta era en realidad un nuevo criterio no previsto en la norma vigente, por lo que no correspondía realizar modifi caciones en el PROCEDIMIENTO LIQUIDACIÓN SST y/o SCT. Sobre esto, la impugnante menciona que OSINERGMIN debe optar por la razonabilidad técnica de la propuesta y no detenerse ante una limitación administrativa, ya que el procedimiento técnico puede regularizarse en una próxima modifi cación del referido procedimiento de liquidación.

2.2.2 ANÁLISIS DE OSINERGMIN

Que, en cada oportunidad de liquidación siempre se podrá contrastar el Saldo de Liquidación del periodo anterior con doce valores mensuales, de tal manera que se puede identifi car adecuadamente el Saldo de Liquidación correspondiente al periodo que se está liquidando. Al respecto, para realizar los cálculos de la liquidación, siempre se toman en cuenta doce meses: los cuatro primeros (valores vigentes desde enero hasta abril de 2013) correspondientes al cargo unitario de liquidación anterior (que corresponde periodo tarifario del año 2012,) y los ocho meses restantes (de mayo a diciembre de 2013) del periodo que se está liquidando y a los que es aplicable el cargo unitario determinado en el mes de mayo anterior al presente (2013), es decir, siempre se liquidan doce meses hacia atrás aun cuando en el periodo de liquidación solo se considere la aplicación del cargo unitario de liquidación anterior en ocho meses (desde mayo a diciembre);

Que, lo solicitado por Edelnor constituye una modifi cación a los criterios contenidos en la norma PROCEDIMIENTO LIQUIDACIÓN SST y/o SCT y no es una propuesta a un vacío en la norma; así, en la presente oportunidad corresponde únicamente realizar la liquidación anual de ingresos por el servicio de transmisión eléctrica de las instalaciones del SST-SCT, no siendo materia del presente procedimiento realizar modifi caciones al mencionado procedimiento las cuales sí se podrían tratar en oportunidad de revisión del procedimiento antes mencionado;

Que, en cumplimiento del principio de legalidad, previsto en el numeral 1.1 del Artículo IV del Título Preliminar de la Ley Nº 27444, Ley del Procedimiento Administrativo General, según el cual toda autoridad administrativa debe actuar conforme a la Ley, la Constitución y el Derecho, OSINERGMIN no tiene facultades para aplicar criterios distintos a los previstos en las normas vigentes, motivo por el cual, el petitorio de la recurrente debe ser declarado improcedente.

2.3 ACTUALIZACIÓN DEL COSTO MEDIO ANUAL (CMA) CON LOS MISMOS FACTORES DE AJUSTE APLICADOS AL PEAJE

2.3.1 SUSTENTO DEL PETITORIO

Que, Edelnor refi ere que en la fi jación de los peajes OSINERGMIN consideró la fórmula de reajuste del peaje, la cual tiene por fi nalidad mantener su valor real en el tiempo; sin embargo, manifi esta que si bien los peajes fueron reajustados según la fórmula de actualización o reajuste, los CMA no lo han sido, razón por la cual estos no tienen inmersos el reconocimiento del reajuste que se realiza en los peajes, subestimándose así los saldos mensuales;

Que, añade que esta solicitud fue formulada al OSINERGMIN con ocasión de la prepublicación de la liquidación, ante lo cual, el Regulador le respondió que el CMA se actualiza en cada fi jación de peajes y compensaciones del SST-SCT, no correspondiendo la actualización del CMA por tratarse de un procedimiento de liquidación anual;

Que, fi nalmente señala que OSINERGMIN no analiza la razonabilidad de su propuesta, puesto que la actualización de los peajes en un periodo tarifario no tiene ningún sentido si es que no se actualizan los CMA con los mismos factores de actualización que se aplican a los peajes. Considera la recurrente que OSINERGMIN debería optar por la razonabilidad técnica de la propuesta y no detenerse ante una limitación administrativa, ya que el procedimiento técnico puede regularizarse en una próxima modifi cación de las normas.


Que, de acuerdo con lo establecido por el Artículo 139º del Reglamento de la LCE, el CMA de los SST y los SCT se determina por única vez y se actualiza en cada fi jación tarifaria, esto es, cada 4 años, habiéndose efectuado la última actualización del CMA con la Resolución OSINERGMIN Nº 054-2013-OS/CD, para el periodo 2013-2017.

Que, en aplicación del principio de legalidad desarrollado en el análisis legal contenido en el numeral 2.2.2 precedente, OSINERGMIN carece de competencia para actualizar el CMA en una fecha distinta a la de fi jación tarifaria y menos aún durante una liquidación, la cual realiza en virtud de lo dispuesto en el literal f) del Artículo 139º del RLCE y según las pautas establecidas en el PROCEDIMIENTO LIQUIDACIÓN SST y/o SCT, dispositivos legales que conforman el marco normativo que debe aplicar el Regulador. Cualquier incumplimiento a estos dispositivos legales devendría, como se ha mencionado, en una arbitrariedad de la Administración;

El PeruanoJueves 5 de junio de 2014 524599 Que, por lo expuesto y dado que nos encontramos ante una solicitud que se encuentra fuera de los alcances

del proceso de liquidación, este extremo del petitorio debe ser declarado improcedente.

2.4 CORRECCIÓN DE ERROR MATERIAL EN EL CÓDIGO DEL MÓDULO ESTÁNDAR ASIGNADO AL BANCO DE TRANSFORMADOR 180 MVA EN LA SET SANTA ROSA


Que, Edelnor señala que en el Acta de Puesta en Servicio Nº 022-2012-Edelnor, se deja constancia de la puesta en servicio del banco de transformadores monofásicos de 180 MVA en la SET Santa Rosa, no obstante, para efectos de la liquidación OSINERGMIN habría considerado que dicho elemento se trataría de un transformador trifásico;

Que, refi ere, el costo de un transformador trifásico 180 MVA representa el 64% del costo del banco de transformadores 180 MVA, tal como lo indica en un cuadro que consigna en su recurso de reconsideración; razón por la que solicita considerar en la valorización del banco de transformadores de 180 MVA instalado en la SET Santa Rosa el módulo correspondiente a “TM-220060010-180C01E”.


Que, se ha efectuado la revisión del archivo de valorizaciones correspondiente al banco de transformadores monofásicos 180 MVA puesto en servicio en la SET Santa Rosa, habiéndose verifi cado que el módulo considerado es “TP-220060-180CO1E” conforme indica la recurrente. Cabe señalar que esta asignación se dio en base a la información del Acta de Puesta en Servicio, en donde se indica que dicho banco no cuenta con el arrollamiento de 10 kV por los motivos descritos en el Informe Justifi catorio Nº 001-2012 presentado por la misma recurrente; no obstante, dado que el Elemento corresponde a un banco de transformadores monofásicos y no a un transformador trifásico, corresponde modifi car la asignación del módulo “TP-220060-180CO1E” a “TM-220060-180CO1E”; siendo que este último se genera a partir del módulo “TM-220060010-180CO1E” afectado por el mismo factor (1,2) que se consideró para llevar un “TM” de dos a tres devanados, es decir de “220/060” a “220/060/010”;

Que, en ese sentido, corresponde modifi car el código modular asignado al banco de transformadores monofásico de 180 MVA de la SET AT/MT Santa Rosa pero no necesariamente con el módulo sugerido por la recurrente, que corresponde a un banco de transformadores de 3 arrollamientos, sino con el equivalente a un banco de transformadores de 2 arrollamientos (sin incluir el devanado de 10 kV); de ese modo, producto del reconocimiento del costo del transformador mencionado asciende a US$ 3 197 086;

Que, en consecuencia, corresponde declarar fundado este extremo del recurso de reconsideración.

2.5 CORRECCIÓN DE ERROR MATERIAL EN EL CÓDIGO DE MÓDULO ESTÁNDAR DE LA CELDA DE TRANSFORMADOR 60 KV EN LA SET ZÁRATE


Que, Edelnor señala que en el Acta de Puesta en Servicio Nº 008-2013-Edelnor, cuyo extracto adjunta al recurso de reconsideración, se dejó constancia de la puesta en servicio de la celda convencional de transformador de 60 kV en la SET AT/MT Zárate, módulo identifi cado con código CE060COU1C2ESBTR para corriente de cortocircuito de 31,5; sin embargo, manifi esta que OSINERGMIN ha valorizado la celda de transformador de 60 kV instalada en la SET Zárate con el código “CE-060COU1C1ESBTR2”, que corresponde a un módulo de Corriente de Cortocircuito igual a 25 kA.

Que, la recurrente señala que según los Módulos de Inversión, el código para una celda de transformación 60 KV para una corriente de cortocircuito de 31,5 kA es CE060COU1C1ESBTR3; y añade que la valorización efectuada por OSINERGMIN está referida a una celda de transformador para una corriente de cortocircuito de 25 kA y no para una corriente de cortocircuito de 31,5 KA, lo que conlleva a reconocer una inversión menor en US$ 7 305, que es la diferencia de costos entre ambos tipos de celda;

Que, por lo expuesto, solicita se reconsidere la valorización de la Celda de Transformador 60 kV de la SET Zarate tomando en cuenta el módulo “CE-060COU1C1ESBTR3”.


Que, resulta necesario aclarar que el Acta de Puesta en Servicio Nº 008-2013-Edelnor (APS-008-2013), fue observada y posteriormente corregida por incoherencia en la información de descripción y en el formato F-601. Según la información fi nal del Acta corregida, la celda instalada en la SET Zárate corresponde a una celda del tipo convencional y no a una celda del tipo compacto conforme indica la recurrente;

Que, respecto a la característica de corriente de cortocircuito de la mencionada celda, cabe mencionar que dicha celda fue aprobada en el Plan de Inversiones 2009-2013, con el módulo “CE-060COU1C1ESBTR”, en donde se observa que este no tiene desagregado el nivel de cortocircuito; sin embargo, para efectos de reconocimiento de la inversión efectuada, desde la fecha de puesta en servicio (febrero 2013), se valorizó con el módulo “CE-060COU1C1ESBTR2”; así, dado que las celdas aprobadas en el Plan de Inversiones 2013-2017 para niveles de 60 kV en la SET Zárate consideran como corriente de cortocircuito a 31,5 kA, resulta


pertinente modifi car el módulo valorizado de “CE-060COU1C1ESBTR2” a “CE-060COU1C1ESBTR3” para la celda de 60 kV del tipo convencional de corriente de cortocircuito a 31,5 kA, conforme se muestra en el Acta de Puesta en Servicio;


2.6 CORRECCIÓN DE ERROR MATERIAL EN LOS CÓDIGOS DE MÓDULOS ESTÁNDAR DE INSTALACIONES COMUNES DE LA SET NUEVA ZAPALLAL (SET HUARANGAL)


Que, la recurrente señala que la SET Nueva Zapallal (denominada también Huarangal) fue aprobada en el Plan de Inversiones de Transmisión 2009-2013, con el siguiente equipamiento: Banco de transformadores de 180 MVA con sus respectivas celdas de transformación y 04 Celdas de línea 60 kV, especifi cándose además que para la celda de transformación 220 kV el sistema de barra interruptor y medio; además, habiéndose determinado también características para las instalaciones comunes;

Que, asimismo, Edelnor refi ere que en la revisión del Plan de Inversiones 2013-2017, se han considerado nuevos elementos en el equipamiento de la SET Nueva Zapallal (o Huarangal). Al respecto, agrega que mediante Resolución Nº 511-2009-MEM/DM el Ministerio de Energía y Minas impone con carácter de permanente, a favor de Edelnor, la servidumbre del terreno para la SET Zapallal Nueva 220 kV un área de 21 501,85 m2 y sus aires;

Que, asimismo, indica que mediante ofi cio COES/D/DP-778-2011, el COES le otorga conformidad al Estudio de Pre Operatividad para la conexión al SEIN de la Nueva Subestación Zapallal 220/60 kV, siendo que en dicho estudio de Pre Operatividad se presenta la vista de planta y disposición del equipo de la SET Nueva Zapallal con un área de 210,8 m x 102 m = 21 501,60 m2;

Que, la recurrente informa que la subestación entró en operación el 28 de febrero del 2013, instalándose en dicha etapa un banco de transformadores 180 MVA, una celda de transformación de 220 kV (interruptor y medio), una celda de transformación 60 kV (simple barra), y las 02 celdas de línea 60 kV. Además, refi ere que en la Liquidación Anual 2014 observa que los elementos instalados han sido valorizados con un costo de inversión de US$ 5 465 008. En esta misma línea, añade que debido a que OSINERGMIN no habría publicado el detalle de esta valorización (F-303), EDELNOR ha realizado la simulación de dicha valorización, deduciendo lo que OSINERGMIN habría consignado para las instalaciones comunes;

Que, Edelnor considera que el área asignada para la SET Nueva Zapallal en la liquidación anual 2014 es insufi ciente para la instalación del equipamiento que entró en operación el 28/02/2013, las nuevas instalaciones adicionales aprobadas en el Plan de Inversiones 2013-2017 y las instalaciones previstas a lo largo de vida útil;

Que, por consiguiente, se solicita a OSINERGMIN reconsiderar la valorización de las instalaciones que ingresaron a operar a partir del 28/02/2013, y tomar en cuenta las áreas comunes correspondientes aprobadas en el Plan de Inversiones 2009-2013, correspondiéndole un costo de inversión de US$ 6 381 429 en la liquidación anual 2014.


Que, respecto a los Elementos aprobados en el Plan de Inversiones 2009-2013, es preciso reiterar que de acuerdo al numeral I) del literal d) del Artículo 139º del RLCE, el CMA de las instalaciones de transmisión del Plan de Inversiones se fija preliminarmente en cada proceso regulatorio. Ello justamente debido a que en el momento de la aprobación de cada Plan de Inversiones no se dispone de valores definitivos de la fecha de puesta en servicio, el área y costo de terreno, entre otros; siendo posible el presentarse eventualidades tales como cambios significativos en la demanda proyectada, modificaciones en la configuración de las redes de transmisión, donaciones de terrenos para subestaciones, entre otros aspectos;

Que, un claro ejemplo de lo descrito en el párrafo anterior sucede con el equipamiento previsto para la SET Nueva Zapallal (también denominada “Huarangal”), donde producto del Plan de Inversiones 2013 – 2017 (Plan de Inversiones vigente), varios elementos aprobados en el Plan de Inversiones 2009-2013 resultaron ya no ser necesarios. En ese sentido, queda claro que el equipamiento descrito por la recurrente para el Plan de Inversiones 2009-2013, fue modifi cado según los análisis efectuados para la aprobación del Plan de Inversiones 2013-2017;

Que, respecto al equipamiento adicional en la SET Nueva Zapallal, resulta necesario aclarar que el criterio que se viene utilizando en la determinación del espacio de terreno para subestaciones, consiste en el uso de dimensiones estándares que en promedio se aplican a todas las subestaciones; para tal efecto, se consideran todos los Elementos requeridos durante el horizonte de estudio. Dichos estándares se encuentran incorporados en las hojas de cálculo de la Base de Datos de los Módulos Estándares, los cuales se han elaborado sobre la base de información proporcionada por las propias empresas concesionarias;

Que, asimismo, cabe aclarar que el área de terreno se determina en función del módulo de obras civiles generales y este a su vez se genera, principalmente, en función al sistema de barras y la cantidad de celdas de


mayor tensión requeridas en el horizonte de estudio. En efecto, el área de terreno de una subestación puesta en servicio, se modifi caría únicamente al variar el sistema de barras o al incrementarse celdas del mismo nivel de tensión con la cual fue generado el módulo de obras civiles generales; dado que la región, la tecnología y el tipo de instalación ya se encuentra defi nido y establecido desde un primer momento;

Que, por ello, OSINERGMIN ha generado el módulo de obras civiles generales y todos los módulos referidos a costos comunes en función a una celda cuya tensión máxima es de 220 kV, resultando un área de 2 430 m2.Asimismo, en la valorización no se ha contemplado el módulo de sistema de barras interruptor y medio, debido a que para un sistema de ese tipo, se tiene contemplado, como mínimo la instalación de 10 celdas en 220 kV, lo cual no estaría acorde a los Elementos previstos dentro del horizonte de estudio (10 años) del Plan de Inversiones 2013-2017;

Que, no obstante, dado que en dicho horizonte de estudio se plantea la instalación de una segunda celda en 220 kV, se modifi ca el módulo asignado de “OC-COC1E220060LT-01” a “OC-COC1E220SB060SB-02” que contempla la instalación de dos (02) celdas en 220 kV y tres (03) celdas de línea en 60 kV, resultando un área de terreno de 8 024 m2, cuya extensión permitiría la implementación de equipamiento adicional requerido por la recurrente a futuro, y cuya área es inferior a los 25 080 m² que pretende Edelnor se le reconozca puesto que no corresponde a un dimensionamiento técnicamente efi ciente;

Que, respecto a la imposición de servidumbre con carácter permanente a favor de la recurrente para la SET Nueva Zapallal 220 kV; OSINERGMIN tiene conocimiento del mismo y es por ello que ha contemplado un costo de terreno a título gratuito en la valorización de dicha subestación;

Que, respecto al banco de transformadores monofásicos 180 MVA, 220/60 kV, cabe indicar que dicho banco no cuenta con el arrollamiento de 10 kV conforme se detalla en el Acta de Puesta en Servicio 005-2013-Edelnor; en ese sentido, en la valorización correspondiente, se modifi ca el módulo considerado de “TM-220060010-180CO1E” a “TM-220060-180CO1E”, este último generado a partir del módulo que contempla 3 arrollamientos afectado por el factor (1,2) que se considera para llevar un “TM” de dos a tres devanados;

Que, en cuanto al módulo aplicado para los servicios auxiliares, dado que la SET Nueva Zapallal es adyacente a la SET Zapallal REP y en conjunto corresponde a una misma subestación 220/60 kV, los servicios auxiliares a reconocer deben ser aquellos que requiera una subestación en conjunto y no la implementación de la misma por separado. En ese sentido, dado que el módulo reconocido para los servicios auxiliares en la SET Zapallal REP es de “SA-010-100COU1”, se ha visto conveniente modifi car el módulo asignado de “SA-010-050COU1” a “SA-010-100COU1” que en conjunto daría un total de 200 kVA;

Que, en función a los argumentos señalados en los considerandos precedentes, este extremo del recurso debe ser declarado fundado en parte, en razón que se modifi cará la extensión del terreno considerado para la SET Nueva Zapallal de 2 430 m² a 8 024 m², pero no los 25 080 m² solicitados por la recurrente, puesto que no corresponde a un dimensionamiento técnicamente efi ciente. Asimismo, se modifi can los módulos asignados a los servicios auxiliares y al banco de transformadores monofásicos; el primero no necesariamente igual al módulo sugerido por Edelnor y el segundo a raíz que dicho banco solo cuenta con dos arrollamientos 220/60 kV.

2.7 CORRECCIÓN DE ERROR MATERIAL CON RESPECTO A LAS TRANSFERENCIAS COMO SUMINISTRADOR


Que, Edelnor observa que en la Hoja “F2” del archivo de cálculo “Anexo_Transferencias_2013_Liq04.xlsx” no se están considerando notas de crédito de REP correspondientes a las transferencias de junio-2013 y agosto-2013. Teniendo en cuenta ello, indica los saldos que corresponde transferir en junio y agosto, todo lo cual se encuentra sustentado en un CD que adjunta a su recurso de reconsideración y que contiene los archivos “01 Format02vsTransferencias _ JUN13.xlsx” y “02 Format02vsTransferencias _ AGO13.xlsx”;

Que, por lo manifestado, solicita a OSINERGMIN reconsidere los datos consignados en la hoja “F2” del archivo de cálculo “Anexo_Transferencias_2013_Liq04.xlsx”, y considere las notas contables recibidas del titular REP.


Que, se ha revisado la información proporcionada por Edelnor en su recurso de reconsideración, verifi cándose que corresponde corregir la información de transferencias como suministrador de los meses de junio y agosto de 2013. Cabe indicar que la confusión se debió a que dicha información (notas contables) no fueron reportadas en su oportunidad por el titular Red de Energía del Perú S.A.;

Que, la corrección de la información señalada origina la modifi cación de los resultados del anexo denominado “Diferencias por validación de los montos de transferencia”;



2.8 CORRECCIÓN DE ERROR MATERIAL CON RESPECTO A LAS TRANSFERENCIAS COMO TITULAR


Que, la recurrente manifi esta que en la Hoja “F2” del archivo de cálculo “Anexo_Transferencias_2013_Liq04.xlsx”, para los meses de mayo 2013 y junio 2013, no se están considerando los montos realmente transferidos y que informó en el “Anex02: Información de Titulares”;

Que, a fi n de corregir los resultados publicados, adjunta en su recurso un CD que contiene los archivos: “03 Format01vsAnex02.xlsx”, “Detalle Transferencias MAY13.zip” y “Detalle Transferencias JUN13.zip”;

Que, respecto al mes de diciembre 2013, Edelnor observa que no se han considerado las facturas emitidas a EMSEMSA y ESEMPAT, cuyo detalle adjunta;

Que, por lo señalado, solicita a OSINERGMIN reconsiderar los datos consignados en la hoja “F2” del archivo de cálculo “Anexo_Transferencias_2013_Liq04.xlsx”, y considerar los datos de transferencias enviados por EDELNOR en el “Anexo 02: Información de Titulares”, tanto para los meses de mayo 2013, junio 2013 y diciembre 2013.


Que, se ha revisado la información proporcionada en su recurso, verifi cándose que corresponde corregir la información de las facturas emitidas por EDELNOR como titular de transmisión en el mes de diciembre de 2013;

Que, es importante indicar que la corrección de la información señalada originará la modifi cación de los resultados del anexo denominado “Diferencias por validación de los montos de transferencia”;


Que, fi nalmente, se han expedido los informes Nº 0275-2014-GART y Nº 283-2014-GART de la División de Generación y Transmisión Eléctrica y de la Asesoría Legal de la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria, respectivamente, los mismos que complementan la motivación que sustenta la decisión de OSINERGMIN, cumpliendo de esta manera con el requisito de validez de los actos administrativos a que se refi ere el Artículo 3º, numeral 4, de la Ley Nº 27444, Ley del Procedimiento Administrativo General; y,



RESUELVE:

Artículo 1º.- Declarar fundado el recurso de reconsideración interpuesto por Edelnor S.A.A. contra la Resolución OSINERGMIN Nº 069-2014-OS/CD en el extremo de corregir la omisión de celdas de línea en la SET Chavarría 220 kV, de conformidad con lo señalado en el numeral 2.1.2 de la parte considerativa de la presente Resolución.

Artículo 2º.- Declarar improcedente el recurso de reconsideración interpuesto por Edelnor S.A.A. contra la Resolución OSINERGMIN Nº 069-2014-OS/CD en el extremo de reconsiderar el cálculo de la liquidación tomando en cuenta el año tarifario a efectos de determinar el saldo anual a liquidar, de conformidad con lo señalado en el numeral 2.2.2 de la parte considerativa de la presente Resolución.

Artículo 3º.- Declarar improcedente el recurso de reconsideración interpuesto por Edelnor S.A.A. contra la Resolución OSINERGMIN Nº 069-2014-OS/CD en el extremo de actualizar el Costo Medio Anual (CMA) con los mismos factores de ajuste aplicados al peaje, de conformidad con lo señalado en el numeral 2.3.2 de la parte considerativa de la presente Resolución.

Artículo 4º.- Declarar fundado el recurso de reconsideración interpuesto por Edelnor S.A.A. contra la Resolución OSINERGMIN Nº 069-2014-OS/CD en el extremo de corregir el error material en el código del módulo estándar asignado al banco de transformador 180 MVA en la SET Santa Rosa, de conformidad con lo señalado en el numeral 2.4.2 de la parte considerativa de la presente Resolución.

Artículo 5º.- Declarar fundado el recurso de reconsideración interpuesto por Edelnor S.A.A. contra la Resolución OSINERGMIN Nº 069-2014-OS/CD en el extremo de corregir el error material en el código de módulo estándar de la celda de transformador 60 kV en la SET Zárate, de conformidad con lo señalado en el numeral 2.5.2 de la parte considerativa de la presente Resolución.

Artículo 6º.- Declarar fundado en parte el recurso de reconsideración interpuesto por Edelnor S.A.A. contra la Resolución OSINERGMIN Nº 069-2014-OS/CD, de conformidad con lo señalado en el numeral 2.6.2 de la parte

El PeruanoJueves 5 de junio de 2014 524603considerativa de la presente Resolución.

Artículo 7º.- Declarar fundado el recurso de reconsideración interpuesto por Edelnor S.A.A. contra la Resolución OSINERGMIN Nº 069-2014-OS/CD en el extremo de corregir el error material con respecto a las Transferencias como Suministrador, de conformidad con lo señalado en el numeral 2.7.2 de la parte considerativa de la presente Resolución.

Artículo 8º.- Declarar fundado el recurso de reconsideración interpuesto por Edelnor S.A.A. contra la Resolución OSINERGMIN Nº 069-2014-OS/CD en el extremo de corregir el error material con respecto a las Transferencias como Titular, de conformidad con lo señalado en el numeral 2.8.2 de la parte considerativa de la presente Resolución.

Artículo 9º.- Las modifi caciones que motive la presente resolución en la Liquidación Anual de los Ingresos por el Servicio de Transmisión de los SST y SCT, deberán consignarse en resolución complementaria.







CONSIDERANDO:

1.- ANTECEDENTES

Que, con fecha 14 de abril de 2014, el Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (en adelante “OSINERGMIN”), publicó la Resolución OSINERGMIN Nº 069-2014-OS/CD (en adelante “Resolución 069”), mediante la cual se fi jó el Cargo Unitario de Liquidación de los Sistemas Secundarios de Transmisión (en adelante “SST”) y Sistemas Complementarios de Transmisión (en adelante “SCT”) para el periodo mayo 2014 – abril 2015, como consecuencia de la liquidación anual de los Ingresos por el Servicio de Transmisión Eléctrica de SST y/o SCT;

Que, la citada Resolución 069 se emitió conforme a lo dispuesto en el “Procedimiento de Liquidación Anual de los Ingresos por el Servicio de Transmisión Eléctrica de SST y/o SCT”, aprobado con Resolución OSINERGMIN Nº 261-2012-OS/CD, y en lo establecido en el Artículo 139º del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas, aprobado mediante Decreto Supremo Nº 009-93-EM;

Que, con fecha 08 de mayo de 2014, la Empresa de Generación Huanza S.A. (en adelante “EMGHUANZA”), dentro del término de ley, presentó recurso de reconsideración, siendo materia del presente acto administrativo, el análisis y decisión de dicho recurso impugnativo.


Que, EMGHUANZA solicita recalcular el Anexo D de la Liquidación 2014 y se corrijan los valores de devoluciones o refacturaciones entre Transmisores y Suministradores que indica el Informe Nº 0180-2014-GART que sustentó los resultados de la Resolución 069;

2.1. SUSTENTO DEL PETITORIO

Que, EMGHUANZA observa que en la hoja de cálculo ANEXO D “Transferencias 2013 - Liquidación 04” elaborada por OSINERGMIN, para validar la información remitida por los suministradores y transmisores, se ha encontrado que no están considerando los montos efectivamente facturados a EMGHUANZA en el Área de Demanda 5 y 9, correspondientes al mes de mayo 2013;

Que, la recurrente indica que se están considerando otros montos en el Anexo D “Transferencias 2013 - Liquidación 04” los cuales presuntamente no ha transferido. A continuación, se reproducen los cuadros que adjunta EMGHUANZA en su recurso mediante los cuales detalla las facturas y/o notas contables con las cuales los transmisores han facturado el recálculo de peajes del mes de mayo 2013;

Que, EMGHUANZA indica que se requiere que se revise y recalcule el Anexo D, considerando la información reportada por esta empresa, para lo cual adjunta en su recurso las facturas y/o notas contables;



Que, en atención a lo solicitado por EMGHUANZA, se ha revisado toda la información remitida por esta empresa, en particular la información remitida para la etapa de liquidación, habiéndose verifi cado que en dicha información no se incluyeron las notas contables que señala EMGHUANZA en su recurso de reconsideración;

Que, sin embargo, corresponde incluir para efectos de determinar el cálculo de la liquidación anual la información de notas contables remitidas por EMGHUANZA;

Que, en aplicación del principio de verdad material, contenido en el Artículo IV numeral 1.11 de la Ley Nº 27444, Ley del Procedimiento Administrativo General, por el cual para verifi car plenamente los hechos que sirven de motivo a sus decisiones, la Administración deberá adoptar todas las medidas probatorias necesarias autorizadas por la ley, aun cuando no hayan sido propuestas por los administrados, resulta conveniente revisar toda la información disponible incluso la alcanzada por EMGHUANZA, debiendo hacerse las modifi caciones que correspondan siempre que se ajusten a la verdad material;

Que, la corrección de la información señalada originará la modifi cación de los resultados del anexo denominado “Diferencias por validación de los montos de transferencia”, al que EMGHUANZA denomina Anexo D;

Que, en consecuencia, corresponde declarar fundado el petitorio del recurso de reconsideración;




RESUELVE:

Artículo 1º.- Declarar fundado el recurso de reconsideración interpuesto por la Empresa de Generación Huanza S.A contra la Resolución OSINERGMIN Nº 069-2014-OS/CD de conformidad con lo señalado en el numeral 2.2 de la parte considerativa de la presente Resolución.

Artículo 2º.- Las modifi caciones que motive la presente resolución en la Liquidación Anual de los Ingresos por el Servicio de Transmisión de los SST y SCT, deberán consignarse en resolución complementaria.







CONSIDERANDO:

1.- ANTECEDENTES

Que, con fecha 14 de abril de 2014, el Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (en adelante “OSINERGMIN”), publicó la Resolución OSINERGMIN Nº 069-2014-OS/CD (en adelante “Resolución 069”), mediante la cual se fi jó el Cargo Unitario de Liquidación de los Sistemas Secundarios de Transmisión (en adelante “SST”) y Sistemas Complementarios de Transmisión (en adelante “SCT”) para el periodo mayo 2013 – abril 2014, como consecuencia de la liquidación anual de los Ingresos por el Servicio de Transmisión Eléctrica de SST y/o SCT;

El PeruanoJueves 5 de junio de 2014 524605Que, la citada Resolución 069 se emitió conforme a lo dispuesto en el “Procedimiento de Liquidación Anual de los Ingresos por el Servicio de Transmisión Eléctrica de SST y/o SCT”, aprobado con Resolución OSINERGMIN Nº 261-2012-OS/CD (“PROCEDIMIENTO LIQUIDACIÓN SST y/o SCT”), y en lo establecido en el Artículo 139º del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas, aprobado mediante Decreto Supremo Nº 009-93-EM (en adelante “RLCE”);

Que, con fecha 08 de mayo de 2014, la empresa Consorcio Energético Huancavelica S.A. (en adelante “CONENHUA”), dentro del término de ley, presentó recurso de reconsideración, siendo materia del presente acto administrativo, el análisis y decisión de dicho recurso impugnativo.


Que, CONENHUA solicita se reconsidere lo establecido en la Resolución 069, de acuerdo a lo siguiente:

Que, se recalcule la Liquidación Anual de los Ingresos por el Servicio de Transmisión Eléctrica de los Sistemas Secundarios de Transmisión y/o Sistemas Complementarios de Transmisión, para el período mayo 2014 - abril 2015, corrigiéndose el valor del Peaje Recalculado de las Áreas de Demanda 5 y 9, en consideración a que los valores del Costo Medio Anual (CMA) de CONENHUA no cubren lo especifi cado y normado en el Artículo 139º del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas;

Que se recalcule el Anexo D de la Liquidación 2014; y asimismo se corrijan los valores de devoluciones o refacturaciones entre Transmisores y Suministradores .

2.1 RECONSIDERACIÓN DEL COSTO MEDIO ANUAL


Que, CONENHUA solicita que se revise la aplicación normativa de determinación del CMA en la Fijación de Peajes y Compensaciones para los SST y SCT, teniendo en consideración la función normativa de OSINERGMIN conferida por Ley;

Que, refi ere que su recurso va dirigido a que se reconozca, fi el a la realidad, valores reales de CMA que garanticen la continuidad del Servicio de Transmisión acorde a la Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos, al Código Eléctrico y a las demás normas aplicables a los SST que efectivamente permitan a CONENHUA cumplir con su responsabilidad de Concesionario de Transmisión en las Áreas de Demanda 5 y 9; correspondiendo a OSINERGMIN promover los mecanismos legales, normativos y regulatorios para el periodo comprendido entre mayo 2013 y abril 2017;

Que, como antecedentes, CONENHUA señala que en el Informe Nº 439-2009-GART de la Resolución Nº 184-2009-OS/CD, se fi jó por única vez, el CMA inicial de cada titular de los SST, donde OSINERGMIN señalaba que el CMA inicial era equivalente al ingreso anual por el servicio de transmisión que vienen percibiendo las empresas por el total de sus instalaciones eléctricas y no eléctricas existentes al 23 de julio de 2006;

Que, por otro lado, continúa CONENHUA, la Norma “Tarifas y Compensaciones para Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios de Transmisión”, aprobada mediante Resolución OSINERGMIN Nº 0023-2008-OS/CD y sustituida posteriormente mediante Resolución OSINERGMIN Nº 050-2011-OS/CD (en adelante “Norma Tarifas”), en su numeral 24.1.1 estableció que el CMA se calculaba por única vez para cada empresa titular del SSTD, como la suma de los ingresos por concepto de Peaje e Ingreso Tarifario que venían percibiendo por el total de las instalaciones eléctricas y no eléctricas existentes al 23 de julio de 2006. Asimismo, en el numeral 24.1.2 de la misma norma, se estableció que para este cálculo, se deberían emplear los valores de la demanda de energía correspondientes al período anual comprendido desde el mes de agosto de 2005 hasta julio de 2006, así como el Peaje, Factores de Pérdidas Marginales y las tarifas en Barra vigentes al 31 de marzo de 2009;

Que, agrega CONENHUA, siendo que el CMA inicial es equivalente al ingreso anual por el servicio de transmisión que venían percibiendo las empresas por el total de sus instalaciones eléctricas y no eléctricas existentes al 23 de julio de 2006, entonces el CMA a través del tiempo debe garantizar que el valor equivalente cumpla con la normativa y con el fi n que está normado en el Artículo 139º del RLCE, considerando lo dispuesto en el numeral VI) del inciso a) y los numerales I) y VI) del inciso b) del mencionado artículo;

Que, como hechos, CONENHUA manifi esta que la Resolución 069 ha determinado los peajes recalculados con valores actualizados de CMA para los SST de CONENHUA en las Áreas de Demanda 5 y 9, cuyos montos son S/. 583 476 y S/. 955 508, respectivamente, los cuales manifi esta que no cubren ni siquiera los costos reales de operación y mantenimiento en que incurre para llevar a cabo la operación y mantenimiento de las instalaciones de transmisión de sus SST;

Que, como fundamento a lo argumentado, CONENHUA muestra un resumen de los componentes de sus SST en las Áreas de Demanda 5 y 9, indicando que por sus características técnicas y las condiciones climatológicas y geográfi cas en las que operan, su operación y mantenimiento, requieren un nivel de mantenimiento muy por encima del estándar de una línea similar, además de mayores inversiones y gastos en equipamiento, entre otros;

Que, la recurrente realiza una comparación entre el CMA y los Costos de Operación y Mantenimiento de los SST Huancavelica y Callalli-Ares, mostrando los resultados hallados con valores de Módulos Estándares y la


diferencia con los valores realmente fi jados; de lo cual concluye que se trata de una situación crítica que hace inviable continuar con la concesión de dichos sistemas;

Que, CONENHUA manifi esta que el Organismo Regulador dentro del alcance del cumplimiento de su misión deberá actuar de manera consecuente, realizando las acciones que permitan generar confi anza a la inversión, haciendo un real análisis del tema expuesto que garantice el fi n del Costo Medio Anual, de conformidad con el Artículo 139º del RLCE;


Que, la materia expuesta por la recurrente es conocida por el Regulador, del mismo modo que CONENHUA conoce el análisis y decisión de OSINERGMIN sobre este aspecto, cuyo tratamiento ha sido detallado en periodos anteriores;

Que, las afi rmaciones de CONENHUA relativas a que los costos reconocidos no hacen sostenible la operación de sus instalaciones, independientemente de que una evaluación, lleve al Regulador a coincidir o rechazarlas, no serían de utilidad en su regulación dentro del marco legal aplicable, a menos que éste se modifi que, de forma sustentada y permita una restructuración del mismo;

Que, las existentes reglas de juego, dictadas por el ente rector del subsector energía, amparadas en la Ley, regulan situaciones generales, ordenando el sistema remunerativo de las inversiones en transmisión, para todos sus titulares. Por su parte, los titulares de transmisión deben sujetarse a dichas reglas, como ha sucedido en la mayoría de casos. La naturaleza especial de ciertas situaciones, pueden generar excepciones, que con el debido sustento, impliquen modifi caciones al marco normativo vigente. De esto, conoce la recurrente que, en un caso similar vinculado a la asignación de pago y el uso de terceros de instalaciones como las de CONENHUA, tuvo que emitirse por la autoridad competente las disposiciones normativas en el Decreto Supremo Nº 014-2012-EM, con el fi n de reconocer las pretensiones solicitadas;

Que, en este caso, no se trata de un propósito del Regulador el desconocer los hechos que alega CONENHUA, toda vez que OSINERGMIN ha puesto cuidado en revisar la normativa legal aplicable a la que ciñe sus actuaciones y de su evaluación, se verifi ca que la determinación del CMA para CONENHUA, ha respetado los criterios técnicos y legales en dicha normativa, utilizados también, para casos similares de hecho y de derecho;

Que, la propia norma diferencia el tratamiento remunerativo para las instalaciones de transmisión. Esta especifi ca cómo se remuneran a las instalaciones del SST y a las del SCT. El Regulador siempre ha actuado dentro del marco normativo aplicable, siendo imposible, que asuma el rol normativo que de acuerdo a Ley le corresponde al Ministerio de Energía y Minas, o que otorgue un tratamiento aplicable a los SCT a instalaciones que pertenecen a los SST;

Que, las razones de la distinción, son aspectos que motivan la propia norma legal, y su análisis o discusión, únicamente tendría fi nes deliberativos. Lo cierto es que existen normas vigentes que OSINERGMIN debe aplicar y no puede desconocer, sólo en caso esas normas sean modifi cadas, por razones que debe sustentar la autoridad competente, el Regulador deberá aplicar estas modifi caciones;

Que, de acuerdo con lo previsto en el numeral I) del literal b) del Artículo 139º del RLCE, el CMA de las instalaciones de los SST que son remuneradas de forma exclusiva por la demanda (SSTD), se fi jará por única vez. Este dispositivo legal sólo excluye de sus alcances a aquellas instalaciones comprendidas en las concesiones otorgadas al amparo del Texto Único Ordenado aprobado mediante Decreto Supremo Nº 059-96-PCM;

Que, en ese sentido, el CMA de las instalaciones del SST de CONENHUA se han regulado por única vez mediante Resolución OSINERGMIN Nº 184-2009-OS/CD, la cual ha quedado consentida;

Que, por su parte, la Norma Tarifas no puede contradecir lo dispuesto en el Artículo 139º del RLCE, ya que al ser una norma de desarrollo, sus dispositivos deben enmarcarse en los criterios predeterminados por el Ministerio de Energía y Minas, por lo que si dicha norma permitiría fi jar en más de una vez el CMA de los SSTD, este dispositivo devendría en ilegal;

Que, por este motivo, la Norma Tarifas, en su Artículo 24º, dispone que el CMA de los SSTD se calcula por única vez, para cada empresa titular de SSTD, equivalente a la suma de los ingresos por concepto de Peaje e Ingreso Tarifario que se vienen percibiendo por el total de las instalaciones eléctricas y no eléctricas existentes al 23 de julio de 2006, de conformidad con lo previsto en la Ley Nº 28832;

Que, en ese orden, no es correcto lo expuesto por la recurrente, en el sentido que OSINERGMIN puede solucionar lo alegado por CONENHUA a través de su facultad normativa o que esté incumpliendo su misión al no generar confi anza a la inversión. Al respecto, debemos precisar que la facultad normativa de OSINERGMIN está acotada a su ámbito de aplicación o a los encargos que se le efectúa, no para vulnerar normas jerárquicamente superiores. En ese mismo sentido, la misión del Regulador se sujeta a la aplicación del marco legal vigente, el generar confi anza a la inversión, que viene a ser parte de la misión institucional, lo que no es sinónimo de estimar las pretensiones particulares de un titular de una concesión, desconociendo la normativa aplicable. Por el contrario, una conducta así, haría colapsar el sistema regulatorio, y OSINERGMIN carecería de autonomía, predictibilidad, transparencia y no generaría confi anza a la inversión ni protegería a la población, aspecto que engloba la misión de la entidad;

El PeruanoJueves 5 de junio de 2014 524607 Que, la actuación de OSINERGMIN con la Resolución 069, se ha realizado cumpliendo con el principio

de legalidad previsto en el numeral 1.1 del Artículo IV del Título Preliminar de la LPAG, según el cual la Administración debe actuar con respeto a la Constitución, la ley y al derecho, dentro de las facultades que le estén atribuidas y de acuerdo con los fi nes para los que les fueron conferidas. De conformidad con dicho principio, el Regulador debe ceñirse a lo señalado en el citado inciso b) numeral I), por lo que no puede volver a fi jar el CMA aprobado, menos aún si en este caso, el Regulador se encuentra en un proceso de liquidación, cuyo objetivo es otro, el cual se encuentra previsto en el literal f) del Artículo 139 del RLCE;

Que, interesa mencionar que lo señalado en el numeral VI) del inciso a) del Artículo 139º del RLCE, referido a los aspectos conceptuales del CMA, el cual permite retribuir la inversión, la operación y el mantenimiento, debe ser interpretado en concordancia con lo dispuesto en el numeral I) del literal b) del Artículo 139º, por lo que no puede entenderse que tal dispositivo legal faculta a OSINERGMIN, que a la fecha realice una nueva fi jación del CMA de Conenhua, ajustada a sus intereses;

Que, este extremo del recurso, trata de la misma solicitud alcanzada a OSINERGMIN en la oportunidad del Procedimiento de Fijación de Tarifas y Compensaciones del SST–SCT del año 2013. Al respecto, precisamos que la respuesta a dicha solicitud fue desarrollada en la Resolución OSINERMIN Nº 113-2013-OS/CD, la cual resolvió el recurso de reconsideración de CONENHUA contra la Resolución OSINERMIN Nº 054-2013-OS/CD;

Que, asimismo, como es de apreciar lo solicitado por CONENHUA es la modifi cación de los valores del CMA fi jados mediante Resolución OSINERGMIN Nº 184-2009-OS/CD, en el marco del Procedimiento de Fijación de Tarifas y Compensaciones de los Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios de Transmisión del año 2009;

Que, adicionalmente, con la Resolución 069 corresponde únicamente realizar la liquidación anual de ingresos por el servicio de transmisión eléctrica de las instalaciones del SST-SCT, no siendo materia del procedimiento realizar modifi caciones a resoluciones que fi jaron tarifas en el marco de procedimientos administrativos ya concluidos;

Que, por lo expuesto, al haberse efectuado la regulación y liquidación de las instalaciones de CONENHUA aplicando el principio de legalidad, se considera que este extremo del petitorio de la recurrente, de modifi car su CMA, debe ser declarado improcedente y conforme al vigente Artículo 139º del RLCE, el CMA sólo puede ser actualizado con las fórmulas de actualización aprobadas.

2.2 RECALCULAR EL ANEXO D DE LA LIQUIDACIÓN 2014


Que, CONENHUA observa que en la hoja de cálculo ANEXO D “Transferencias 2013 - Liquidación 04” elaborada por OSINERGMIN, para validar la información remitida por los suministradores y transmisores, se ha encontrado que los ingresos facturados por CONENHUA en el Área de Demanda 16 no coinciden con la información reportada y efectivamente facturada a los suministradores EGENOR y KALLPA;

Que, CONENHUA indica que mediante el aplicativo web para la remisión de la información mensual correspondiente a la Liquidación anual por el servicio de Transmisión de los Sistemas Secundarios y Complementarios de Transmisión, en su oportunidad informaron a OSINERGMIN los montos reales que facturaron a KALLPA, por concepto de peajes secundarios del SST Cajamarca de CONENHUA, denominado Área de Demanda 16;

Que, CONENHUA adjunta en su recurso un cuadro que presenta el detalle de las diferencias encontradas entre lo realmente facturado y lo determinado por OSINERGMIN como real en el Anexo D;

Que, fi nalmente, CONENHUA reitera su solicitud de que se revise y recalcule el Anexo D, considerando la información reportada por CONENHHUA. Asimismo, señala que el fundamento de hecho es, que los valores contenidos no son correctos, debido a los errores en el cálculo, mencionados anteriormente. Por lo que, señala que corresponde realizar la modifi cación a la Liquidación 2014, con los montos de facturación correctamente validados por OSINERGMIN.


Que, se ha revisado la información recibida por OSINERGMIN de las empresas CONENHUA y KALLPA para las distintas etapas del proceso de liquidación. Al respecto, se ha verifi cado que la empresa KALLPA ha informado de forma incompleta e incorrecta la energía consumida por el cliente libre CL0441 “GOLDS FIELDS LA CIMA” y las transferencias a CONENHUA en los meses de mayo, junio y octubre de 2013. Además, se ha verifi cado que la energía en el punto de suministro reportada por KALLPA al Sistema de Clientes Libres (SICLI) para los meses de mayo, junio y octubre de 2013 es inconsistente respecto de la información reportada en el formato 1 para dichos meses. Estas inconsistencias generaron las diferencias que la recurrente solicita modifi car;

Que, asimismo, se ha verifi cado que CONENHUA si reportó, en la etapa correspondiente a la publicación del proyecto de resolución, las facturas de transferencias indicadas en el cuadro “Monto facturado informado” presentado en su recurso de reconsideración. Al respecto, basados en la información de dichos documentos


de pago y la energía del SICLI, se ha corregido lo registrado en las hojas “F1” y “F2” del archivo “Anexo_Transferencias_2013_Liq04.xlsx”;

Que, fi nalmente, es necesario anotar que, el reporte del peaje aplicado por la empresa KALLPA al cliente libre CL0441 “GOLDS FIELDS LA CIMA” durante el año 2013, no contiene el saldo de liquidación correspondiente cuyo valor es 0,1036 ctm S/. / kWh para el nivel de tensión de Muy Alta Tensión (MAT) según lo publicado en la Resolución Nº 137-2013 OS/CD. Debido a esta omisión, en los cuadros del Anexo denominado “Diferencias por validación de los montos de transferencia” (también llamado Anexo D), se ha determinado un saldo de liquidación que KALLPA debe transferir a CONENHUA;

Que, en consecuencia, corresponde declarar fundado el extremo de modifi car la información de facturas por transferencias emitidas por CONENHUA al suministrador KALLPA;




RESUELVE:

Artículo 1º.- Declarar improcedente el recurso de reconsideración interpuesto por la empresa Consorcio Energético Huancavelica S.A. contra la Resolución OSINERGMIN Nº 069-2014-OS/CD, en el extremo referido a la modifi cación del CMA fi jado para sus instalaciones del SST mediante Resolución OSINERGMIN Nº 189-2009-OS/CD, por las razones señaladas en el numeral 2.1.2 de la parte considerativa de la presente resolución.

Artículo 2º.- Declarar fundado el recurso de reconsideración interpuesto por la empresa Consorcio Energético Huancavelica S.A. (CONENHUA) contra la Resolución OSINERGMIN Nº 069-2014-OS/CD en el extremo de modifi car la información de facturas por transferencias emitidas por CONENHUA al suministrador KALLPA, de conformidad con lo señalado en el apartado 2.2.2 del presente informe.

Artículo 3º.- Las modifi caciones que motive la presente resolución en la Liquidación Anual de los Ingresos por el Servicio de Transmisión de los SST y SCT y en el Cargo Unitario de liquidación vigente para el periodo mayo 2014 – abril 2015, deberán consignarse en resolución complementaria.







CONSIDERANDO:

1. ANTECEDENTES

Que, con fecha 14 de abril de 2014, el Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (en adelante “OSINERGMIN”), publicó la Resolución OSINERGMIN Nº 070-2014-OS/CD (en adelante “Resolución 070”), mediante la cual se modifi có la Resolución OSINERGMIN Nº 054-2013-OS/CD (en adelante “Resolución 054”) que fi jó las tarifas y compensaciones para los Sistemas Secundarios de Transmisión (en adelante “SST) y Sistemas Complementarios de Transmisión (en adelante “SCT) del periodo mayo 2013 – abril 2017, como consecuencia de la solicitud de la empresa Enersur S.A. (en adelante “ENERSUR”);

El PeruanoJueves 5 de junio de 2014 524609Que, con fecha 08 de mayo de 2014, ENERSUR, dentro del término de ley, presentó recurso de reconsideración, siendo materia del presente acto administrativo, el análisis y decisión de los argumentos contenidos en este recurso impugnativo.

2. EL RECURSO DE RECONSIDERACIÓN

Que, ENERSUR solicita se reconsidere lo establecido en la Resolución 070, de acuerdo a lo siguiente:

a) Que, se retire el elemento “Repotenciación del circuito existente (L-2234/L-2236) para incrementar su potencia de 152 MVA a 180 MVA” respecto de la asignación de responsabilidad contenida en el Cuadro 9.3 de la Resolución 070, correspondiente al SST Generación/Demanda de REP (Red de Energía del Perú S.A.) – Adenda 9, ya que dicha repotenciación no se ha ejecutado hasta la fecha;

b) Que, se corrija el porcentaje del Costo Medio Anual (CMA) asignado a la generación, por las ampliaciones de las celdas de las Líneas 220 kV Ventanilla – Zapallal (L-2242/L-2243) y San Juan – Santa Rosa (L-2010/l-2011) que conforman el SST Asociado a la Adenda 7 de REP, tomando en cuenta para ello el mismo criterio empleado para asignar el pago del CMA inicial de dichas celdas.

2.1. RETIRO DE REPOTENCIACIÓN DE LAS LÍNEAS L-2234/L-2236 DEL SST GENERACIÓN/DEMANDA DE REP – ADENDA 9


Que, en atención a la solicitud de la empresa Fénix Power Perú S.A., OSINERGMIN modifi có la asignación de responsabilidad por el pago de las compensaciones de los elementos que conforman el SST Generación/Demanda de REP – Adenda 9, dentro del cual se encuentra la repotenciación del circuito existente (L-2234/L-2236) para incrementar su potencia de 152 MVA a 180 MVA. Sostiene que OSINERGMIN ha incluido la repotenciación como parte del Sistema Eléctrico a Remunerar del SST de Red de Energía del Perú S.A. (en adelante “REP”), asignando una compensación a ser pagada por empresas generadoras entre las que se encuentra ENERSUR;

Que, añade la impugnante, de acuerdo con el Acta de Puesta en Operación Comercial de la Novena Cláusula Adicional – Proyecto Ampliación 9, que REP adjuntó a su escrito de subsanación de observaciones a su propuesta de peajes y compensaciones de los SST y SCT del periodo 2013-2017, la repotenciación mencionada no se había ejecutado al mes de octubre de 2012, por lo que no debió ser considerada en la Resolución 054 como uno de los elementos del sistema de REP a ser compensados;

Que, en esta misma línea, ENERSUR señala que de acuerdo con la información del COES, las Líneas 220 kV Chiclayo Oeste – Guadalupe (L-2236) y Guadalupe – Trujillo Norte (L-2234) no han incrementado su capacidad de 152 MVA porque no se ha ejecutado la repotenciación, no obstante ello, la Resolución 070 mantiene la repotenciación como un elemento a ser compensado por la generación, pese a que no se ha ejecutado, lo cual, ocasiona un perjuicio a los generadores que asumen su pago;

Que, fi nalmente, ENERSUR solicita se retire el CMA de dicho elemento de las compensaciones correspondientes al SST REP – Adenda 9;


Que, la recurrente solicita retirar el elemento “Repotenciación del circuito existente (L-2234/L-2236) para incrementar su potencia de 152 MVA a 180 MVA”. Al respecto, conforme lo indica el área técnica, en el fondo lo solicitado por ENERSUR es la modifi cación de la Asignación de Responsabilidad del Pago de los SST y SCT del periodo 2013 – 2017, fi jados mediante la Resolución 054;

Que, el numeral 6.3.4 del Artículo 6º “Asignación de Responsabilidad de Pago” de la Norma “Tarifas y Compensaciones para Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios de Transmisión”, aprobada mediante Resolución OSINERGMIN Nº 050-2011-OS/CD (en adelante “Norma Tarifas”), establece que la distribución entre los generadores de la responsabilidad de pago asignada a ellos, se realiza en cada fi jación tarifaria o a solicitud de los interesados. Las solicitudes de los interesados recibidas antes del 15 de noviembre de cada año, serán procesadas siguiendo el cronograma del siguiente Procedimiento de Fijación de Precios en Barra, teniendo presente la fecha real en que se incorpora una nueva planta de generación o se produce un cambio en la topología de la red de transmisión, que amerite la revisión en la asignación de responsabilidad de pago de las instalaciones tipo SSTG o SSTGD;

Que, como se puede apreciar, la Norma Tarifas dispone un proceso estructurado en etapas para analizar y modifi car la distribución entre los generadores de la responsabilidad de pago asignada a ellos, etapas que son llevadas a cabo de conformidad con el Anexo A.1 de la Norma “Procedimientos para Fijación de Precios Regulados”, aprobada con Resolución OSINERGMIN Nº 080-2012-OS/CD. Además, dispone que las solicitudes sean recibidas antes del 15 de noviembre de cada año. Así, el pedido de la recurrente debió haber sido presentado a más tardar el 15 de noviembre de 2013 a fi n de que sea analizado y considerado para la determinación de la Responsabilidad de Asignación de pagos por los SST y SCT que se efectuó mediante la Resolución 070;


Que, no se puede vía recurso de reconsideración, incluir un tema de análisis en la modifi cación de determinación de la Responsabilidad de Asignación de pagos por los SST y SCT, por no ser la oportunidad debida ni encontrarse ello previsto dentro del procedimiento, tal es así que, si OSINERGMIN aceptara analizar lo planteado por la recurrente, estaría vulnerando el principio de legalidad;

Que, por lo expuesto, aun cuando se encuentra expedito el derecho de la recurrente de presentar en el plazo debido su solicitud de modifi cación de la Responsabilidad de Asignación de Pagos de los SST y SCT del periodo 2013 – 2017 para ser considerada en el siguiente año, en esta oportunidad corresponde declarar improcedente este extremo de su petitorio.

2.2. MODIFICACIÓN DEL PORCENTAJE DE CMA ASIGNADO A LA GENERACIÓN, POR LAS AMPLIACIONES DE LAS CELDAS DE LAS LÍNEAS 220 KV VENTANILLA – ZAPALLAL (L-2242/L-2243) Y SAN JUAN – SANTA ROSA (L-2010/L-2011) DEL SST ASOCIADO A LA ADENDA 7 DE REP


Que, la recurrente solicita se corrija el porcentaje del CMA asignado a la generación, por las ampliaciones de las celdas de las Líneas 220 kV Ventanilla – Zapallal (L-2242/L-2243) y San Juan – Santa Rosa (L-2010/L-2011) que conforman el SST Asociado a la Adenda 7 de REP, tomando en cuenta para ello el mismo criterio empleado para asignar el pago del CMA inicial de dichas celdas;

Que, en la hoja “Adenda 7” del libro “Resumen_GDREP_Compensaciones (PUB).xlsx” que complementa la Resolución 070, se asignó a la generación el 100% del incremento del CMA (S/. 135 886) por las ampliaciones (en adelante “Ampliaciones”) de las celdas de las Líneas 220 kV Ventanilla - Zapallal (L-2242/L-2243) y San Juan – Santa Rosa (L-2010/L-2011) que conforman el SST Asociado a la Adenda 7 de REP (en adelante “SST Adenda 7 REP”);

Que, la asignación del pago de la compensación por las Ampliaciones, añade la recurrente, no siguió el criterio empleado por OSINERGMIN en la Resolución 054, para la asignación del pago de las compensaciones por las celdas del SST Adenda 7 REP, esto es la asignación de responsabilidad no se prorrateó entre la generación y la demanda, en función a los benefi cios obtenidos por utilizar las mismas;

Que, en efecto, en la evaluación de ofi cio efectuada por OSINERGMIN en el numeral 3.5 del Informe Nº 0151-2013-GART, que complementa la Resolución 054, se concluye que:

“Dado que dichas inversiones (correspondientes a la Adenda 7) no corresponden exactamente a los costos modulares de inversión aprobados por OSINERGMIN, se han prorrateado en función a los costos de inversión de las celdas de REP en las subestaciones involucradas. En ese sentido, la asignación de responsabilidad de pago de estas prorratas son las mismas que las de las referidas celdas”. [Subrayado por ENERSUR]

Que, en línea con lo establecido en el Informe Nº 0151-2013-GART y en la Resolución 054, OSINERGMIN asignó a la generación el 17,78% del CMA de la Línea 220 kV Ventanilla - Zapallal (L-2242/L-2243) y el 7,95% del CMA de la Línea 220 kV San Juan Santa Rosa (L-2010/L-2011). Entonces, lo correcto es que la asignación de responsabilidad por el pago de las Ampliaciones a dichas celdas, siga el mismo criterio establecido por el Informe Nº 0151-2013-GART;

Que, en atención a lo indicado, corresponde que la responsabilidad por el pago de las Ampliaciones de las celdas, sea asignada a los generadores considerando la misma proporción establecida en la Resolución 054, esto es 17,78% (S/. 12 564) por la ampliación correspondiente a las celdas de la Línea 220 kV Ventanilla – Zapallal (L-2242/L-2243); y el 7,95% (S/. 5 185) por la ampliación de las celdas de la Línea 220 kV San Juan – Santa Rosa (L-2010/L-2011).


Que, la Ampliación 7, que comprende la Adecuación Integral de las Subestaciones Chavarría, San Juan, Santa Rosa, Ventanilla y Zapallal, se justifi ca según lo descrito en el punto 1 de la Adenda 7:

“1. Descripción de la Ampliación Nº 7

Realizar la adecuación integral de las Subestaciones Chavarría, San Juan, Santa Rosa, Ventanilla y Zapallal, la cual consiste en la ampliación de la capacidad de las subestaciones mediante la sustitución de las instalaciones de barra, mallas de puesta a tierra y equipos de patio de 220kV y 60kV de concesión de la Sociedad Concesionaria, con el fi n de soportar las nuevas condiciones de crecimiento del nivel de cortocircuito derivadas del desarrollo de nuevos proyectos de generación eléctrica y de los sistemas de transmisión 220 kV y 500 kV del SEIN”

Que, en efecto, las corrientes de cortocircuito se incrementaron como consecuencia de las obras de generación instaladas para atender el incremento de la demanda en Lima, tales como, las centrales térmicas Santa Rosa, Ventanilla y las plantas a gas natural instaladas en la zona de Chilca. Asimismo, la puesta en servicio de la nueva línea de transmisión en 500 kV (Lima – Chilca), que entró en operación el año 2010, hizo necesario que los titulares de transmisión consideren el cambio de interruptores de mayor capacidad de ruptura;

El PeruanoJueves 5 de junio de 2014 524611 Que, por lo descrito anteriormente, OSINERGMIN asignó el pago del CMA de dicha Ampliación 7 a la generación

en un 100%, tal como se estableció en los Cuadros 9.4, 9.7 y 9.17 de la Resolución 054;

Que, OSINERGMIN consideró como “elementos nuevos”, para el cálculo del CMA, las inversiones realizadas en la Ampliación 7 y prorrateó sus costos de inversión y de operación y mantenimiento entre los elementos existentes de los sistemas Mantaro – Lima, Santa Rosa y Ventanilla, obteniendo costos iguales a la suma de los costos fi jados en el proceso regulatorio del periodo 2009 – 2013 (SST Mantaro Lima, SST Santa Rosa y SST Ventanilla) más los costos de las inversiones consideradas en la Ampliación 7;

Que, el criterio anterior, que en parte incluye lo señalado por la recurrente cuando hace referencia al numeral 3.5 del Informe Nº 0151-2013-GART, fue recurrido por la empresa REP al proceso de Fijación de la Responsabilidad de Pago de los SST y SCT del periodo 2013 – 2017, por lo que OSINERGMIN, emitió un Informe Complementario Nº 0292-2013-GART, el cual incluye un numeral 2.4, en donde se corrige el criterio de cálculo de dicho CMA:

“(...)

De otro lado, respecto a la pretensión de REP relacionada a los criterios y lineamientos establecidos en Leyes Aplicables, se debe señalar que la remuneración de las Ampliaciones suscitadas de las Adendas REP se establecen considerando la Minuta Aclaratoria suscrita entre REP y el Estado Peruano, según la cual el cálculo de las tarifas y compensaciones de transmisión por los Sistemas Secundarios de REP debe efectuarse conforme a las leyes aplicables, específi camente, conforme a lo establecido en el Artículo 139º del RLCE, de cuyo contenido se desprende que el CMA de las instalaciones de transmisión que no son remuneradas de forma exclusiva por la demanda, estará conformado por la anualidad de la inversión para un período de recuperación de hasta treinta (30) años, con la tasa de actualización a que se refi ere el Artículo 79º de la Ley, y el correspondiente costo anual estándar de operación y mantenimiento, y que la valorización de la inversión de las instalaciones de transmisión, será efectuada sobre la base de costos estándares de mercado. [Subrayado para fi nes de análisis]

(...)”

Que, en razón a lo descrito anteriormente, se emitió la Resolución OSINERGMIN Nº 136-2013-OS/CD (en adelante “Resolución 136”), Resolución Complementaria a la Resolución 054, el cual mantiene el criterio de asignación de pago de las instalaciones de la Ampliación 7 como 100% a la generación pero corrigiendo el monto de Compensación Mensual, tal como se estableció el Cuadro G.31 de la Resolución 136.

Que, por lo expuesto, el recurso de reconsideración de ENERSUR en este extremo resulta infundado.

Que, fi nalmente, se ha expedido el Informe Técnico Nº 290-2014-GART de la División de Generación y Transmisión y el Informe Legal Nº 288-2014-GART de la Asesoría Legal de la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria, los mismos que complementan la motivación que sustenta la decisión de OSINERGMIN, cumpliendo de esta manera con el requisito de validez de los actos administrativos a que se refi ere el Artículo 3º, numeral 4, de la Ley Nº 27444, Ley del Procedimiento Administrativo General; y,



RESUELVE:

Artículo 1º.- Declarar Improcedente el recurso de reconsideración interpuesto por la empresa Enersur S.A. contra la Resolución OSINERGMIN Nº 070-2014-OS/CD, en el extremo referido a la modifi cación de la asignación de responsabilidad del SST Generación/Demanda de REP – Adenda 9, por las razones señaladas en el numeral 2.1.2 de la parte considerativa de la presente resolución.

Artículo 2º.- Declarar Infundado el recurso de reconsideración interpuesto por la empresa Enersur S.A. contra la Resolución OSINERGMIN Nº 070-2014-OS/CD, en el extremo referido a la modifi cación del porcentaje de CMA asignado a la generación del SST Asociado a la Adenda 7 de REP, por las razones señaladas en el numeral 2.2.2 de la parte considerativa de la presente resolución.

Artículo 3º.- La presente Resolución deberá ser publicada en el diario ofi cial El Peruano y consignada junto con el Informe Técnico Nº 290-2014-GART y el Informe Legal Nº 288-2014-GART, en la página Web de OSINERGMIN: www.osinergmin.gob.pe.







CONSIDERANDO:

1. ANTECEDENTES

Que, con fecha 14 de abril de 2014, el Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (en adelante “OSINERGMIN”), publicó la Resolución OSINERGMIN Nº 070-2014-OS/CD (en adelante “Resolución 070”), mediante la cual se modifi có la Resolución OSINERGMIN Nº 054-2013-OS/CD (en adelante “Resolución 054”) que fi jó las tarifas y compensaciones para los Sistemas Secundarios de Transmisión (en adelante “SST) y Sistemas Complementarios de Transmisión (en adelante “SCT) del periodo mayo 2013 – abril 2017, como consecuencia de la solicitud de la empresa Enersur S.A.;

Que, con fecha 08 de mayo de 2014, la Empresa Electricidad del Perú S.A (en adelante “ELECTROPERÚ”), dentro del término de ley, presentó recurso de reconsideración, siendo materia del presente acto administrativo, el análisis y decisión de los argumentos contenidos en este recurso impugnativo y los expresados en el uso de la palabra que se le otorgó a dicha empresa.

2. EL RECURSO DE RECONSIDERACIÓN

Que, ELECTROPERÚ solicita se reconsidere lo establecido en la Resolución 070, de acuerdo a lo siguiente:

a) Que, como pretensión principal solicita se declare la nulidad parcial de la Resolución 070 por contravenir las disposiciones legales;

b) Que, como pretensión accesoria, solicita se modifi que la resolución impugnada en los términos que se plantean en el recurso de reconsideración, aplicándose el mismo método que OSINERGMIN utiliza para la determinación de los generadores relevantes para la asignación de responsabilidad en el pago de los SST y SCT.

2.1. NULIDAD PARCIAL DE LA RESOLUCIÓN 070


Que, en cuanto a los aspectos jurídicos, la recurrente cita diversos artículos de la Ley Nº 27444, Ley del Procedimiento Administrativo General (en adelante “LPAG”) para señalar que la Resolución 070 es un acto administrativo que adolece de un vicio de nulidad al haber contravenido el principio de legalidad por no respetar los preceptos de la Ley de Concesiones Eléctricas (Artículo 62º) y lo dispuesto en el Artículo 139º, inciso e), literal III de su Reglamento, aprobado con Decreto Supremo Nº 009-93-EM (en adelante “RLCE”).


De acuerdo con el Artículo 10º de la LPAG son vicios que causan la nulidad de un acto administrativo, los siguientes:

1. La contravención a la Constitución, a las leyes o a las normas reglamentarias.

2. El defecto o la omisión de alguno de sus requisitos de validez, salvo que se presente alguno de los supuestos de conservación del acto administrativo.

3. Los actos expresos o los que resulten como consecuencia de la aprobación automática o por silencio administrativo positivo, por los que se adquiere facultades, o derechos, cuando son contrarios al ordenamiento jurídico, o cuando no se cumplen con los requisitos, documentación o trámites esenciales para su adquisición.

4. Los actos administrativos que sean constitutivos de infracción penal, o que se dicten como consecuencia de la misma.

Que, la Resolución 070 no es un acto de aprobación automática, no contraviene el ordenamiento jurídico ni constituye infracción penal por lo que no se analizará dichos supuestos. En cuanto a los requisitos de validez del acto administrativo tenemos que esta resolución ha sido emitida por el órgano de OSINERGMIN competente para aprobar tarifas, vale decir, el Consejo Directivo;

Que, la Resolución 070 se emitió de conformidad con lo establecido en el Artículo Nº 139, inciso e), numeral III) del RLCE, esto es, en el caso de los SST a los que hace referencia la recurrente, se estableció el método de “Factores de Distribución Topológicos” para la determinación de los Generadores Relevantes, criterio que


fue empleado en la aprobación de la Resolución 054 y en su posterior modifi cación efectuada con la resolución impugnada. En ese sentido, no ha existido contravención alguna ni a la LCE ni a su Reglamento;

Que, de lo manifestado en los párrafos precedentes se puede concluir que el acto administrativo recurrido se encuentra debidamente motivado con la información que OSINERGMIN tenía disponible al momento de su emisión y que fue emitido de conformidad con la normativa vigente;

Que, para la aprobación de la Resolución 070 se siguió el procedimiento regular establecido en la Ley Nº 27838 y según las etapas y plazos consignados en el Anexo A.1 de la Norma “Procedimientos para Fijación de Precios Regulados”, aprobada mediante Resolución OSINERGMIN Nº 080-2012-OS/CD, conforme se ha dispuesto en la Segunda Disposición Transitoria de la Resolución OSINERGMIN Nº 217-2013-OS/CD y el Artículo 10º de la Resolución 054;

Que, desde un análisis jurídico no existe defecto u omisión en los requisitos de validez de la Resolución 070, no habiendo lugar al extremo del petitorio relacionado con la solicitud de nulidad parcial de esta resolución.

2.2. SOBRE LA MODIFICACIÓN DE LA RESOLUCIÓN 070


Que, Electroperú refi ere que la metodología actual para determinar el pago por el uso de las redes del SST comprende dos etapas: (i) La primera que es la determinación de los Generadores Relevantes, efectuada por OSINERGMIN y que se realiza mediante el método de Criterio de Uso, según el cual, todos los generadores que participan con un porcentaje mayor a 1,00 % en el uso de un elemento son considerados responsables por el uso de dicho elemento; y (ii) la asignación del pago que es efectuada por el COES y que se realiza por el método Fuerza-Distancia;

Que, en la Resolución 070, OSINERGMIN ha determinado los Generadores Relevantes por cada elemento del respectivo SST, obteniéndose los resultados los cuales están contenidos en el Informe Nº 173-2014-GART, que sustenta dicha resolución. Al respecto, indica que la reducción del porcentaje de uso de las líneas de transmisión Pomacocha-San Juan por parte de la central térmica Chilca 1 de 1,34% a 0,58% ha ocasionado que este generador sea excluido de la responsabilidad de pago de dichas líneas, lo cual ocasiona que los demás Generadores Relevantes, entre los que se encuentra Electroperú, asuman su porcentaje de pago de aproximadamente 30% del total;

Que, del mismo modo, en cuanto al SST Toquepala – Aricota, que la central hidroeléctrica Mantaro resultó Generador Relevante para los periodos mayo 2013 – abril 2014 y mayo 2015 – abril 2016, al aumentar su participación de 0,95% a 1,57% y de 0,69% a 1,03% respectivamente, lo cual hace que su participación en el pago pase de cero a un porcentaje mayor del 50% del monto total de la compensación por el uso del mencionado SST. Agrega que como los mencionados hay más casos similares;

Que, Electroperú menciona que a partir de la modifi cación en la identifi cación de los Generadores Relevantes dispuesta en la Resolución 070, se ha evaluado las variaciones en las compensaciones de los elementos de los SST por aplicación del criterio de Fuerza Distancia, obteniéndose un incremento de S/. 1 821 886 en las compensaciones de Electroperú, todo lo cual es explicado en una tabla contenida en el informe técnico que adjunta. Concluye la recurrente que la aplicación de la metodología actual de pago por el uso de los SST presenta casos de una desproporción e incoherencia entre el porcentaje de uso de un elemento y el porcentaje de pago del monto de compensación;

Que, de acuerdo con lo expuesto, la recurrente afi rma que la metodología actual le ocasiona un perjuicio económico ascendiente a S/. 12 296 075 y considera que la compensación real y justa por uso de cada elemento del SST debe efectuarse solo en proporción al porcentaje que defi ne su condición de Generador Relevante y no a la asignación de pago (etapa 2);

Que, concluye señalando que la metodología considerada en la resolución impugnada presenta una incoherencia en su aplicación debido a que no existe relación entre el porcentaje de uso de un elemento del SST y el monto asignado a pagar, con lo cual se le genera un perjuicio económico, por cuanto en la asignación de la responsabilidad de pago a la generación no se tiene en cuenta el uso y/o el benefi cio económico que las instalaciones de transmisión le proporciona a Electroperú, motivo por el cual, la recurrente considera que debe aplicarse el método del Criterio de Uso, el cual sí refl eja el uso o benefi cio económico que hace aquella de las instalaciones de transmisión involucradas.


Que, la recurrente cuestiona la metodología actual de pago por el uso de los SST, pues considera que existen casos de desproporción entre el porcentaje de uso de un elemento y el porcentaje de pago del monto de compensación, sosteniendo que se emplea el método fuerza-distancia sin tener en cuenta el uso de las instalaciones. Solicita, entonces, que se aplique el criterio de uso;

Que, para la determinación de los Generadores Relevantes de la Resolución 054, OSINERGMIN utilizó el método de “Factores de Distribución Topológicos”. Para el caso de las instalaciones a las que hace referencia la recurrente, se ha aplicado dicho método, tanto en la Resolución 070 como en la Resolución 054. En otras palabras, OSINERGMIN determinó los Generadores Relevantes y los consignó en la Resolución 054, la misma


que posteriormente fue modifi cada con la Resolución 070, donde se estableció una nueva distribución del pago de las instalaciones para los Generadores Relevantes, empleándose los mismos criterios y metodologías que los utilizados en la Resolución 054;

Que, por su parte, el “Procedimiento para la Asignación de Responsabilidad de Pago de los SST y SCT”, aprobado mediante Resolución OSINERGMIN Nº 383-2008-OS/CD, en su numeral 13.1.2, estipula que el cálculo de la asignación de la compensación mensual a cada generador por el método del uso (Fuerza – Distancia) lo realizará el COES hasta el séptimo día hábil de cada mes. Además, dispone que los Generadores Relevantes entre los cuales reparte el COES el pago sean los que se aprueben en cada fi jación tarifaria. Dicho de otro modo, primero OSINERGMIN determina los Generadores Relevantes en cada fi jación tarifaria y luego el COES calcula la asignación de la compensación mensual a cada generador, lo cual también ha sido entendido por la recurrente y expresado en el numeral 2.1.1 de su recurso de reconsideración.

Que, la recurrente cuestiona la metodología empleada por OSINERGMIN para determinar los Generadores Relevantes y el hecho de que estos resultados no guarden, según refi ere, coherencia con la metodología empleada por el COES para determinar la asignación del pago. Al respecto, debe indicarse que las metodologías empleadas por el COES y OSINERGMIN son las establecidas en las normas que rigen sus funciones..

Que, de otro lado, cuestionar la metodología empleada para la determinación de los Generadores Relevantes es en el fondo una impugnación contra la Fijación de Tarifas y Compensaciones de los SST y SCT del periodo 2013 – 2017 efectuada con la Resolución 054. En virtud de ello, se concluye que este extremo del petitorio debe ser declarado improcedente en tanto no se pueden recurrir resoluciones de naturaleza normativa. Esto se explica también, porque no es posible aplicar el mismo método que OSINERGMIN utiliza en la determinación de los Generadores Relevantes para la asignación de responsabilidad en el pago, por cuanto cada una de estas actividades se rige por normas distintas, más aún cuando para la asignación que realiza el COES, el numeral 6 del Procedimiento Técnico PR-35 es claro en señalar que se usa el método fuerza-distancia, que es un componente del criterio de uso;

En conclusión, en el presente procedimiento administrativo no está en discusión el método empleado por OSINERGMIN para la determinación de los Generadores Relevantes ni la forma cómo el COES determina la asignación del pago, motivo por el cual este extremo del petitorio resulta improcedente.

Que, fi nalmente, se ha expedido el Informe Legal Nº 289-2014-GART de la Asesoría Legal de la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria, el mismo que complementa 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 Nº 27444, Ley del Procedimiento Administrativo General; y,



RESUELVE:

Artículo 1º.- Declarar No ha lugar la nulidad parcial presentada en el recurso de reconsideración interpuesto por la Empresa Electricidad del Perú S.A. contra la Resolución OSINERGMIN Nº 070-2014-OS/CD, por las razones señaladas en el numeral 2.1.2 de la parte considerativa de la presente resolución.

Artículo 2º.- Declarar Improcedente el recurso de reconsideración interpuesto por la Empresa Electricidad del Perú S.A. contra la Resolución OSINERGMIN Nº 070-2014-OS/CD, en el extremo referido a la modificación de dicha resolución, por las razones señaladas en el numeral 2.2.2 de la parte considerativa de la presente resolución.

Artículo 3º.- La presente Resolución deberá ser publicada en el diario ofi cial El Peruano y consignada junto con el Informe Legal Nº 289-2014-GART, en la página Web de OSINERGMIN: www.osinergmin.gob.pe.



1092202-1

separata especial normas legales 05-06-2014 [tododocumentos.info]

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