Mayo 2013

RECURSO DE RECONSIDERACIÓN CONTRA LA RESOLUCIÓN OSINERGMIN N° 054 - 2013 OS/CD

FIJACIÓN DE PEAJES Y COMPENSACIONES PARA LOS SISTEMAS SECUNDARIOS DE TRANSMISIÓN Y SISTEMAS

COMPLEMENTARIOS DE TRANSMISIÓN

EDEGEL S.A.A.

Mayo 2013

Base Legal

• Ley de Concesiones Eléctricas y su Reglamento.

• Resolución OSINERGMIN No.383-2008-OS/CD Procedimiento de Responsabilidad de Pago de los SST y SCT .

• Resolución OSINERGMIN No.019-2013-OS/CD Proyecto de Resolución que fija las Tarifas y Compensaciones de los Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios de Transmisión aplicables al periodo comprendido entre el 01 de mayo de 2013 y el 30 de abril de 2017

• Resolución OSINERGMIN No.054-2013-OS/CD Fijación de Peajes y Compensaciones para los Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios de Transmisión, para el periodo 2013 – 2017



Extremos impugnados

(i) Haber asignado a EDEGEL:

- El 100% de las compensaciones por las ampliaciones de las SETs Santa Rosa y Ventanilla de REP correspondiente a la Ampliación 7: “Adecuación Integral de la SE Chavarría, San Juan, Santa Rosa, Ventanilla y Zapallal”.

- Parcialmente las compensaciones de la ampliación 6 de REP: “Segundo circuito de la L.T. Chiclayo Oeste – Piura Oeste y ampliación de las subestaciones asociadas” y,

- Parcialmente las compensaciones de la ampliación 9 de REP: “Segundo Circuito de la L.T. Chiclayo Oeste – Guadalupe – Trujillo y ampliación de subestaciones asociadas, ampliación de la capacidad existente de la L.T. Chiclayo Oeste – Guadalupe Trujillo y ampliación de las subestaciones Huacho, Chiclayo Oeste y Guadalupe”

(ii) Asimismo, sin perjuicio de lo impugnado, se ha solicitado la revisión de los costos utilizados, a fin de no duplicar costos en aquellas instalaciones que han sido reemplazadas (descontando los costos de la RAA que pudieran estar formando parte de la RAG)



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AMPLIACIÓN N° 6 (Fecha de POC: 18/08/2011)

Segundo circuito L.T. Chiclayo Oeste – Piura Oeste y ampliación de subestaciones asociadas.

PIURA OESTE CHICLAYO OESTE

LA NIÑA

220 kV 220 kV220 kV

L-2238 (221 km)

L-2241 (110 km) L-2239 (111 km)

Ampliación 6

InstalacionesConcesión Original

Repotenciación

Sistema G/Dexistente

Asignación: G (5.90%), D (94.10%)

Propuesta de ISA-REP (Informe de Absolución de Observaciones)Consideraba beneficio de la Demanda Propuesta de ISA-REP (Informe de Absolución de Observaciones)Consideraba beneficio de la Demanda

Resolución 054-2013 OS/CDResolución 054-2013 OS/CD

Sin embargoSin embargo



Ampliación 7: Adecuación Integral de la SE Chavarría, San Juan, Santa Rosa, Ventanilla y Zapallal

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ANTECEDENTES

• En el Plan de Expansión del Sistema de Transmisión de REP 2008 – 2016, se encontró que debido al ingreso de generación en el área de Lima, la potencia de cortocircuito se ha incrementado superando la capacidad de cortocircuito de las subestaciones ubicadas en esta área y la capacidad nominal de transmisión; lo cual se verá agravado con el ingreso de la nueva generación en esta área (proyectos de generación en el corto y largo plazo). Por lo tanto, como solución para los próximos 10 años, se recomendó incrementar la capacidad de cortocircuito de las subestación de Lima, .…..

Se divide en dos actividades principales:• Cambio de equipos de patio bajo operación de REP, para incrementar la

capacidad de corriente de cortocircuito a 40 kA, realizar la repotenciación y adecuación de las estructuras, pórticos, y fundaciones según análisis, realizar el cambio de conectores de los equipos a cambiar.

• Suministro y Obras necesarias para controlar el nivel GPR a valores permitidos por el CNE, en la zona de los equipos REP.

Extracto de la presentación ISA–REP del Proyecto de Ampliación de la zona centro de Lima




6

SET SANTA ROSA

22.60 kA

35.75 kA

Nivel Actual Malla de tierra 25 kA

Nivel futuro 40 kA

• Es una subestación de maniobra y carga.• Configuración: doble barra en 220 kV.• La configuración tiene como ventaja el poder

hacer mantenimiento a cualquier barraje sin suspender el servicio y sin alterar el sistema de protección.

• Adicionalmente, una falla en uno de los barrajes no interrumpe el servicio en ningún circuito.

• Operadores: ISA-REP, Luz del Sur, Edegel y Edelnor.

• Puesta en operación: 1964• SE muy importante de distribución de carga

entre Centro de Lima y los conos Sur y Norte, con una alta capacidad de transformación (Luz del Sur y Edelnor) y generación (Edelnor y Edegel)

Grafica depende del crecimiento global del sistema

Fuente: ISA-REP




7

SET SANTA ROSA

Equipo no operado por REP

Equipo no operado por REP Equipo

no operado por REP


EquipoCantidades

en unidades

Interruptores 220 kV 2

Seccionadores 220 kV 18

Seccionador con cuchilla de PAT 220 kV 7

Transformadores de corriente 220 kV 24

Trampas de onda 6

Adecuación de servicios auxiliares 1 sistema

Adecuación de nivel GPR 1 zona

Repotenciación, pórticos, fundaciones, verificación templas de barra y conexiones celdas

Las necesarias


Fuente: ISA-REP





8

SET VENTANILLA

• Es una subestación de maniobra y carga.• Su configuración actual es doble barra en

220 kV.• La configuración tiene como ventaja el poder

hacer mantenimiento a cualquier barraje sin suspender el servicio y sin alterar el sistema de protección.

• Adicionalmente, una falla en uno de los barrajes no interrumpe el servicio en ningún circuito.

• Operadores: ISA-REP, Edegel y Edelnor.• SE muy importante de distribución de carga de la

generación (Edegel) con el cono Norte de Lima.

35.35 kA

Nivel Actual Malla de tierra 25 kA

Nivel futuro 40 kA

21.23 kA

Grafica depende del crecimiento global del sistema

Fuente: ISA-REP




9

SET VENTANILLA

Equipo Ventanilla

Interruptores 220 kV 7

Seccionadores 220 kV 14

Seccionador con cuchilla de PAT 220 kV

3

Pararrayos 220 kV

Transformadores de corriente 220 kV 18

Trampas de onda 5

Adecuación de servicios auxiliares 1 sistema

Adecuación de nivel GPR 1 zona

Repotenciación, pórticos, fundaciones, verificación templas de barra y conexiones celdas

Las necesarias



Fuente: ISA-REP




+ 580 %+ 580 %Resolución Osinergmin 184-2009 OS/CD, FFTT 2009-2013Resolución Osinergmin 184-2009 OS/CD, FFTT 2009-2013

Resolución Osinergmin 054-2013 OS/CD, FFTT 2013- 2017 Resolución Osinergmin 054-2013 OS/CD, FFTT 2013- 2017

Y la racionabilidad económica??La asignación del pago de una instalación cuyo beneficio redunda en la demanda y en la seguridad del sistema no se puede perjudicar (ni mucho menos ser subvencionada) por un tercero.

Y la racionabilidad económica??La asignación del pago de una instalación cuyo beneficio redunda en la demanda y en la seguridad del sistema no se puede perjudicar (ni mucho menos ser subvencionada) por un tercero.

+ 143 %+ 143 %

68,572 soles/mes68,572 soles/mes166,833 soles/mes166,833 soles/mes

Resolución 054-2013 OS/CDResolución 054-2013 OS/CDResolución 184-2013 OS/CDResolución 184-2013 OS/CD



CHICLAYO OESTE GUADALUPE

220 kV 220 kV

L-2236 (83.74 km)

L-2237 (83.74 km)

Ampliación 9

InstalacionesConcesión Original

TRUJILLO NORTE

220 kV

L-2234 (103 km)

L-2235 (103 km)

60 kV

T13-261

10 kV

T17-261

50/50/25MVA

60 kV

T16-260

100/100/25MVA

T14-260

Repotenciación Repotenciación

AMPLIACIÓN N° 9 (Fecha de POC: 20/09/2012)- Segundo Circuito de la L.T. Chiclayo Oeste – Guadalupe – Trujillo y ampliación de subestaciones asociadas.- Ampliación de la capacidad existente de la L.T. Chiclayo Oeste – Guadalupe Trujillo.- Ampliación de las subestaciones Huacho, Chiclayo Oeste y Guadalupe.

SPT

Asignación: G (67.36%), D (32.64%)

Asignación: G (19.86%), D (80.14%)

Área de demanda 2

Propuesta de ISA-REP (Informe de Absolución de Observaciones)Consideraba beneficio de la DemandaPropuesta de ISA-REP (Informe de Absolución de Observaciones)Consideraba beneficio de la Demanda

Asignación: G (3.36%), D (96.64%)

SPT

Resolución 054-2013 OS/CDResolución 054-2013 OS/CD

Sin embargoSin embargo



Las instalaciones efectuadas como consecuencia de la Ampliación N° 6, 7 y 9 se efectuaron a beneficio del Sistema y la Demanda

• Mediante la Sexta Cláusula Adicional (Ampliación N° 6) se aprobó el desarrollo de los siguientes trabajos: (i) Instalación de Circuito de la Línea de Transmisión Chiclayo Norte – Piura Oeste; (ii) ampliación de la SE Chiclayo Oeste; (iii) ampliación de la SE Piura Oeste, (iv) Repotenciación del circuito existente.

• De acuerdo con el texto de la Sexta Cláusula Adicional, la justificación para implementar las Ampliaciones es la siguiente:




• Mediante la Séptima Cláusula Adicional (Ampliación N° 7) se aprobó el desarrollo de los siguientes trabajos: Adecuación de Cahvarría, 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 barras, mallas de puesta a tierra y equipos de patio de 220 kV y 60 kV.

• De acuerdo con el texto de la Séptima Cláusula Adicional, la justificación para implementar las Ampliaciones es la siguiente:




• Mediante la Novena Cláusula Adicional (Ampliación N° 9) se aprobó el desarrollo de los siguientes trabajos: (i) Segundo circuito de la Línea de Transmisión 220 kV Chiclayo Oeste – Guadalupe – Trujillo Norte (ii) Ampliación de la capacidad de transmisión del circuito Chiclayo Oeste – Guadalupe – Trujillo Norte, (iii) Ampliación de la capacidad de transformación de la SE Huacho, cambo de configuración del sistema de barras a doble terna y conexión de la segunda terna Zapallal – Paramonga Nueva; (iv) ampliación de la capacidad de transformación de la SE Chiclayo Oeste .

• De acuerdo con el texto de la Novena Cláusula Adicional, la justificación para implementar las Ampliaciones son las siguientes:




• De acuerdo con los textos de las justificaciones, se observa que ninguna de estas ampliaciones fue efectuada a fin de beneficiar el desarrollo de las actividades de Edegel.

• Por el contrario, la finalidad de las ampliaciones efectuadas fue garantizar la posibilidad de crecimiento de la demanda de energía y resguardar la seguridad del sistema.

• Asimismo, debemos indicar que Edegel bien podría haber continuado operando sin la implementación de ninguna de las Ampliaciones.

• En consecuencia, la asignación de responsabilidad de pago por estas ampliaciones debió ser asignada a la demanda, al ser esta quien se beneficie por tales ampliaciones.



Pese a que el beneficiario de las Ampliaciones N° 6, 7 y 9 sea la demanda, se exige el pago de tales instalaciones a Edegel

• Bajo los alcances de la Resolución 54-2013-OS/CD (“Res. 54-2013”) se ha establecido que las instalaciones de REP que han entrado en operación comercial como consecuencia de las Ampliaciones N° 6, 7 y 9 sean remuneradas por la generación, estableciendo en algunos casos el 100% de responsabilidad sobre Edegel.

• No hay información que permita conocer porqué la asignación de pago efectuada respecto a dichas instalaciones. En el Informe Técnico N° 151-2013-GART, el cual sustenta la Res. 54-2013, no se indica los criterios de asignación de responsabilidad seguidos.

• La asignación de responsabilidad de pago ha sido efectuada siguiendo un criterio distinto al propuesto por REP durante el procedimiento de fijación tarifaria. REP propuso que dichas instalaciones debían ser pagadas tanto por la demanda como por la generación.



La asignación de responsabilidad de pago no se ha efectuado según las Leyes Aplicables• El Contrato de Concesión de los Sistemas de Transmisión Eléctrica ETECEN – ETESUR

suscrito entre el Estado y REP, (“Contrato de Concesión REP”) contiene un Anexo N° 7, en virtud del cual se establecen los criterios generales para el pago de remuneraciones a favor de REP.

• Dentro de lo dispuesto por el Anexo N° 7, a fin de determinar la asignación de responsabilidad de pago, se establece que las instalaciones de transmisión serán clasificadas de la siguiente manera: (i) Instalaciones de generación, conformadas por instalaciones que pertenecen al SST y; (ii) Instalaciones de demanda, conformadas por instalaciones del SPT y por las instalaciones que no hayan sido incluidas como Instalaciones de Generación.

• No obstante ello, de ser el caso, estas instalaciones pueden ser reclasificadas según las condiciones establecidas en la Ley de Concesiones Eléctricas y su Reglamento. Sin embargo, la reclasificación no implicará una variación en la RAG o RAA que corresponda a REP. La reclasificación tendrá injerencia sobre la responsabilidad de pago establecida.

• Consecuentemente, la clasificación de instalaciones que forman la lista de Bienes de la Concesión del Contrato de Concesión REP no es inmodificable. Por el contrario la clasificación del tipo de instalación de la que se trate debe efectuarse según las disposiciones legales vigentes.

• En consecuencia, cualquier nueva instalación que efectúe REP como parte de las Ampliaciones previstas en el Contrato de Concesión REP deberá ser clasificada según las disposiciones vigentes.



• Bajo los alcances de la Res. 383-2008-OS/CD, Procedimiento para la Asignación de Responsabilidad de Pago de los SST y SCT se establece que las instalaciones del tipo ST059 (Sistema de Transmisión comprendidos en las concesiones otorgadas al amparo del DS 59-96-PCM), se encuentran incluidas bajo los alcances del procedimiento de asignación de responsabilidad de pago, siempre que se traten de instalaciones que no hayan sido asignadas 100% a la demanda o a la generación y que sus contratos los permitan.

• El Contrato de Concesión REP indica que la fijación de la remuneración de las Ampliaciones convenidas entre el Concedente y la Sociedad Concesionaria se efectuarán conforme a los Procedimientos del Anexo 7, mediante la Remuneración Anual por Ampliaciones conforme a Ley de Concesiones Eléctricas y su Reglamento. Ello implica que la remuneración se deberá determinar según el marco regulatorio previsto para la fijación de tarifas y compensaciones para las instalaciones de transmisión eléctrica.

• En el caso en particular, se ha verificado que la responsabilidad de pago de las instalaciones implementadas por REP como consecuencia de las Ampliaciones N° 6, 7 y 9 habría sido asignada únicamente a la generación. Es decir, se habría asumido que todas estas instalaciones corresponden a Instalaciones de Generación, pese a que las nuevas instalaciones beneficien a la demanda.

• La implementación de nuevas instalaciones como parte de las Ampliaciones ejecutadas por REP deben encontrarse sujetas a las reglas de asignación de responsabilidad de pago vigentes.

La asignación de responsabilidad de pago no se ha efectuado según las Leyes Aplicables



• Según las reglas vigentes para la asignación de responsabilidad de pago por las instalaciones de transmisión, se indica que en aquellos casos en los que una instalación de transmisión genera un beneficio económico tanto para los generadores como para la demanda, la asignación de pago se deberán efectuar según las instrucciones establecidas en el artículo 7 de la Res. 383-2008-OS/CD.

• Sin embargo, en el procedimiento tarifario en curso, OSINERGMIN ha determinado que las instalaciones implementadas bajo las Ampliaciones N° 6, 7 y 9 sean remuneradas a través de la generación, sin indicar el criterio seguido para efectuar la asignación de responsabilidades de pago.

• Ello perjudica a nuestra empresa, debido a que se nos obliga asumir el pago por instalaciones que benefician a la demanda y que no fueron ejecutadas a nuestra solicitud ni para beneficio de Edegel.

• En consecuencia, solicitamos que se evalúe la asignación de responsabilidad de pago a efectos de aplicar las reglas establecidas bajo la Res. 383-2008-OS/CD.

La asignación de responsabilidad de pago no se ha efectuado según las Leyes Aplicables



La asignación de responsabilidad de pago por las instalaciones de la Ampliación N° 7 no ha seguido las reglas fijadas para el procedimiento administrativo de fijación tarifaria

• De acuerdo con el Informe Técnico N° 151-2013-GART, se observa que tras el análisis de oficio efectuado por OSINERGMIN, se verificó que por un error se había omitido incluir la asignación de responsabilidad de pago por las instalaciones de REP efectuadas bajo la Ampliación N° 7.

• Ello contraviene la validez del procedimiento administrativo, dado que la validez de las normas que emite OSINERGMIN –así como los otros organismos reguladores– está subordinada a que la entidad publique un proyecto debidamente sustentado y luego del análisis de comentarios emita la norma definitiva.

• El procedimiento tarifario cuenta con una etapa en la cual se publica un proyecto de decisión para que los interesados realicen sus comentarios. Dicho proyecto, y no sólo la decisión final del procedimiento, debe encontrarse debidamente sustentado. De no haber expresado el debido sustento del proyecto, el derecho a presentar comentarios u objeciones sería sólo aparente, careciendo de contenido real.

• Una de sus manifestaciones más importantes es que si ningún interesado objeta determinado tema del proyecto, el regulador deberá emitir la decisión final sin variar dicho tema respecto del tratamiento que propuso en el proyecto. Si el regulador decide posteriormente variar dicho punto, deberá realizar una nueva publicación del proyecto.



La asignación de responsabilidad de pago por las instalaciones de la Ampliación N° 7 no ha seguido las reglas fijadas para el procedimiento administrativo de fijación tarifaria

• Sin embargo, al haber incluido OSINERGMIN, información de oficio referida a la Ampliación N° 7, contraviene el procedimiento tarifario, debido a que no ha permitido a ninguna de las empresas que se vea afectada por tal decisión poder emitir comentario alguno respecto a la asignación de pago de tales instalaciones.

• Asimismo, debe señalarse que en la Res. 54-2013, ni el Informe Técnico 151-2013-GART brinda información adicional que nos permita conocer con precisión el procedimiento seguido para determinar que empresas serán quienes asuman el pago de tales instalaciones.

• Ello transgrede las garantías del administrado y las disposiciones de la Ley de Transparencias en Tarifas.

• Asimismo, debemos señalar que el propio OSINERGMIN, así como otros reguladores han emitido precedentes importantes, en los cuales han anulado decisiones tarifarias cuando emitieron decisiones en las cuales modificaron determinado aspecto del proyecto publicado, sin que ningún agente hubiera comentado dicho aspecto.

• Tales precedentes son los siguientes: (i) fijación de la tarifa de transporte de gas natural de Kuntur Transportadora de Gas S.A.C. (Resolución 299-2009-OS/CD) ; (ii) procedimiento tarifario a cargo de OSITRAN para Lima Airport Partners S.R.L., en la fijación de la tarifa aplicable al uso de puentes de embarque en el Aeropuerto Internacional Jorge Chávez (Resolución N° 59-2008-CD/OSITRAN() y; (iii) procedimiento tarifario de revisión de las tarifas tope aplicables a prestaciones de transmisión de datos mediante circuitos virtuales ATM con acceso ADSL (servicio portador) de Telefónica del Perú S.A.A (Resolución 030-2007-CD/OSIPTEL).



Gracias

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