Declaran infundado el petitorio del recurso de reconsideración interpuesto por la Empresa de Generación Eléctrica Santa Ana S.A.C. contra la Res. N° 186-2021-OS/CD

RESOLUCIÓN DE CONSEJO DIRECTIVO

ORGANISMO SUPERVISOR DE LA INVERSIÓN

EN ENERGÍA Y MINERÍA OSINERGMIN

N° 206-2021-OS/CD

Lima, 28 de septiembre de 2021

CONSIDERANDO:

1. ANTECEDENTES

Que, mediante Carta AS 35.21 de fecha 29 de enero de 2021, la Empresa de Generación Eléctrica Santa Ana S.A.C. (“EGESA”) solicitó a Osinergmin la fijación de peajes y compensaciones por el uso de terceros (Electrocentro S.A. – “ELECTROCENTRO”) de la Línea de Transmisión de 60 kV SET La Virgen - Derivación Puntayacu (L-6089) y subestaciones asociadas, al amparo de lo previsto en el artículo 27 de la Ley N° 28832;

Que, con fecha 29 de julio de 2021 se publicó la Resolución N° 186-2021-OS/CD (“RESOLUCIÓN”), mediante la cual se desestimó la solicitud presentada por EGESA, dándose por concluido el procedimiento de fijación iniciado con la mencionada solicitud;

Que, con fecha 19 de agosto de 2021, EGESA interpuso recurso de reconsideración contra la RESOLUCIÓN; el cual fue complementado mediante escrito de fecha 26 de agosto de 2021, por requerimiento de Osinergmin a través del Oficio N° 825-2021-GRT.

2. RECURSO DE RECONSIDERACIÓN Y ANÁLISIS DE OSINERGMIN

Que, EGESA solicita en su recurso de reconsideración, se revoque la RESOLUCIÓN y se efectúe la fijación de peajes y compensaciones de la LT 60 kV La Virgen - Derivación Puntayacu (“L-6089”) y subestaciones asociadas.

2.1. RECURSO DE RECONSIDERACIÓN Y ANÁLISIS DE OSINERGMIN

2.1.1. SUSTENTO DE PETITORIO

A. Respecto a que la L-6089 sería parte del proyecto adjudicado en el Contrato de Concesión RER

A.1 La L-6089 no forma parte del Proyecto adjudicado en el Contrato RER

Que, señala EGESA, en el marco de la Segunda Subasta RER, como parte de los proyectos propuestos para su adjudicación, presentó el Proyecto de la Central Hidroeléctrica Renovandes H1 (“C.H. Renovandes H1”) para el suministro de energía eléctrica de fuente renovable (“Proyecto RER”) y, como resultado de dicho proceso, suscribió con el Estado Peruano, representado por el Ministerio de Energía y Minas (“MINEM”), el Contrato de Concesión para el suministro de energía eléctrica con energía renovable a través del Proyecto RER de fecha 30 de setiembre de 2011 (“Contrato RER”);

Que, precisa, ni en la propuesta presentada para participar en la Subasta RER, ni en el Contrato RER suscrito, se planteó la construcción de una línea con las características de la L-6089, pues por las condiciones del sistema de transmisión a la fecha de la presentación de la propuesta y la firma del Contrato RER, ello no era necesario para que la C.H. Renovandes H1 inyectara su energía al SEIN;

Que, agrega, a la fecha de presentación de la propuesta y la firma del Contrato RER, estaba previsto que el Proyecto RER se conectaría al SEIN en Chanchamayo 44 kV utilizando las líneas Condorcocha-Ninatambo-Chanchamayo y, por dicha razón, la Barra de Oferta escogida en el contrato fue Condorcocha 44 kV; lo cual puede verificarse en la solicitud para la emisión del Estudio de Pre Operatividad (“EPO”) del Proyecto RER, presentada al COES el 28 de junio de 2011. De ese modo, indica que el EPO del Proyecto RER adjudicado y contemplado en el Contrato RER no consideraba la L-6089, pues contemplaba elevar la tensión del sistema existente de 44 kV a 60 kV, para lo cual el sistema ya estaba preparado;

Que, EGESA manifiesta que los documentos a los que se refiere Osinergmin para incorrectamente sostener que la L-6089 sería parte del Proyecto RER, datan de cuatro años después de suscrito el Contrato RER, por lo cual dicha documentación no solo evidencia que la L-6089 no forma parte del Proyecto RER; sino también que dicha línea no fue contemplada como parte del mismo porque no era necesaria para que la C.H. Renovandes H1 inyectara energía al SEIN;

Que, sostiene la recurrente, si bien la Línea L-6089 no forma parte del proyecto adjudicado en el Contrato RER, pues dicha línea se contempló recién en enero de 2016 con la modificación del EPO, debe tenerse en cuenta que dicha modificación fue provocada por circunstancias que no fueron responsabilidad de EGESA y que tampoco pudo prever para emitir su propuesta ni suscribir el Contrato RER; por el contrario, dicho cambio se dio entre otras razones por una situación de congestión ajena a la C.H. Renovandes H1, ocasionada porque las centrales RER Huasahuasi I y Huasahuasi II que originalmente debían inyectar 7,9 MW y 8 MW cada una, de acuerdo a sus propuestas y respectivos contratos RER, fueron finalmente construidas para generar 10 MW cada una;

Que, por lo tanto, la recurrente manifiesta que queda evidenciado que la Línea L-6089 no forma parte del Proyecto RER, toda vez que no se contempló, ni podría haber sido contemplada (porque a dicha fecha no podía preverse que fuera necesaria), en la propuesta formulada para la Subasta RER ni en el Contrato RER, sino que respondió a hechos sobrevinientes.

A.2 El uso de la L-6089 por la demanda no está siendo remunerada por la Prima RER

Que, según EGESA, la modificación del EPO incluyendo la L-6089 no es impedimento para que se fije un peaje por dicha línea si es que se verifica su uso por parte de la Demanda; dado que, de acuerdo a las normas vigentes, la línea no está siendo remunerada por Tarifa Adjudicada y por lo tanto tampoco por la Prima RER;

Que, asimismo, señala, en este caso no puede sostenerse que la Tarifa Adjudicada remunere la L-6089, toda vez que el artículo 7 del Decreto Legislativo Nº 1002 establece expresamente que las primas al proyecto con generación RER incorporará las inversiones de líneas de transmisión que concurran a la subasta; lo cual no es el caso de la L-6089, en tanto esta no fue planteada ni en la propuesta ante la Subasta RER ni en el Contrato RER;

Que, agrega, ya que se ha probado que la L-6089 fue prevista con posterioridad a la propuesta del Proyecto RER y la firma del Contrato RER, las inversiones realizadas respecto a dicha instalación no concurrieron a la subasta y por tanto no pueden considerarse parte de la Tarifa Adjudicada a EGESA, ni remuneradas por la Prima RER;

Que, adicionalmente, señala que el referido artículo 7 del Decreto Legislativo Nº 1002, como el artículo 12 de su Reglamento, establecen que las primas RER solo remuneran la inversión necesaria para la inyección de energía por las centrales RER. En este sentido, lo que paga toda la demanda mediante la Prima RER es la infraestructura necesaria para que se inyecte la energía adjudicada; es decir, reconoce y remunera la línea cuando la infraestructura se usa para que la C.H. Renovandes H1 inyecte energía;

Que, asimismo, precisa, si la C.H. Renovandes H1 no se encuentra operando (condición de las simulaciones realizadas), la línea no se usa para inyectar al SEIN la energía adjudicada, es decir, no es utilizada por el Proyecto RER, ni pagada por la demanda (mediante la Prima), sino que, bajo el escenario indicado, la demanda hará uso exclusivo de la línea, pero en este escenario, como se demuestra en las simulaciones, sí genera un beneficio a la demanda del Área de Demanda 5 que la usa para proveerse de energía del SEIN; y es justamente porque existen estos periodos en donde la línea no es necesaria para el Proyecto RER, y sí para la demanda, por lo que se requiere que se fije el peaje;

Que, según concluye EGESA, dado que la Línea L-6089 no estaba prevista a la fecha de presentación de la propuesta, ni a la fecha de firma del contrato RER, no podría de ninguna manera estar contemplada dentro del precio monómico y la Tarifa Adjudicada. Tampoco podrían incluirse en el precio monómico (ni en la Tarifa Adjudicada) las inversiones en dicha línea por el uso de la demanda, porque dichas inversiones no son necesarias para la inyección del Proyecto RER. Por tanto, considera, la Línea L-6089 no fue ni pudo ser incluida en el precio monómico ofertado por EGESA en la subasta en que se adjudicó el Proyecto RER, ni en la Tarifa Adjudicada o la Prima RER.

B. Respecto a que la L-6089 no atendería de manera regular y constante a la demanda del Valle Chanchamayo

B.1 La L-6089 sí atiende de manera regular a la demanda del Valle Chanchamayo

Que, manifiesta la impugnante que la Norma de Asignación determinó la metodología de asignación de pagos entre usuarios y generadores por beneficios. En ese caso, se establece que los beneficios se obtienen básicamente sobre la diferencia del caso inicial y el caso alternativo de los pagos esperados (para la demanda) y utilidades esperadas (generadores). Para estos efectos, el caso inicial es “con línea” y el caso alternativo es “sin línea”;

Que, precisa EGESA, en el Estudio Económico presentado, para el caso alternativo “sin línea” se consideró como insumo los mantenimientos programados de la C.H. Renovandes H1 establecidos en los “programas de intervenciones anuales” y publicados en la Portal Web del COES, que representan 24 horas/año. Con esto se sincera la simulación y la afectación a la demanda/generación en análisis. Por su parte, para el caso “sin la línea” superpuesto con el mantenimiento de la C.H. Renovandes H1, se produce el racionamiento a la demanda de la zona (Chanchamayo y SIMSA). Sin embargo, en la RESOLUCIÓN, Osinergmin ha señalado que no corresponde considerar situaciones de emergencias o indisponibilidades, en concordancia con lo establecido en el numeral 6.1 del “Procedimiento para la Asignación de Responsabilidad de Pago de los SST y SCT”;

Que, la recurrente sostiene, el único escenario que la norma excluye y solo para el cálculo de los precios marginales son las modificaciones artificiales y no señala, como ha interpretado Osinergmin, que no puedan considerarse situaciones de emergencia o indisponibilidad;

Que, sobre el particular EGESA señala que esta interpretación de Osinergmin no puede ser aceptada, dado que las normas que establecen limitaciones a los administrados deben ser interpretadas restringidamente y no pueden ser ampliadas por analogía a otras situaciones que las reguladas expresamente en ellas; en este sentido, solo se pueden excluir del cálculo las modificaciones que resulten artificiales, y no otros supuestos que no lo sean. Así, debe indicarse que los mantenimientos considerados en las simulaciones presentadas son casos reales, necesarios y programados ante el COES, que son plenamente verificables y previsibles, por lo que no constituyen modificaciones artificiales; por el contrario, no considerar dichos mantenimientos podría constituir una modificación artificial;

Que, agrega, para efectos de sincerar el comportamiento de la demanda de ELECTROCENTRO, se consideró que durante el mantenimiento de la C.H. Renovandes H1, la demanda de ELECTROCENTRO reduciría su consumo significativamente a través de algún mantenimiento para reducir su impacto negativo ante el inminente racionamiento, tal como sucede con otras grandes cargas cuando prevén una afectación a su consumo normal. Por tal motivo, sólo se consideró un 10% de la demanda de ELECTROCENTRO afectada. Sostiene que ello tampoco constituye una modificación artificial. Por lo cual, la recurrente señala que ha sido muy cuidadosa en no incluir en las simulaciones modificaciones artificiales, que, de no haber sido tan diligentes y respetuosos de la normativa, podrían haberse considerado para el caso “sin la línea”, tales como: i) Problema en la regulación de frecuencia de la C.H. Renovandes H1, que devendría en su colapso y consecuente racionamiento de la demanda de ELECTROCENTRO y ii) Problema de la C.H. Renovandes H1 para reducir su mínimo técnico por una demanda muy baja de ELECTROCENTRO que devendría en su colapso y consecuente racionamiento de la demanda de ELECTROCENTRO;

Que, en ese sentido, precisa la recurrente, los casos indicados podrían haber sido materia de objeción; por lo que no se ha considerado en las simulaciones; y por ende, no se ha incluido modificación artificial alguna;

Que, finalmente, señala EGESA, con las simulaciones se ha demostrado que la L-6089 sí atiende de manera regular a la demanda del Valle Chanchamayo, sin considerar modificaciones artificiales.

B.2 La L-6089 es parte de una línea de demanda usada y remunerada por el Área de Demanda 5

Que, EGESA señala que la L-6089 se encuentra conectada a L-6087 (línea de SE Chanchamayo - SE Puntayacu) de propiedad de ELECTROCENTRO, la cual, al ser parte de un Sistema Secundario de Transmisión (“SST”), tiene la calificación de línea de demanda que es remunerada exclusivamente por el Área de Demanda 5. En este sentido, al ser la L- 6089 una extensión de la línea de ELECTROCENTRO que tiene el mismo fin de suministro, corresponde que dicha línea L-6089 sea remunerada también por la demanda en función al criterio de uso;

Que, agrega, el Reglamento General de Osinergmin aprobado mediante el D.S. 054-2001-PCM, establece en su artículo 9° que las condiciones semejantes deben ser tratadas de manera similar. Asimismo, sobre la base de los principios de legalidad y de imparcialidad contemplados en los numerales 1.1 y 1.5 del artículo IV del Texto Único Ordenado de la Ley N° 27444, Ley del Procedimiento Administrativo General, aprobado con Decreto Supremo N° 004-2019-JUS (“TUO de la LPAG”), y dado que la línea L-6089 tiene condiciones semejantes de operación que la línea de ELECTROCENTRO a la cual se conecta, corresponde que dicha línea también sea remunerada por la demanda del Área de Demanda 5, en función al criterio de uso.

B.3 Osinergmin reconoce que la demanda regulada de la SET Chanchamayo depende de la L-6089

Que, según EGESA, el denegar el reconocimiento de un peaje por el uso que hace la demanda de la L-6089, resulta absolutamente contradictoria con los pronunciamientos emitidos por el propio Osinergmin en el contexto de acciones de fiscalización, en las cuales se reconoce que la demanda regulada de la SET Chanchamayo sí depende de la L-6089; evidenciándose esto en el Informe N° DSE- FGT-187, a través del cual se inicia un procedimiento administrativo sancionador en contra de EGESA por haber incurrido en incumplimientos al “Procedimiento para Supervisión y Fiscalización del Performance de los Sistemas de Transmisión” en el año 2018, en el cual se concluye que EGESA ha excedido la tolerancia del indicador “Tasa de Falla”, por los eventos ocurridos en los meses de marzo, abril y octubre de 2018, imputando responsabilidad por las interrupciones en el suministro de la demanda en la SET Chanchamayo;

Que, de acuerdo con lo señalado por EGESA Osinergmin pretende imponer sanciones a la recurrente por interrupciones que afectan a la demanda de la SET Chanchamayo, lo que demuestra evidentemente que, a criterio técnico de Osinergmin, la demanda de la SET Chanchamayo sí depende de la L-6089;

Que, EGESA indica que no resulta coherente pretender asignar a EGESA responsabilidades con relación a la demanda de la SET Chanchamayo, pero a la vez no reconocer el derecho que es la contraparte de dicha responsabilidad, como lo es el reconocimiento del peaje que se solicita;

Que, por último, la recurrente alega una vulneración al principio de análisis de decisiones funcionales, establecido en el artículo 13 del Reglamento General de Osinergmin, por el cual “el análisis de las decisiones de Osinergmin debe tener en cuenta sus efectos en los aspectos de fijación de tarifas, calidad, incentivos para la innovación, condiciones contractuales y todo otro aspecto relevante para el desarrollo de los mercados y la satisfacción de los intereses de los usuarios”; y además que Osinergmin “debe evaluar el impacto que cada uno de estos aspectos tiene en las demás materias involucradas”.

C. Respecto a que la demanda de la SET Chanchamayo siempre habría tenido un punto de conexión a través del ramal Tarma-Chanchamayo hasta que se conectó la CH Renovandes H1, con lo cual cambió la configuración en la SET Puntayacu, dicho cambio debía mantener igual o mejor las condiciones iniciales de atención a la demanda de la SET Chanchamayo.

Que, EGESA manifiesta que, además de ser utilizada por el Área de Demanda 5 conforme demuestran en sus simulaciones efectuadas, la L-6089 también contribuye a aportar servicios complementarios al sistema de transmisión de ELECTROCENTRO, permitiendo mejorar parámetros técnicos e indicadores comerciales que generan un aumento de la capacidad de transmisión en condiciones de calidad. Asimismo, se ha mejorado las condiciones existentes del sistema de ELECTROCENTRO ayudando en la reducción de las pérdidas en la línea de transmisión, reducción de los factores de perdidas medias para reflejar el consumo de energía de ELECTROCENTRO a la Barra de Transferencias, como consecuencia de una mayor tensión en la zona y mejor distribución de la demanda en el sistema de transmisión, mejora en el perfil de tensión en la zona y se han reducido las interrupciones para los usuarios de la SET Chanchamayo causadas por eventos fortuitos y mantenimientos programados en Alta Tensión;

Que, sin embargo, si bien consideran que efectivamente el cambio en la topología que se realizó debía mantener o mejorar las condiciones existentes, ello no implica que, si se determina que las instalaciones nuevas son utilizadas para el suministro a la demanda, dicho uso deba ser gratuito. Por el contrario, habiéndose probado el uso de las instalaciones para el suministro de la demanda y que, además, el mismo Osinergmin lo reconoce en sus procesos de fiscalización, debe determinarse la remuneración correspondiente, la cual debe ajustarse a lo dispuesto en el artículo 27 de la Ley N° 28832;

Que, la recurrente concluye que, dado que la L-6089 se trata de un SCT que no está incluido en el Plan de Transmisión y tampoco es parte de la Prima RER, corresponde que Osinergmin cumpla con el reconocimiento de la inversión y costos de operación y mantenimiento, conforme con las condiciones establecidas en la Ley N° 28832 y tal como se ha descrito en su propuesta tarifaria.

2.1.2. ANÁLISIS DE OSINERGMIN

Que, a continuación, se realiza el análisis de cada punto expuesto por EGESA en su recurso de reconsideración, dejando en claro que existen temas que no necesariamente tienen que ver con la desestimación de la solicitud de fijación de tarifas presentada por la recurrente.

A. Respecto a que la L-6089 sería parte del proyecto adjudicado en el Contrato de Concesión RER

A.1 Respecto La L-6089 no forma parte del Proyecto adjudicado en el Contrato RER

Que, a solicitud de Osinergmin, el MINEM remitió el expediente completo sobre el otorgamiento de la concesión definitiva de la Línea L-6089; el Contrato RER y las respectivas adendas suscritas, así como los informes técnicos y legales que sustentaron la aprobación de dichas adendas. En dicha información se observa que en el numeral 3.1 de la Adenda N° 3, las partes acuerdan reemplazar el cronograma de ejecución de obras, con lo cual, del nuevo cronograma de ejecución del Contrato RER se considera como parte de los proyectos a ejecutar la Línea L-6089. En ese sentido, se verifica claramente que con esta adenda la Línea L-6089 si forma parte del Contrato RER;

Que, de esa manera, la referida Adenda detalla el cronograma de ejecución de obras con mayor exhaustividad (a diferencia del contrato primigenio), y brinda mayores detalles sobre el Proyecto RER y la importancia de la construcción y posterior puesta en operación comercial de la Línea L-6089, siendo esta última una instalación que permitió la inyección de energía de la C.H. Renovandes H1 al SEIN;

Que, es importante tener en cuenta para la funcionalidad de la Línea L-6089, la revisión del Convenio suscrito entre Electrocentro y EGESA de fecha 19 de mayo de 2020, donde se aprecia que para el administrado las fechas de puesta en operación comercial tanto de la C.H. Renovandes H1, como de la Línea L-6089 se llevaron a cabo el 20 de marzo de 2018;

Que, de acuerdo con el principio de verdad material, es responsabilidad de Osinergmin verificar plenamente los hechos que sirven de motivo a sus decisiones, para lo cual resulta indispensable que se verifiquen con mayor exactitud las fechas de puesta en operación comercial de la C.H. Renovandes H1 y la Línea L-6089, a efectos de no permitir la existencia de algún tipo de vacío que pueda ser objetado por la recurrente;

Que, resulta necesario remitirnos a la información oficial contenida en los documentos que emite la administración pública. Así, en el Informe N° DSE-SIE-54-2019 “Estado Situacional del Proyecto L.T. 60 KV S.E. La Virgen – Puntayacu”, que fue emitido en virtud de un pedido de la Dirección General de Electricidad del Ministerio de Energía y Minas a Osinergmin, se concluye que la Línea L-6089 opera desde el 12 de marzo de 2018 y la C.H. Renovandes H1, desde el 20 de marzo de 2018;

Que, en el supuesto negado de la que la Línea L-6089 hubiese entrado en operación comercial luego de la C.H. Renovandes H1, la importancia y finalidad de la Línea L-6089 hubiese podido ser objetada de alguna manera por EGESA. No obstante, la Línea L-6089 inició sus operaciones a pocos días de la fecha de puesta en operación comercial de la C.H. Renovandes H1, toda vez que era indispensable que la referida central pueda inyectar su energía al SEIN;

Que, sin perjuicio de lo anterior, se han revisado los estudios de Pre-operatividad (EPO) presentados por EGESA, encontrándose que en el EPO del año 2011 (EPO_0), para la conexión al SEIN de la C.H. Renovandes H1, la energía producida por la C.H. Renovandes H1 será inyectada al SEIN mediante un sistema de transmisión constituido por la subestación de salida Renovandes H1 de 25 MVA y 13,8/44 kV, una línea de transmisión de 18,6 km en 44 kV, y una celda de conexión a las barras de 44 kV de la subestación Chanchamayo. Es decir, el punto de conexión de la C.H. Renovandes H1 al SEIN sería la barra Chanchamayo 44 kV de ELECTROCENTRO;

Que, en ese sentido, del análisis de estudios eléctricos realizados en el EPO_0 se concluyó como necesario implementar los siguientes refuerzos: 1) el repotenciamiento de la línea existente LT 44 kV Tarma - Condorcocha y 2) la adición de un transformador de 20 MVA, 44/138 kV en la SET Condorcocha, dado que la inyección de generación de las futuras C.H. Renovandes H1 (19,99 MW), Huasahuasi I (7,0 MW) y Huasahuasi II (7,0 MW) en la línea troncal de 44 kV (Chanchamayo - Puntayacu - Huasahuasi - Tarma - Condorcocha), congestionarían la LT 44 kV Tarma - Condorcocha y el transformador de 20 MVA, 44/138 kV en la SET Condorcocha. Es decir, para la conexión de la C.H. Renovandes H1 al SEIN a través de la red de Chanchamayo - Ninatambo - Condorcocha 44 kV, era necesario realizar los dos refuerzos indicados, por lo cual se verifica que EGESA tenía conocimiento de las inversiones a realizar en la red de transmisión antes de firmar el Contrato RER;

Que, posteriormente, el año 2012 fue aprobada la primera actualización del estudio de pre-operatividad (EPO_1) para la conexión al SEIN de la C.H. Renovandes H1, donde se concluyó que la energía producida por la C.H. Renovandes H1 sería entregada al SEIN a través de la SET Yanango 220 kV mediante un sistema de transmisión conformado por la SET Renovandes H1 de 25/12/25 MVA y 60/22,9/13,8 kV, una línea de transmisión Renovandes H1 - Chanchamayo - Utcuyacu de 38,1 km en 60 kV, la nueva SET Utcuyacu de Renovandes de 25 MVA y 220/60 kV, y una línea LT 220 kV Utcuyacu - Yanango de 0,2 km. Es decir, el punto de conexión de la C.H. Renovandes H1 al SEIN sería la barra Yanango 220 kV; sin embargo, para los fines de suministro al SEIN como central RER, el punto de entrega de la energía sería la SE Pachachaca 220 kV, con lo cual se verifica nuevamente la necesidad de considerar inversiones en el sistema de transmisión para la conexión de la C.H. Renovandes H1 al SEIN;

Que, finalmente en el año 2016 fue aprobada la segunda actualización del estudio de pre-operatividad (EPO_2) para la conexión al SEIN de la C.H. Renovandes H1, donde se concluyó que la energía producida por la C.H. Renovandes H1 sería entregada al SEIN en la SET Caripa 138 kV, mediante un sistema de transmisión comprendido por: 1) SET Renovandes H1 de 25/3,75/25 MVA y 60/22,9/13,8 kV; 2) línea LT 60 kV Renovandes H1 - Chanchamayo de 18,6 km; 3) ampliación de la SET Chanchamayo; 4) línea LT 60 kV La Virgen - Puntayacu de 2,2 km (LT se conectaría a la torre 43 de la LT Huasahuasi II - Chanchamayo para formar la línea LT 60 kV La Virgen - Chanchamayo de 16,1 km) y 5) bahía de transformación en la SET La Virgen 60/138 kV, 20 MVA. Es decir, el punto de conexión de la C.H. Renovandes H1 al SEIN sería la barra Chanchamayo 60 kV de ELECTROCENTRO y la barra principal del sistema más próxima sería Caripa 138 kV, con lo cual se verifica nuevamente la necesidad de considerar inversiones en el sistema de transmisión para la conexión de la C.H. Renovandes H1 al SEIN;

Que, por lo expuesto, se observa en los diversos estudios de EPO la necesidad de reforzar e implementar inversiones en la red de transmisión, por lo cual EGESA ha ido evaluando diversas alternativas en las redes de transmisión para la conexión de la C.H. Renovandes H1 al SEIN, llegando a determinar que la mejor solución para la conexión de la CH Renovandes H1 al SEIN es la implementación de la actual L-6089, esto último es indicado por EGESA, en el sustento presentado al MINEM dentro del proceso de aprobación de la Concesión Definitiva de la L-6089 (aprobada con Resolución N°502-2017-MEM/DM), en cuyo Resumen Ejecutivo de Estudio de la L-6089 se señala que “Mediante una evaluación económica y financiera se determinó que el proyecto “LT La Virgen – Puntayacu es la mejor solución para la conexión de la CH RenovAndes H1 al SEIN”. Es decir, producto de una evaluación económica financiera, EGESA determinó que la mejor solución para la conexión de la C.H. Renovandes H1 al SEIN es la implementación de la L-6089, con lo cual queda demostrado que dicha línea de transmisión, fue considerada como la opción más económica, eficiente y mejor dimensionada en comparación con las otras alternativas de refuerzos iniciales que se consideraron implementar en la red de transmisión, antes de la firma del Contrato RER;

Que, adicionalmente, mediante carta GT-113-2015 del 24 de marzo de 2015, ELECTROCENTRO presentó observaciones al EPO_2, oportunidad en la que EGESA indico lo siguiente: “La presente, segunda actualización propone que en cambio la conexión al SEIN sea a través de la SE La Virgen 138 kV y luego a través de la SE Caripa 138 kV. La nueva solución propuesta es más simple, más eficiente, más económica y está mejor dimensionada”;

Que, por lo tanto, la L-6089 sí está considerada dentro del Contrato RER. Además, EGESA reitera en diversos documentos que, en base a los análisis realizados, la L-6089 fue determinada producto de una evaluación como la mejor solución para la conexión de la CH Renovandes H1 al SEIN, con lo cual la misma empresa confirma que dicha línea de transmisión es necesaria para que la C.H. Renovandes H1 pueda inyectar su energía al SEIN;

Que, por otra parte, respecto a lo señalado por la recurrente sobre las modificaciones que no pudo prever y que los mismos fueron ocasionados por las centrales Huasahuasi, se verifica que, cuando EGESA presentó el Sobre N° 1 de calificación para la segunda subasta RER (Jul-2011) y firmó el Contrato RER (Set-2011), ya tenía pleno conocimiento de los problemas de sobrecargas que se generaban en la red Chanchamayo - Ninatambo - Condorcocha 44 kV a partir de la interconexión de la C.H. Renovandes H1 y de los refuerzos necesarios para superar dichos problemas, dado que, en el EPO_0 (May-2011) todo este escenario ya se había analizado e identificado. Por lo cual, lo señalado por EGESA que no pudo prever este escenario es incorrecto. Asimismo, de la simulación del análisis eléctrico del EPO_0, se verifica que se consideró la generación conjunta de Huasahuasi I y II en 13,8 MW (menor a la nominal inicial previsto en 15,9 MW), potencia con la cual ya se identificaban problemas de congestión y sobre carga en las redes de transmisión. Por lo tanto, lo argumentado por EGESA de que los problemas en la red local fueron ocasionados por los 4 MW adicionales que finalmente tuvieron en conjunto Huasahuasi I y II, es incorrecto;

A.2 El uso de la L-6089 por la demanda no está siendo remunerada por la Prima RER

Que, como se ha verificado en el análisis anterior, la L-6089 está considerada dentro del marco de lo pactado en el Contrato RER, por lo cual se verifica que el uso de la L-6089 viene siendo remunerada por la tarifa adjudicada;

Que, el numeral 7.1 del artículo 7 del Decreto Legislativo N° 1002 establece que las inversiones en energías renovables que concurran a la subasta incluirán las líneas de transmisión necesarias a su conexión al SEIN. Del mismo modo, el numeral 12.1 del artículo 12 del Reglamento del Decreto Legislativo N° 1002 dispone, en cuanto a la presentación de ofertas para la subasta, que el precio monómico comprendido en la Oferta, deberá incluir los costos de inversión de la infraestructura de transmisión necesaria para su conexión al SEIN;

Que, de esta manera, se evidencia que EGESA recibe periódicamente pagos a cuenta de Ingreso Garantizado, correspondientes a la energía y (de corresponder) potencia inyectada al SEIN. En efecto, la Línea L-6089, al formar parte del Proyecto RER, está comprendida en el precio monómico y la Tarifa Adjudicada del Contrato RER, en contraposición a lo señalado por la empresa recurrente, la cual no considera que la Línea L-6089 constituye una inversión posterior de responsabilidad de EGESA que debe ser cubierta por el precio monómico ofertado; inobservando además que dicha inversión resultó económicamente más eficiente;

Que, asimismo, según el sustento presentado por EGESA al MINEM dentro del proceso de aprobación de la Concesión Definitiva de la L-6089 (aprobada con Resolución N°502-2017-MEM/DM), de la sección del Estudio de Mercado Eléctrico, se concluye lo siguiente: i) Que la L-6089 es necesaria para la interconexión de la C.H. Renovandes H1 al SEIN, la cual es financiada mediante los ingresos de venta de energía y potencia de dicha central, aspecto que ha sido indicado por la propia empresa; ii) Que la L-6089 forma parte de una obra complementaria y necesaria para la C.H. Renovandes H1 y que la misma está siendo reconocida y financiada en el Contrato RER, con lo cual queda claro que el uso de la L-6089 viene siendo reconocida en la tarifa adjudicada y iii) Que no fue necesario realizar un estudio de tarifas eléctricas ya que sean cuales fueren las tarifas eléctricas de corto plazo, los ingresos están garantizados por el Contrato RER, lo cual contradice todo lo argumentado y presentado por EGESA en el presente recurso de reconsideración;

Que, además, en el numeral 12.1 del artículo 12 del Reglamento de la Ley de la Inversión Privada para la Generación de Electricidad con el Uso de Energías Renovables, aprobado con Decreto Supremo N° 012-2011-EM, se establece que el precio monómico comprendido en la Oferta, deberá incluir los costos de inversión de la infraestructura de transmisión necesaria para su conexión al SEIN, por lo cual, en base a lo expuesto en el análisis anterior, se evidencia que la L-6089, materia de la solicitud de EGESA, está comprendida en el precio monómico del Contrato RER, por lo que no corresponde un pago adicional;

Que, sin perjuicio a lo anterior, las modificaciones posteriores que considere EGESA son de su responsabilidad, dado que, los mismos son cubiertos por la Tarifa Adjudicada, y más aún, considerando que la modificación actual es económicamente más rentable según la propia evaluación que EGESA presentó al MINEM dentro del proceso de aprobación de la Concesión Definitiva de la L-6089 (aprobada con Resolución N°502-2017-MEM/DM).

Que, de la revisión del Informe N° 444-2014-GART, corresponde señalar que la concurrencia o no de la Línea L-6089 en la Subasta RER no puede ser utilizada por EGESA para pretender que dicha línea tenga que ser asumida por la demanda del área de concesión. De ser ello así, los usuarios del Área de Demanda donde opera EGESA, además de remunerar la línea de transmisión materia del presente proceso regulatorio, a través del peaje del SPT, remunerarían adicionalmente a la misma instalación mediante el peaje de los SST y SCT, es decir, existiría un doble pago de estos usuarios para remunerar la misma inversión;

Que, por otro lado, debemos tomar en cuenta que todo proyecto de generación RER requiere indubitablemente de una línea de transmisión que permita la inyección de energía al SEIN. En ese sentido, si bien no es posible tener conocimiento de cómo la empresa recurrente compuso su oferta, ya que eso forma parte de la estrategia comercial de cada postor, si es factible afirmar que EGESA realizó un estudio que le permitiera avizorar riesgos futuros vinculados a su inversión;

Que, precisamente, dicha estrategia comercial encuentra sustento en el due diligence que realiza cada postor para conocer claramente posibles fuentes de responsabilidad futura, por lo cual normalmente es la base para acordar la distribución de los riesgos de contrato. Dicho razonamiento también se extiende a los costos devenidos de la instalación de las líneas de transmisión que sean necesarias para inyectar la energía de la C.H. Renovandes H1 al SEIN, a pesar de no haber sido incluidas como tales en una propuesta inicial. En ese sentido, se entiende que EGESA internalizó en la oferta el costo de la Línea L-6089, el cual forma parte del Proyecto RER;

Que, siguiendo dicha línea argumentativa, no resulta adecuado que EGESA, basándose erróneamente en el artículo 7 del Decreto Legislativo N° 1002 y el artículo 12 de su Reglamento, pretenda sostener que la Tarifa de Adjudicación solo se remunera a la Línea L-6089 cuando está siendo utilizada para inyectar energía al SEIN. Ello resulta cuestionable, en la medida de que al momento de la Subasta RER no había forma de que el postor (en este caso EGESA) pueda haber conocido en qué momento o por cuanto tiempo la C.H. Renovandes H1 iba a estar inoperativa o si terceros iban a hacer uso de la Línea L-6089, en tanto su presencia no podía ser definida con exactitud;

Que, EGESA, al solicitar a Osinergmin la remuneración de la Línea L-6089 que sirve para inyectar energía al SEIN, estaría valiéndose de su condición de postor en la Subasta RER para obtener un beneficio propio en el mercado, en tanto utiliza su estrategia comercial y la internalización del costo de su oferta para pretender que los usuarios eléctricos se perjudiquen pagando por una Línea de Transmisión que ya está siendo remunerada por formar parte del Proyecto RER;

Que, de esa manera, EGESA vulneraría el principio de neutralidad previsto en el Reglamento General de Osinergmin, el cual tiene por finalidad evitar que los agentes utilicen su condición de tales para obtener una ventaja en el sector eléctrico, lo cual debe ser impedido por Osinergmin;

Que, finalmente, el efecto de fijar dicho peaje generaría un beneficio indebido de la empresa recurrente apelando a su calidad de Concesionaria, pese a que el precio monómico comprendido en la oferta de la Subasta RER incluye ya los costos de inversión de infraestructura de transmisión necesaria para la conexión de la C.H. Renovandes H1 al SEIN, entre ellos, a la Línea L-6089.

B. Respecto a que la L-6089 no atendería de manera regular y constante a la demanda del Valle Chanchamayo

B.1 La L-6089 sí atiende de manera regular a la demanda del Valle Chanchamayo

Que, se reitera que cualquier escenario de emergencia o indisponibilidad eventual es considerado una modificación artificial operativa, ya que, si bien es un caso operativo posible, su ocurrencia no tiene carácter regular ni es plenamente previsible. Asimismo, se precisa que como escenario de emergencia o indisponibilidad eventual nos referimos a situaciones como fallas, desconexiones fortuitas, entre otras;

Que, por otro lado, los mantenimientos sí son considerados en las simulaciones (verificable en los archivos de entrada PERSEO de simulaciones anteriores) puesto que, tal como señala EGESA, son casos reales, necesarios y programados ante el COES, que son plenamente verificables y previsibles. En este punto, corresponde precisar que, en ningún momento Osinergmin ha señalado que los mantenimientos no deben ser considerados;

Que, sin perjuicio de lo anterior, de la propia afirmación de EGESA, en el caso específico de la L-6089, los mantenimientos de la C.H. Renovandes H1 equivalen a 24 horas por año, por lo que, solo en esos casos la demanda de Chanchamayo es atendida por la L-6089, el resto del año dicha línea es utilizada por EGESA para evacuar su energía al SEIN y de esa manera cumplir con su contrato RER. Siendo así, el escenario en el que la L-6089 atiende exclusivamente a la demanda de Chanchamayo 24 horas cada año no puede asumirse como una condición regular y frecuente;

Que, según lo expresado por la propia recurrente en la respuesta N° 4 de su informe de “Respuesta a las Observaciones al Estudio Técnico Económico para la Fijación de Peajes y Compensaciones Correspondientes a la LT 60 kV SET La Virgen - Derivación Puntayacu”, el flujo en la L-6089 es en el sentido de la SET Puntayacu hacia la SET La Virgen;

Que, en ese sentido, por todo lo expuesto y según lo indicado por EGESA se verifica que la L-6089 no atiende de manera regular la demanda del Valle Chanchamayo.

B.2 La L-6089 es parte de una línea de demanda usada y remunerada por el Área de Demanda 5

Que, la línea de transmisión que conecta a la SET Chanchamayo y la SET Derivación Puntayacu, fue parte de la LT L-6087 (SET Huasahuasi - SET Chanchamayo), la cual a su vez fue parte de una adecuación de la línea L-6077 (SET Ninatambo - SET Chanchamayo), esta última línea de transmisión entró en operación antes de la promulgación de la Ley N° 28832, por lo que dicha línea de transmisión fue calificada como parte del SST asignado a la demanda;

Que, por otro lado, la L-6089 resultó de una necesidad particular de EGESA, la cual es evacuar la energía de la C.H. Renovandes H1 al SEIN y cumplir con su Contrato RER; y además forma parte del proyecto RER de la C.H. Renovandes H1, por lo que viene siendo remunerada a través de su tarifa adjudicada;

Que, por lo expuesto, queda demostrado que las líneas de transmisión que conectan a la SET Chanchamayo - SET Derivación Puntayacu y la L-6089 fueron desarrolladas en condiciones diferentes y además no tienen el mismo fin. Asimismo, se ha verificado que con el ingreso de la C.H. Renovandes H1 el flujo permanente es hacia la SET La Virgen, por lo cual, como ya se ha demostrado y confirmado por parte de EGESA, la demanda de la SET Chanchamayo no hace uso de manera regular y frecuente de dichas líneas de transmisión en la actualidad;

Que, resulta ser erróneo el argumento de EGESA vinculado a las “condiciones semejantes” que presuntamente existen entre la Línea L-6089 y la línea L-6087, y que encontraría respaldo en los principios de legalidad e imparcialidad contenidos en los numerales 1.1 y 1.5 del artículo IV del Título Preliminar del TUO de la LPAG, respectivamente;

Que, el principio de legalidad referido por EGESA (mas no analizado en toda su dimensión), establece que las autoridades administrativas, y en general todas las autoridades que componen el Estado, deben actuar con respeto a la Constitución, la Ley y el derecho, dentro de las facultades que le estén atribuidas y de acuerdo con los fines para los que fueron conferidas dichas facultades;

Que, en el Informe Legal adjunto a la RESOLUCIÓN, se verifica el análisis de cada uno de los componentes que giran en torno del principio de legalidad, por lo que no corresponde basarse en el referido principio para sostener el argumento de EGESA sobre que la Línea L-6089 es parte de una línea de demanda usada y remunerada por el área de demanda 5; no verificándose de esta manera que el Regulador haya actuado en contra de las normas que rigen su actuación;

Que, respecto al principio de imparcialidad, las autoridades administrativas deberán actuar sin ninguna clase de discriminación entre los administrados, otorgándoles tratamiento y tutela igualitarios frente al procedimiento, resolviendo conforme al ordenamiento jurídico y con atención al interés general;

Que, en concordancia con la doctrina, dicho principio refiere a la objetividad en la fundamentación y adopción de decisiones en sede administrativa, por lo que se da un tratamiento de manera similar ante casos o situaciones de características semejantes. Asimismo, es preciso señalar que este principio no da cabida a que el administrado busque un tratamiento o respuesta por parte de la administración de forma igualitaria a otro administrado en casos donde no se tengan características semejantes o difieran en aspectos sustanciales, como ocurre en el caso específico de EGESA;

Que, por tal motivo, se verifica que no existe ninguna afectación del principio de imparcialidad en la medida que, en ningún momento, EGESA ha sufrido algún tipo de diferenciación en el procedimiento; cabe destacar que la decisión de Osinergmin se fundamenta en la normatividad aplicable y en el interés público.

B.3 Osinergmin reconoce que la demanda regulada de la SET Chanchamayo depende de la L-6089

Que, según la información presentada por EGESA, la acción de fiscalización obedece, entre otros, a que EGESA ha excedido la tolerancia anual del indicador “Tasa de falla” e “Indisponibilidad” en equipos de subestación referido específicamente al transformador TE4 138/60 de propiedad de EGESA, independientemente de la demanda interrumpida;

Que, asimismo, de los eventos presentados se observa que, la salida de servicio del transformador TE4 138/60 tendría un impacto en la demanda de la SET Chanchamayo solo cuando dicho evento va acompañado de alguna contingencia que se presente en la C.H. Renovandes H1, toda vez que, del análisis realizado y según lo indicado por EGESA, el flujo de potencia en condiciones normales va en el sentido de la SET Puntayacu hacia la SET La Virgen. Es decir, la demanda de la SET Chanchamayo dependería de la L-6089 únicamente en casos excepcionales (cuando la C.H. Renovandes H1 se encuentra en condición de falla o presenta alguna indisponibilidad eventual), teniendo en cuenta la nueva topología originada con el ingreso de la C.H. Renovandes H1 al sistema, la misma que cambió la configuración de la zona de Chanchamayo de manera que la central pueda evacuar su energía al SEIN y cumplir su Contrato RER. Al respecto, cabe indicar, lo anterior no exime que cualquier evento o falla en el SEIN originado en las instalaciones de EGESA y que afecte al suministro eléctrico de la demanda regulada deba someterse a lo establecido en la Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos (NTCSE), aspecto que la División de Supervisión de Electricidad (DSE) toma de base en su procedimiento de fiscalización (aplicable a todas las empresas que operan Sistemas de Transmisión Eléctrica). Por lo tanto, el hecho que Osinergmin desestime la solicitud de fijación de peajes de la L-6089, según lo expuesto, no resulta contradictorio con su función fiscalizadora.

Que, sin perjuicio de lo anterior, las acciones de fiscalización a las que hace referencia EGESA, no reconocen que la demanda regulada de la SET Chanchamayo dependan de la Línea L-6089, a efectos de acreditar la no existencia de una vulneración del principio de análisis de decisiones funcionales, contemplado en el artículo 13 del Reglamento General de Osinergmin;

Que, dicho principio establece la obligación de evaluar el impacto de la actuación regulatoria en diferentes aspectos (contenidos en el Reglamento General de Osinergmin). Precisamente, al detallarse el impacto regulatorio en el Informe Técnico N° 539-2021-GRT y el Informe Legal N° 540-2021-GRT de cada uno de los casos planteados por Osinergmin, se evidencia que la actuación de la administración ha estado en concordancia con el principio de análisis de decisiones funcionales;

Que, finalmente el argumento de EGESA sobre una supuesta afectación al principio de análisis de decisiones funcionales, no tiene mayor asidero en tanto se pretende sostener que la SET Chanchamayo depende de la Línea L-6089 sin precisar la relación exacta de la presunta vulneración al principio de análisis de las decisiones funcionales con los presuntos hechos que la configuran.

C. Respecto a que la demanda de la SET Chanchamayo siempre habría tenido un punto de conexión a través del ramal Tarma-Chanchamayo hasta que se conectó la CH Renovandes H1, con lo cual cambió la configuración en la SET Puntayacu, dicho cambio debía mantener igual o mejor las condiciones iniciales de atención a la demanda de la SET Chanchamayo

Que, las mejoras de las condiciones existentes del sistema se contradicen con lo señalado por EGESA en el literal B del recurso de reconsideración, donde se consignan eventos recurrentes los cuales degradan la calidad de servicio de la zona, eventos que son originados por la desconexión del TE4 138/60 y salida de la CH Renovandes H1, los cuales se mantienen aún hasta el presente año;

Que, por otro lado, el uso de la L-6089 no es a título gratuito como indica EGESA, toda vez que la L-6089 viene siendo remunerada por la tarifa adjudicada, dado que dicha línea ha sido construida con la finalidad de que la C.H. Renovandes H1 pueda evacuar su energía al SEIN y pueda cumplir con su contrato RER. Asimismo, cabe señalar que, como se ha expuesto en el referido informe, no se verifica un uso regular y frecuente por parte de la demanda de la SET Chanchamayo;

Que, finalmente, no se evidencia la figura de un tercero que se haya conectado luego de la modificación del sistema efectuado por EGESA, puesto que la demanda de la SET Chanchamayo siempre ha existido en la zona, y no es posterior a las instalaciones de EGESA, ni se ha conectado por necesidad de suministro. Es decir, no se cumple con el presupuesto normativo de que exista un tercero que se conecte a la Línea L-6089 con posterioridad a su puesta en operación comercial y haga uso de la misma, pues la demanda mencionada ha existido desde que la instalación entró en operación. En otras palabras, no se tiene la figura de un tercero que haya motivado la construcción de la instalación de transmisión, pues esta ha sido construida por decisión de EGESA.

Que, finalmente se ha emitido el Informe Técnico N° 611-2021-GRT de La División de Generación y Transmisión Eléctrica y el Informe Legal N° 612-2021-GRT de la Asesoría Legal la Gerencia de Regulación de Tarifas, 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 refiere el artículo 3, numeral 4, del Texto Único Ordenado de la Ley N° 27444, Ley del Procedimiento Administrativo General;

De conformidad con lo establecido en la Ley N° 27332, Ley Marco de los Organismos Reguladores de la Inversión Privada en los Servicios Públicos; en el Reglamento General de Osinergmin, aprobado por Decreto Supremo N° 054-2001-PCM; en el Decreto Ley N° 25844, Ley de Concesiones Eléctricas y en su Reglamento aprobado por Decreto Supremo N° 009-93-EM; en la Ley N° 28832, “Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica”; en el Reglamento de Transmisión, aprobado mediante Decreto Supremo N° 027-2007-EM; en el Texto Único Ordenado de la Ley del Procedimiento Administrativo General, aprobado con Decreto Supremo N° 004-2019-JUS; así como en sus normas modificatorias y complementarias; y,

Estando a lo acordado por el Consejo Directivo de Osinergmin en su Sesión N° 33-2021.

SE RESUELVE:

Artículo 1.- Declarar infundado el petitorio del recurso de reconsideración interpuesto por la Empresa de Generación Eléctrica Santa Ana S.A.C. contra la Resolución N° 186-2021-OS/CD, de conformidad con lo señalado en el numeral 2.1.2 de la parte considerativa de la presente resolución.

Artículo 2.- Incorporar los Informes N° 611-2021-GRT y N° 612-2021-GRT, como parte integrante de la presente resolución.

Artículo 3.- La presente Resolución deberá ser publicada en el Diario Oficial El Peruano y consignada junto con los Informes a que se refiere el artículo 2 precedente, en la página Web de Osinergmin: https://www.osinergmin.gob.pe/Resoluciones/Resoluciones-GRT-2021.aspx.

Jaime Mendoza Gacon

Presidente del Consejo Directivo

1996382-1