Resolución de Consejo Directivo que dispone la aprobación del plazo necesario para la interconexión al SEIN y los valores máximos del Costo Medio Anual de los proyectos candidatos para el proceso de reasignación, conforme la Resolución Directoral N° 0040-2022-MINEM/DGE

RESOLUCIÓN DE CONSEJO DIRECTIVO

ORGANISMO SUPERVISOR DE LA INVERSIÓN EN ENERGÍA Y MINERÍA

OSINERGMIN N° 211-2023-OS/CD

Lima, 28 de noviembre de 2023

CONSIDERANDO:

Que, de acuerdo con el literal b) del artículo del Decreto Ley N° 25844, Ley de Concesiones Eléctricas (“LCE”), la transmisión eléctrica constituye un Servicio Público de Electricidad. Por su parte, en el artículo 139 del Reglamento de la LCE, aprobado con Decreto Supremo N° 009-93-EM (“RLCE”), se establece que cada proceso regulatorio de las tarifas de transmisión, debe prever una etapa de aprobación [previa] del Plan de Inversiones para un periodo de cuatro años coincidente con el periodo tarifario;

Que, con Decreto Supremo N° 018-2021-EM (“DS 018”) se aprobaron reglas para el proceso de reasignación de proyectos de los Planes de Inversiones en Transmisión mediante el mecanismo de manifestación de interés, con la finalidad de reactivar la ejecución de proyectos de transmisión eléctrica del SCT;

Que, en el numeral 1.1 del DS 018 se autorizó el inicio del proceso de reasignación de los proyectos de los Planes de Inversiones en Transmisión de los periodos regulatorios 2013-2017, 2017-2021 y 2021-2025, correspondientes a las empresas bajo el ámbito del FONAFE y que no califiquen como Obras en Curso;

Que, en el numeral 1.2 se señala que es obligación de Osinergmin elaborar una propuesta de grupos de los proyectos que serán objeto del proceso de reasignación, la misma que remitirá al Ministerio de Energía y Minas (MINEM) para su aprobación;

Que, mediante Oficio N° 377-2021-OS-GG, Osinergmin remitió al MINEM el Informe N° 718-2021-GRT, conteniendo la propuesta de Lista de Grupos de Proyectos a ser objeto del mecanismo de manifestación de interés;

Que, mediante Resolución Directoral N° 0040-2022-MINEM/DGE (“RD 040”), la Dirección General de Electricidad del MINEM (“DGE”) aprobó la lista de grupos de proyectos candidatos para los procesos de reasignación a través del mecanismo de manifestación de interés, que serán convocados, una vez se cumplan las condiciones establecidas en el DS 018, en el marco del encargo contenido en la Resolución Ministerial N° 389-2021-MINEM/DM;

Que, de acuerdo con el numeral 1.2 del DS 018, luego de aprobada la lista por el MINEM, Osinergmin debe aprobar el plazo necesario para la interconexión al SEIN y los valores máximos del Costo Medio Anual (CMA), desagregando los costos de inversión y los costos de operación y mantenimiento, y especificando los parámetros de cálculo relacionados con la tasa de descuento y periodo de recuperación de la inversión. Asimismo, debe considerar los Anteproyectos elaborados por las empresas titulares y el COES, según los niveles de tensión ahí establecidos;

Que, con Resolución N° 037-2022-OS/CD, Osinergmin aprobó el plazo para la interconexión al SEIN y los valores máximos del CMA de los proyectos que conforman la lista de grupos de proyectos candidatos para el primer proceso de reasignación a través del mecanismo de manifestación de interés contenidos en el Anexo 2 de la RD 040. Este proceso fue declarado desierto en su primera y segunda convocatoria conforme lo indicado en la Circular N° 007-CR-MINEM y la Circular N° 009-CR-MINEM emitidas por el Comité de Reasignación del MINEM;

Que, la RD 040 en su artículo 6 estableció que, en un plazo máximo de siete (7) meses, contado a partir de la publicación de la referida Resolución Directoral, el COES y las empresas distribuidoras, deben elaborar, según corresponda, los Anteproyectos de aquellos proyectos que forman parte del Anexo 1 y, los que no fueron considerados del Anexo 2 de dicha resolución directoral o para los que Osinergmin no haya establecido la fecha de interconexión al SEIN y los valores máximos del CMA, con la finalidad de que sean considerados para posteriores procesos de reasignación;

Que, dentro del plazo, las empresas titulares y el COES, presentaron Anteproyectos de los proyectos que serán parte del segundo proceso de reasignación; y que cumplen con los alcances y contenidos definidos en el numeral 1.1 del Reglamento de Transmisión, aprobado con Decreto Supremo N° 027-2007-EM, los cuales corresponden a proyectos asignados en los Planes de Inversiones en Transmisión a las empresas concesionarias: Sociedad Eléctrica del Sur Oeste S.A., Electro Sur Este S.A.A., Electrosur S.A., Electro Puno S.A.A., Empresa de Generación Eléctrica de Arequipa S.A., Electro Oriente S.A., Electrocentro S.A., y Hidrandina S.A.;

Que, sobre la base de la información contenida en los Anteproyectos presentados por las empresas titulares y el COES, y con la finalidad de que el MINEM inicie el proceso de reasignación de los proyectos de los Planes de Inversiones en Transmisión de los periodos regulatorios 2013-2017, 2017-2021 y 2021-2025, corresponde al Consejo Directivo de Osinergmin aprobar el plazo necesario para la interconexión al SEIN y los valores máximos del CMA de los proyectos que formarán parte de dicho proceso;

Que, de acuerdo con lo establecido en los numerales 1.4, 1.7 y el artículo 2 del DS 018, el CMA que define Osinergmin para el proceso de reasignación de proyectos constituye un valor referencial, toda vez que el CMA definitivo del proyecto será definido una vez que el MINEM comunique a Osinergmin los resultados del proceso de reasignación, aplicando el Factor de Ajuste por Competencia (FAXC) del grupo o grupos de proyectos reasignados, según sea el caso;

Que, en este sentido, se ha emitido el Informe N° 783-2023-GRT de la División de Generación y Transmisión Eléctrica y de la División de Supervisión de Electricidad, y el Informe N° 784-2023-GRT de la Asesoría Legal de la Gerencia de Regulación de Tarifas de Osinergmin; 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 refiere el numeral 4 del artículo 3 del Texto Único Ordenado de la Ley del Procedimiento Administrativo General;

De conformidad con lo establecido en el Decreto Ley N° 25844, Ley de Concesiones Eléctricas y su Reglamento aprobado con Decreto Supremo N° 009-93-EM; en el Decreto Supremo N° 018-2021-EM; en la Ley N° 28832, Ley Para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica y el Reglamento de Transmisión, aprobado con Decreto Supremo N° 027-2007-EM; en el Reglamento de Organización y Funciones de Osinergmin, aprobado con Decreto Supremo N° 010-2016-PCM; en el Reglamento General del Osinergmin, aprobado por Decreto Supremo N° 054-2001-PCM; y en el Texto Único Ordenado de la Ley N° 27444, 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° 34-2023, con fecha 28 de noviembre de 2023.

SE RESUELVE:

Artículo 1°.- Aprobar el plazo necesario para la interconexión al SEIN y los valores máximos del Costo Medio Anual, con los costos de inversión y los costos de operación y mantenimiento desagregados, para cada grupo y cada uno de los proyectos candidatos para los procesos de reasignación a través del mecanismo de manifestación de interés, aprobados mediante Resolución Directoral N° 0040-2022-MINEM/DGE, conforme a lo consignado en el Anexo de la presente resolución.

Artículo 2°.- Disponer la publicación de la presente resolución y su Anexo en el diario oficial El Peruano y consignarlos, conjuntamente con los Informes N° 783-2023-GRT y N° 784-2023-GRT en la web institucional: https://www.osinergmin.gob.pe/Resoluciones/Resoluciones-GRT-2023.aspx. Dichos informes forman parte integrante de la presente resolución.

OMAR CHAMBERGO RODRIGUEZ

Presidente del Consejo Directivo

ANEXO

DETERMINACIÓN DEL PLAZO DE INTERCONEXIÓN Y VALORES MÁXIMOS DEL COSTO MEDIO ANUAL DE LOS PROYECTOS QUE FORMAN PARTE DEL PROCESO DE REASIGNACIÓN - DECRETO SUPREMO N° 018-2021-EM

a) Grupo de Proyectos Nuevos

Grupo

Área de Demanda

PI

Titulares actuales

Nombre del Proyecto

Instalaciones

Responsable Anteproyecto

Plazo interconexión SEIN
(meses)

Costo de Inversión del Proyecto

Costo de OyM (*)

Valor máximo del CMA (USD) (**)

G1

2

2017-2021

ELOR

LT 60 kV, Nueva Jaén - San Ignacio

Línea

ELOR

48

11 043 900,76

390 954,09

1 761 984,32

2

2017-2021

ELOR

SET San Ignacio 60/23 kV - 15 MVA y Celdas Asociadas

SET AT/MT San Ignacio

ELOR

G3

5

2021-2025

ELC

SET Ayacucho Sur 66/22,9/10 kV – 25 MVA y LT 60 kV Deriv. Ayacucho Sur - Ayacucho Sur y celdas asociadas

SET AT/MT Ayacucho Sur

ELC

38

5 552 995,61

194 910,15

884 279,33

G10

5

2021-2025

ELC

LT Runatullo - Satipo y celdas conexas

Línea

COES 

60

39 658 843,00

1 384 093,62

6 307 487,44

G11-1 (***)

11

2017-2021

ELPU

SET Maravilla 138/22,9/10 KV - 25 MVA y LT 138 kV asociadas

SET MAT/MT Maravilla

COES

36

9 273 949,00

315 314,27

1 466 616,21

G11-2 (***)

11

2017-2021

ELPU

SET Puno Sur 138-60/23/10 KV - 25 MVA y LT 138 kV y LT 60 kV asociadas

SET MAT/AT/MT Puno Sur

COES

40

14 737 507,00

501 075,24

2 330 643,26

COSTO TOTAL (USD)

80 267 195,37

2 786 347,36

12 751 010,57

(*) Para el cálculo del costo de operación y mantenimiento (COyM), se tomó en cuenta los porcentajes establecidos en la Resolución N° 163-2021-OS/CD.

(**) Para la determinación del Costo Medio Anual (CMA) se consideró: (i) la anualidad de la inversión, con una tasa anual de 12% establecida en el artículo 79 de la LCE y el periodo de recuperación de la inversión de 30 años, y (ii) el costo anual de operación y mantenimiento; en concordancia con el numeral II del literal b) del artículo 139 del Reglamento de la LCE.

(***) Se recomienda que los proyectos SET Maravilla y SET Puno Sur se incluyan en grupos distintos, conforme a lo desarrollado en el Informe Técnico N° 783-2023-GRT.

b) Grupos de Reforzamientos

Grupo

Área de Demanda

PI

Titulares actuales

Nombre del Proyecto

Instalaciones

Responsable Anteproyecto

Plazo interconexión SEIN
(meses)

Costo de Inversión del Proyecto

Costo de OyM (*)

Valor máximo del CMA (USD) (**)

G4

4

2013-2017

ELOR

Una (01) Celda de Linea 60 kV, en la SET Rioja

SET AT/MT Rioja

ELOR

24

2 915 561,09

103 210,86

465 159,28

4

2013-2017

ELOR

Una (01) Celda de Transformador 60 kV, en la SET Rioja

SET AT/MT Rioja

ELOR

4

2017-2021

ELOR

Un (01) Transformador de 20 MVA de 60/23 kV (en remplazo del existente) en la SET Nueva Cajamarca

SET MAT/AT Nueva Cajamarca

ELOR

9

2013-2017

SEAL

Una (01) Celda de Alimentador 10 kV en SET Chilina

SET AT/MT Chilina

SEAL

8

107 998,34

5 248,72

18 656,03

G5

9

2017-2021

EGASA (***)

Una (01) Celda de Transformador 33 kV en la SET Chilina

SET AT/MT Chilina

EGASA

12

241 485,02

8 476,12

38 454,96

10

2021-2025

ELSE

LT 60 kV, Derivación Santa María - Santa María y Celdas Asociadas

SET Santa María

ELSE

46

1 627 587,50

57 128,32

259 182,99

10

2021-2025

ELSE

LT 60 kV, Derivación Urpipata - Urpipata y Celdas Asociadas

SET Urpipata

ELSE

46

2 645 584,08

92 860,00

421 292,49

G7

2

2013-2017

ELOR

Reforzamiento de LT 60 kV, Bagua Grande - Bagua Chica

Línea

ELOR

18

2 442 435,31

86 462,21

389 675,06

2

2013-2017

ELOR

Una (01) Celda de Linea 60 kV, en la SET Bagua chica

SET AT/MT Bagua Chica

ELOR

2

2013-2017

ELOR

Una (01) Celda de Línea 60 kV en la SET Bagua Grande

SET AT/MT Bagua Grande

ELOR

5

2021-2025

ELC

Dos (02) Celdas de Línea 60 kV, a Instalarse en SET Puntayacu

SET AT/MT Puntayacu

ELC

32

1 553 294.04

54 986,61

247 818,21

13

2021-2025

ELS

LT 33 kV, Caserío Aricota- Challaguaya

Línea

ELS

8

1 908 756,89

66 997,37

303 957,43

13

2021-2025

ELS

LT 33 kV, Challaguaya - Tarata

Línea

ELS

2

2017-2021

ELOR

Instalación de (01) Celda de Alimentador de 10 kV, en la S.E Jaén 60/22,9/10 kV

SET AT/MT Jaén

ELOR

10

97 989,70

4 556,52

16 721,32

3

2017-2021

HDNA

Dos (02) Celdas de Alimentador 10 KV en la SET Trujillo Nor Oeste

SET MAT/MT Trujillo Nor Oeste

HDNA

12

266 945,55

11 985,86

45 125,45

4

2017-2021

ELOR

Una (01) Celda de Alimentador 33 kV, en la SET Pongo de Caynarachi

SET AT/MT Pongo de Caynarachi

ELOR

11

188 997,81

6 690,52

30 153,40

4

2017-2021

ELOR

Una (01) Celda de Medición MT 22,9 kV, en la SET Tarapoto

SET MAT/MT Tarapoto

ELOR

11

139 090,17

6 467,69

23 734,86

4

2017-2021

ELOR

Una (01) Celda de Acoplamiento Longitudinal 22,9 kV, en la SET Tarapoto

SET MAT/MT Tarapoto

ELOR

5

2021-2025

ELC

Una (01) Celda de Alimentador MT 10 kV de la SET Huanta

SET AT/MT Huanta

ELC

26

233 759,14

11 360,69

40 380,41

G8

5

2021-2025

ELC

Una (01) Celda de Transformador MT 10 kV, una (01) Celda de Medición MT 10 kV y una (01) Celda de Alimentador 10 kV en la SET Mollepata

SET MAT/AT/MT Mollepata

ELC

31

518 631,25

20 205,48

89 590,26

5

2021-2025

ELC

Una (01) Celda de Alimentador MT 23 kV en la SET Cangallo

SET AT/MT Cangallo

ELC

25

258 473,12

12 561,79

44 649,59

5

2021-2025

ELC

Una (01) Celda de Alimentador 10 kV, en la SET Huancayo Este

SET AT/MT Huancayo Este

ELC

25

258 675,88

12 571,65

44 684,62

5

2021-2025

ELC

Tres (03) Celdas de Alimentador MT 10 kV, en la SET Salesianos

SET AT/MT Selesianos

ELC

29

540 032,00

26 245,56

93 287,10

5

2021-2025

ELC

Dos (02) Celdas de Alimentador MT 10 kV, en la SET Parque Industrial

SET AT/MT Parque Industrial

ELC

27

374 082,35

18 180,40

64 620,35

10

2017-2021

ELSE

Una (01) Celda de Alimentador de MT en 13.2 kV en la SET Andahuaylas

SET AT/MT Andahuaylas

ELSE

16

264 942,50

12 876,21

45 767,14

G12

2

2017-2021

ELOR

Un (01) Transformador de 138/60/23kV - 30 MVA en la SET Nueva Jaén y celdas asociadas

SET MAT/AT/MT Nueva Jaén

COES

30

6 139 826,00

208 754,08

970 974,54

COSTO TOTAL (USD)

22 724 147,74

832 826,67

3 653 885,48

(*) Para el cálculo del costo de operación y mantenimiento (COyM), se tomó en cuenta los porcentajes establecidos en la Resolución N° 163-2021-OS/CD.

(**) Para la determinación del Costo Medio Anual (CMA) se consideraron: (i) la anualidad de la inversión, con una tasa anual de 12% establecida en el artículo 79 de la LCE y el periodo de recuperación de la inversión de 30 años, y (ii) el costo anual de operación y mantenimiento; en concordancia con el numeral II del literal b) del artículo 139 del Reglamento de la LCE.

(***) Confrontar con el contenido del Oficio N° 1807-2023-MINEM/DGE.

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