Declaran fundado en parte e improcedentes los extremos de recurso de reconsideración interpuesto por Consorcio Eléctrico de Villacurí S.A.C. contra la Res. N° 126-2020-OS/CD que aprobó el Plan de Inversiones en Transmisión del período entre el 01 de mayo de 2021 al 30 de abril de 2025

RESOLUCIÓN DE CONSEJO DIRECTIVO

ORGANISMO SUPERVISOR DE LA INVERSIÓN

EN ENERGÍA Y MINERÍA OSINERGMIN

N° 181-2020-OS/CD

Lima, 29 de octubre de 2020

CONSIDERANDO:

Que, con fecha 28 de agosto de 2020, el Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (en adelante “Osinergmin”), publicó en el diario oficial El Peruano la Resolución N° 126-2020-OS/CD que aprobó el Plan de Inversiones en Transmisión del período comprendido entre el 01 de mayo de 2021 al 30 de abril de 2025;

Que, con fecha 18 de setiembre de 2020, la empresa Consorcio Eléctrico de Villacurí S.A.C. (en adelante “COELVISAC”), dentro del término de ley, presentó recurso de reconsideración contra la Resolución N° 126-2020-OS/CD, siendo materia del presente acto administrativo el análisis y decisión de dicho recurso impugnativo;

1.- ANTECEDENTES

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

Que, en la Norma Tarifas y Compensaciones para SST y SCT (en adelante “Norma Tarifas”), aprobada mediante la Resolución N° 217-2013-OS/CD y su modificatoria Resolución N° 018-2018-OS/CD, se establecen los criterios, metodología y formatos para la presentación de los estudios que sustenten las propuestas de regulación de los SST y SCT, así como lo referente al proceso de aprobación del Plan de Inversiones y de sus eventuales modificaciones;

Que, con Resolución N° 126-2020-OS/CD se aprobó el Plan de Inversiones en Transmisión para el período comprendido entre el 01 de mayo de 2021 al 30 de abril de 2025 (en adelante “RESOLUCIÓN”);

Que, contra la RESOLUCIÓN, el 18 de setiembre de 2020 COELVISAC ha presentado recurso de reconsideración;

Que, conforme al Anexo A.2.1 de la Norma “Procedimientos para Fijación de Precios Regulados”, aprobada con Resolución N° 080-2012-OS/CD, los interesados tuvieron la oportunidad de presentar, hasta el 16 de octubre de 2020, opiniones y sugerencias sobre los recursos de reconsideración interpuestos contra la RESOLUCIÓN, habiéndose recibido las opiniones de la empresa Electronorte S.A. (en adelante ENSA), relacionada con el recurso impugnativo de COELVISAC.

2.- EL RECURSO DE RECONSIDERACIÓN

Que, COELVISAC solicita que se declare fundado su recurso y, en consecuencia, se modifique la RESOLUCIÓN, solicitando lo siguiente:

1. Evaluar la propuesta a fin de validar el Sistema Eléctrico a Remunerar (SER) que debe ser incluido en el Plan de Inversiones 2021-2025.

2. Aprobar la nueva SET Arándanos y línea 220 kV.

3. Considerar una (01) Celda de Medición de 60 kV en la SET Pampa Pañalá.

4. Aprobar la nueva SET Huerto de 60/22,9 kV de 20 MVA y Transformador de 60/22,9 kV de 40 MVA en la SET Huarango.

2.1 EVALUAR LA PROPUESTA PARA VALIDAR EL SER A INCLUIRSE EN EL PLAN DE INVERSIONES

2.1.1 Argumentos de la recurrente

Que, la recurrente sostiene que ha verificado que en el Plan de Inversiones 2021-2025 no se incluye ninguna de las subestaciones y líneas de transmisión propuestas, debido a que Osinergmin desestimó la proyección de la demanda eléctrica que COELVISAC presentó como parte del estudio que sustenta su propuesta dentro de este procedimiento vigente, y como consecuencia no ha procedido con la revisión a fondo de lo referente a la determinación de la mejor alternativa técnica y económica del Sistema Eléctrico a Remunerar (SER) asociado a las zonas de concesión de COELVISAC en el Área de Demanda 2 y Área de Demanda 8;

Que, la proyección de la demanda eléctrica, presentada por COELVISAC, ha sido discrecionalmente desestimada por el ente regulador al ocurrírsele que toda solicitud de factibilidad de suministro debe ser acompañada de un cronograma de toma de carga y un compromiso de inversión por parte del solicitante (potencial Usuario Libre), requisito que obviamente no fue posible cumplir por los cortos plazos establecidos en el cronograma del presente procedimiento y la renuencia de los solicitantes (Usuarios Libres actuales y futuros) de cumplir con estos requisitos por no estar contemplados en la norma aprobada con Resolución Directoral N° 018-2020-EM/DGE;

Que, agrega, ha dispuesto de profesionales de su área comercial a fin que requieran a cada uno de los solicitantes de factibilidad de suministro una aceptación del cronograma de carga comunicado por COELVISAC y además presenten su compromiso de inversiones, teniendo resultados medianamente satisfactorios en el Área de Demanda 2, no obstante ha tenido que retirar del análisis a: HFE Berries Perú SAC (6 MW) y Agro Latam SAC (1,5 MW);

Que, en cuanto al proyecto Nueva Ciudad de Olmos (16,2 MW) a cargo del Proyecto Especial Olmos Tinajones (PEOT) y el Ministerio de Vivienda, que está listo para conectarse a la red en 22,9 kV, manifiesta que carece de sentido presentar un compromiso de inversión cuando ésta ya está realizada; razón por la cual la toma de carga en tres etapas que presentaron se ha distribuido en el tiempo progresivamente para efectos del análisis;

Que, asimismo, Inveragro San Martín de Porras SAC (2 MW) e Inversiones Sur Andina SAC (2 MW), también del Área de Demanda 2, han sido incluidos en el análisis como Usuarios Libres desde el año 2021, con 2 MW cada uno, teniendo cuidado de retirarlos de la demanda regulada, toda vez que ya están conectadas a la red 22,9 kV desde el 9 de setiembre de 2019;

Que, en el Área de Demanda 8, los resultados no han sido tan positivos, pues la mayoría de los solicitantes de factibilidad de suministro manifestaron que tales documentos requeridos no están contemplados como requisitos en la norma vigente aplicable (Resolución Directoral N° 018-2020-EM/DGE);

Que, señala que conforme al Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas, artículo 139 literal a) numeral V), Osinergmin podrá elaborar y aprobar el Plan de Inversiones ante la omisión del concesionario correspondiente, y que esta premisa no se ha cumplido para el caso de COELVISAC, ya que Osinergmin a pesar de contar con toda la información pertinente alcanzada ha desestimado de plano el estudio presentado por COELVISAC como sustento de su propuesta de inversiones en transmisión para el procedimiento de aprobación del Plan de Inversiones 2021-2025;

Que, sostiene, esta decisión de Osinergmin, pone en grave riesgo la continuidad del servicio eléctrico en las zonas de concesión de COELVISAC, puesto que COELVISAC estaría impedido de realizar inversiones en transmisión y transformación durante el período 2021-2025, por más que el crecimiento de la demanda las requiera desde el año 2021, ya que si las realiza por iniciativa propia corre el alto riesgo de operar estas nuevas instalaciones sin remuneración alguna. Considera que esto es un claro acto de discriminación, pues ninguna otra concesionaria de electricidad afronta un solo caso igual o similar a los mencionados. Por ello, sostiene que Osinergmin es responsable de los perjuicios que pudieran generar sus decisiones;

Que, indica, esta situación le resta predictibilidad al procedimiento del Plan de Inversiones de Transmisión, al disponer inédita y repentinamente un requerimiento de información, haciendo que COELVISAC se vea precisado a reformular su Plan de Inversiones en Transmisión al mínimo indispensable, para atender oportuna y adecuadamente la demanda actual y futura dentro de sus zonas de concesión;

2.1.2 ANÁLISIS DE OSINERGMIN

Que, en forma general, se procede a analizar algunos aspectos mencionados en el documento presentado inicialmente con el recurso de reconsideración, aclarando que, el análisis de los extremos referidos a temas específicos se desarrolla en el análisis más adelante;

Que, en cuanto al reconocimiento de nueva demanda, advertimos que en el numeral 8.1.2.c de la Norma Tarifas se establece que para las demandas nuevas (libres) se considerarán las demandas que cuenten con solicitudes de factibilidad de suministro para nuevas cargas sustentadas documentadamente. Ahora bien, en tanto los estudios de factibilidad de suministro son efectuados por las mismas concesionarias, se hace necesario obtener información adicional para que Osinergmin pueda efectuar el análisis para el Plan de Inversiones. Esto con la finalidad de contar con toda la información necesaria que permita tomar una decisión motivada, en sujeción al texto normativo de contar con el sustento debido;

Que, como se ha indicado, la demanda es un insumo esencial para la aprobación de inversiones y debe ser comprobada, particularmente aquellas cargas significativas de los clientes libres, esto con la finalidad de que los proyectos que se aprueben en el Plan de Inversiones respondan a una verdadera necesidad del sistema en el horizonte de estudio y no constituyan inversiones innecesarias que sean luego asumidas por las tarifas de los usuarios finales, lo cual conllevaría a un incumplimiento del principio de eficiencia que rige el actuar del Regulador en el sector eléctrico, principalmente en cuanto a procesos regulatorios se refiere;

Que, asimismo, conforme se desprende de los artículos 78, 79, 80 y 87 del Reglamento General de Osinergmin, así como en el Título I del Decreto Legislativo N° 807, en base al artículo 5 de la Ley N° 27332, sobre las potestades para el requerimiento de información, el Regulador cuenta con facultades para obtener la información necesaria para, entre otros, establecer regulaciones, mandatos u otras disposiciones de carácter particular, para llevar a cabo investigaciones preliminares, para obtener información a ser puesta a disposición del público o; para resolver un expediente o caso sujeto a la competencia de este organismo. En esta misma línea, el artículo 58 del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas, establece que Osinergmin solicitará directamente la información que requieran para el cumplimiento de sus funciones;

Que, en base a lo expuesto, se considera válido jurídicamente remitirse a otras fuentes de información disponibles o solicitarla, a efectos de validar aquella presentada, más aún cuando se encuentra de por medio el interés general de los usuarios eléctricos, lo cual se ampara en el principio de verdad material, por el cual la Administración debe adoptar todas las medidas legales a fin de esclarecer los hechos que sustentan sus decisiones;

Que, este requerimiento fue comunicado durante el proceso en sus etapas iniciales, por lo que, los titulares también contaban con dicho requerimiento de forma anticipada. En ese sentido, no puede afirmarse que Osinergmin establece requerimientos de forma retroactiva o que aplica criterios a hechos anteriores, puesto que este criterio rige desde el inicio del proceso regulatorio;

Que, en ese sentido, no puede afirmarse que Osinergmin se encuentra aplicando nuevos requisitos desconocidos para los titulares de transmisión, causando discriminación para COELVISAC, toda vez que los requerimientos se han efectuado por igual para todos los titulares, con base al sustento normativo antes señalado;

Que, en cuanto a la renuencia de los clientes de COELVISAC de entregar información porque esta no es parte de la norma aprobada con Resolución Directoral N° 018-2002-MEM/DGE, advertimos que existe un error de interpretación en la empresa impugnante, puesto que el requerimiento no se hace en virtud de la mencionada norma, la misma que no es de aplicación a la aprobación del Plan de Inversiones. Por su parte, en caso, los clientes no formulen sus proyecciones sobre demanda que ellos mismos requerirán, pues ésta no debe ser considerada, toda vez, que para justificar las inversiones se parte de la voluntad real de un requerimiento de demanda;

Que, sobre el principio de responsabilidad alegado por COELVISAC, cabe indicar que este conlleva a que la autoridad administrativa responda por daños ocasionados como consecuencia de un mal funcionamiento de la actividad administrativa; por consiguiente, actuar en salvaguarda del interés público solicitando información que la ley le faculta es una obligación de la administración y no puede ser considerada una responsabilidad de la entidad, máxime cuando el incumplimiento lo realiza el administrado;

Que, en cuanto a las instalaciones que son ejecutadas sin estar aprobadas en el Plan de Inversiones y no tienen reconocimiento, cabe señalar que en aplicación del artículo 139 del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas, el costo de dichas instalaciones no puede ser trasladado a la tarifa, en tanto no hayan sido parte de la aprobación de un Plan de Inversiones, pues ello atentaría contra el principio de legalidad. Para mayor abundamiento, este criterio fue desarrollado en las Resoluciones N° 257-2014-OS/CD y N° 187-2016-OS/CD;

Que, respecto al argumento que Osinergmin podrá elaborar y aprobar el Plan de Inversiones ante la omisión del concesionario correspondiente, cabe señalar que, efectivamente dicha afirmación es válida y es una práctica habitual de Osinergmin, en la medida a que la demanda requiera inversiones en el sistema; no obstante, al no contar con demanda debidamente validada en el Área de Demanda en análisis, es evidente que el sistema no requiere inversiones y que, con la infraestructura existente esta puede ser atendida durante el Horizonte de Evaluación. En este punto, debe tenerse en cuenta también que, en los planes anteriores se aprobaron inversiones contemplando una proyección de demanda en el mediano y largo plazo; razón por lo cual, es de entender que las mismas deberían atender el incremento de demanda en los próximos años;

Que, por otro lado, respecto a la afirmación de COELVISAC, donde señala que, para efectos de su recurso de reconsideración, se vio precisado a reformular su Plan de Inversiones en Transmisión al mínimo indispensable, para atender oportuna y adecuadamente la demanda actual y futura dentro de sus zonas de concesión, se debe alertar que reformular un Plan de Inversiones en esta etapa del proceso, que implique inversiones que no han sido solicitadas como parte de la propuesta inicial, claramente se enmarca en una situación de improcedencia, habida cuenta que se trataría de solicitudes extemporáneas. En este punto se debe señalar que, no puede ocurrir que, en una etapa de recurso de reconsideración, que corresponde a la etapa final del proceso, el administrado pueda plantear inversiones que no fueron presentadas en su debida oportunidad, con lo cual, no fueron sometidas a las etapas que el proceso contempla. Al respecto, de ser el caso, este aspecto será tomado en cuenta como parte del análisis de los siguientes extremos. Asimismo, señalar que, como parte del planeamiento de la expansión de la transmisión, no puede existir un mínimo indispensable, dado que se determinan inversiones (infraestructura resultante) para atender una demanda futura en un horizonte de evaluación;

Que, entrando al detalle, se debe señalar que, respecto a las solicitudes de factibilidad enviadas por COELVISAC, estas han sido revisadas a detalle, encontrando que no todas han cumplido con entregar la documentación mínima necesaria, esto se puede verificar en la pestaña “COELVISAC AD02” y “COELVISAC AD08” de las hojas de sustento “F-100_AD02” y “F-100_AD08” respectivamente. Sin perjuicio a lo anterior, respecto al compromiso de inversión y al cronograma de toma de carga por parte del solicitante se debe mencionar que las solicitudes de factibilidad de cargas significativas (mayores a 1 MW), hace necesario que se solicite información adicional conforme lo indicado en los considerandos precedentes;

Que, para que Osinergmin pueda efectuar el análisis en el Plan de Inversiones debe considerar que una carga significativa (mayor a 1 MW) se dará según los cronogramas solicitados y que las solicitudes de factibilidades sean acompañadas con toda la documentación debida que justifique y comprometa al solicitante a realizar lo necesario para que dicha carga ingrese según tenga previsto y así poder realizar una correcta y confiable proyección de demanda;

Que, se tomará en cuenta las solicitudes de factibilidad de suministro que cumplan con los requisitos establecidos por Osinergmin y que, si sobre la base de dichas solicitudes, se identifica que el sistema requiere más inversiones, se evaluará las alternativas de expansión correspondientes, teniendo en cuenta los lineamientos establecidos en la Norma Tarifas;

Que, en función a los argumentos señalados, el petitorio de COELVISAC debe ser declarado fundado en parte, fundado respecto a que, de contar con un sustento debidamente justificado, se procederá a aprobar las solicitudes de COELVISAC, en particular, en lo referido a las demandas sustentadas, lo cual, será materializado en el análisis a continuación, o de ser el caso en resolución complementaria.

2.2 Aprobar la nueva SET Arándanos Y LÍNEA DE 220 Kv

2.2.1 Argumentos de la recurrente

Que, ante la situación descrita en su recurso de reconsideración, la recurrente sostiene que surgen tres alternativas de expansión de la transmisión para atender adecuadamente la demanda, actual y futura, al sur de la SET Tierras Nuevas; La alternativa 1 comprendida por, LT 60 kV Tierras Nuevas – Arándanos, SET Arándanos 60/22,9 kV 40MVA; la alternativa 2 comprendida por, LT 220kV Felam – Arándanos, SET Arándanos 220/60/22,9 kV 60MVA y; la alternativa 3 comprendida por, Transformador en SET Felam 220/60/22,9 kV 60MVA, LT 60 kV Felam – Arándanos, SET Arándanos 60/22,9 kV 40MVA;

Que, señala, ha realizado la evaluación económica de alternativas, bajo el criterio del mínimo costo total, en el horizonte de 10 años, siendo la alternativa 1 la más económica. No obstante, sostiene que con base en los aspectos técnicos analizados y a pesar de que la Alternativa 1 es la de mínimo costo, la diferencia económica respecto de la Alternativa 2, que le sigue, no es significativa (2%); por lo que debido a las ventajas técnicas de la Alternativa 2 es conveniente elegir a ésta como la mejor alternativa técnica-económica;

Que, por otro lado, sostiene que indiferentemente de la alternativa que se elija, debido al incremento de la demanda, que es y será atendida desde la SET Tierras Nuevas, resulta necesario implementar en esta subestación dos (2) nuevas celdas de alimentadores 22,9 kV en el período 2021-2025;

Que, en relación a este extremo del petitorio, la empresa ENSA, en sus comentarios señala que, la propuesta de la SET Arándano, es una nueva propuesta que no guarda relación con las propuestas de COELVISAC en su propuesta inicial y final del Plan de Inversiones, en donde sustenta la implementación de la SET Algodonera, SET Cascajal, y Transformador en FELAM; además de que COELVISAC no tiene concesión de distribución en la zona, por lo tanto, la inversión de la SET Arándano no tendría cargas reguladas de distribución;

Que, ante ello, COELVISAC señala que planteó la implementación de una nueva SET ubicada al Sur de la SET Tierras Nuevas que debía nombrarse SET Arándano, y que es la empresa más eficiente para atender la demanda en la zona de Olmos, por lo que corresponde a Osinergmin asegurar las inversiones que garanticen el suministro adecuado en esta zona;

Que, ENSA añade que Coelvisac no tiene concesión de distribución en la zona y que Electronorte, en su calidad de concesionario de la zona y a cargo de la correspondiente Zona de Responsabilidad Técnica, goza de un derecho prioritario para ejecutar las inversiones, como lo es la nueva SET Mórrope que debe atender la cargas que indica Coelvisac. Por tales razones, ENSA sugiere desestimar la solicitud de la implementación de una nueva SET Arándano 220/60/23 kV 40 MVA y línea de transmisión 220 KV;

Que, Coelvisac señala, sobre la opinión de ENSA, que existe un litigio sobre la titularidad de la concesión de distribución a la fecha no resuelto, siendo además de la obligación de las empresas de acatar los fallos judiciales, un compromiso expreso de entendimiento de ambas partes sobre ese punto;

2.2.2 ANÁLISIS DE OSINERGMIN

Que, corresponde mencionar que, en la propuesta inicial del Plan de Inversiones 2021-2025, COELVISAC solicitó los proyectos Nueva SET Algodonera 60/22,9 kV – 50MVA, Nueva SET Cascajal 60/22,9 kV – 50MVA, Transformador en SET Felam 220/60/22,9 kV – 50 MVA, Implementación de LT 60 kV Tierras Nuevas – Cascajal;

Que, dichos proyectos fueron ratificados en la Propuesta Final de COELVISAC, con la salvedad que, cambió la potencia de la SET Felam a 60 MVA, incluyó una segunda terna a la SET Algodonera, con una LT desde Tierras Nuevas y un nuevo transformador en la SET Tierras Nuevas de 220/60/22,9 kV de 120MVA, así, como la segunda terna a la SET Cascajal desde la SET Tierras Nuevas, teniendo como sustento el crecimiento de la demanda y la confiabilidad del sistema;

Que, al respecto, se advierte que la ubicación y objeto de la SET Arándanos, propuesta en la etapa de los recursos de reconsideración difiere a la ubicación y objeto de la SET Algodonera planteados en la propuesta inicial y final de la recurrente. Esto último se puede validar, en los archivos de sustento presentados por COELVISAC en su oportunidad, luego de la evaluación de Osinergmin y considerando la demanda proyectada, se identificó que no existiría necesidad de proyectos de transmisión por demanda; razón por la cual, se desestimó la solicitud. En ese sentido, la solicitud presentada en el presente extremo, deviene en extemporánea;

Que, el tema materia de revisión ha sido ampliamente tratado, en cuanto a los fundamentos expuestos por la Autoridad y los argumentos alegados por los administrados, dado que en las diferentes etapas del presente proceso se ha presentado el sustento del criterio adoptado. En este estado, resulta pertinente traer a colación que el criterio de Osinergmin, no es un tema nuevo ni de los diversos procesos regulatorios seguidos, ni es propio del Plan de Inversiones actual, sino como se muestra expresamente, también fue abordado en el Plan de Inversiones anterior 2017-2021 (año 2016) y en su proceso de modificación (año 2018), resolviéndose del mismo modo;

Que, en el Informe N° 095-2016-GRT que integra la Resolución N° 022-2016-OS/CD y en el Informe N° 333-2016-GRT (prepublicación y publicación del Plan de Inversiones 2017-2021), se analizaron los planteamientos de considerar propuestas extemporáneas, cuyo resumen del numeral 3.1 y 4.9, respectivamente, fue el siguiente:

“No corresponde que Osinergmin evalúe en particular, la propuesta de Plan de Inversiones recibida en forma extemporánea; y la denominada “información complementaria” (que cuente con una nueva propuesta)…, toda vez que, la Ley N° 27444, establece que los plazos otorgados se entienden como máximos, ello no enerva la posibilidad de que Osinergmin aplique el principio de verdad material respecto de la información que sirva de sustento a sus decisiones”

Que, de igual modo, dentro del proceso de modificación del Plan de Inversiones 2017-2021, en la parte considerativa de las Resoluciones N° 155-2018-OS/CD (Hidrandina) N° 156-2018-OS/CD (Coelvisac), N° 159-2018-OS/CD –num. 4.2 de Informe N° 458-2018-GRT- (Enosa), N° 160-2018-OS/CD (Enel), N° 168-2018-OS/CD (Ensa) N° 169-2018-OS/CD (Elecrodunas), N° 180-2018-OS/CD (Seal, Egasa), N° 183-2018-OS/CD (Else) y N° 184-2018-OS/CD –num. 4.2 de Informe N° 522-2018-GRT- (Electrosur), se estableció el siguiente texto:

“… las nuevas solicitudes de modificación del Plan de Inversiones formuladas de forma posterior al vencimiento de presentación de su propuesta de modificación [inicial], y que no sean una consecuencia directa de las observaciones de Osinergmin, resultan solicitudes extemporáneas que no corresponden ser consideradas dentro del proceso regulatorio;”

Que, además del conocimiento de las reglas del sector y de las decisiones publicadas de Osinergmin por parte de una empresa con experiencia como la recurrente, estamos frente al cuarto Plan de Inversiones, por lo que, el Regulador tiene el deber de brindar señales claras para ordenar el proceso que tiene a su cargo, bajo la expectativa, por ejemplo, que en el proceso de modificación (año 2022) y en la aprobación del siguiente Plan (año 2024), se tomen los recaudos y actúe con la debida diligencia, propios de una actividad de titularidad del Estado concesionada en una entidad con obligaciones regladas; y no nos enfrentemos a un quinto Plan, bajo el mismo debate sobre propuestas que son planteadas fuera del plazo establecido;

Que, en cualquier caso, la decisión del Regulador se sujeta al principio de legalidad, por lo que su cumplimiento no puede ser entendido como arbitrario o injustificado, máxime si es coherente con sus pronunciamientos en anteriores planes. Así como existe un plazo para interponer un recurso de reconsideración y su formulación fuera del mismo acarrea una improcedencia incontrovertible por los agentes (así tengan la misma justificación), el planteamiento de propuestas fuera de la respectiva etapa guarda el mismo sentido y criterio, por consiguiente, igual resultado;

Que, es de señalar, el Regulador no desconoce ahora ni en procesos anteriores, que sobre la base de la información disponible en el expediente administrativo, y encontrándose en curso la vía administrativa ha realizado revisiones de oficio para efectuar un cambio en el Plan de Inversiones, que en su caso, ha coincidido con algún pedido extemporáneo;

Que, esta última situación sirve de argumento para alegar una eventual vulneración al principio de igualdad; no obstante, ello debe ser descartado, puesto que el análisis de oficio de información del expediente, a efectos de la correcta emisión de una decisión tarifaria, es una atribución exorbitante de la administración, la misma que implica concretizar una evaluación que justifique el cambio en el acto administrativo, mas no es razonable plantear una evaluación particular “de oficio” que no tenga incidencia en la resolución. Esta última opción implicaría finalmente dar el mismo tratamiento a todas las solicitudes indistintamente del momento en que se planteen, lo que desnaturalizaría el proceso;

Que, de ese modo, la aplicación de los principios administrativos previstos en el Texto Preliminar del Texto Único Ordenado de la Ley del Procedimiento Administrativo General (TUO de la LPAG) no son preceptos que habiliten la inobservancia de los plazos normativos dentro de un proceso regulatorio que cuenta con etapas consecutivas y un orden de obligaciones claramente establecido. En efecto, los plazos se encuentran claramente establecidos desde el inicio del procedimiento administrativo y cada administrado los conoce y sabe que los efectos de su incumplimiento redundan en la pérdida del derecho para ejercer una acción o contradicción;

Que, ahora bien, remitiéndonos al mandato normativo en específico, tenemos que el artículo 142 del TUO de la LPAG establece que los plazos normativos (como el contenido en la Norma – Resolución N° 080-2012-OS/CD) se entienden como máximos y obligan por igual a la administración y a los administrados, y de acuerdo a lo establecido por los artículos 147 y 151 de dicha norma, el plazo otorgado, establecido normativamente, es perentorio e improrrogable;

Que, como puede apreciarse, las actuaciones de los intervinientes tienen oportunidades en las que deben desarrollarse para el curso normal y adecuado del procedimiento frente a la emisión del acto administrativo, el mismo que tiene efectos a un número indeterminados de agentes (intereses difusos). El apego a los plazos ha sido reiterado en todos los procesos regulatorios en múltiples decisiones, en las cuales también intervienen los agentes involucrados en este proceso, y justamente en base al principio de igualdad, por el cual, todos los administrados merecen el mismo tratamiento, y por el principio de preclusión, por cuanto al vencer un plazo otorgado, se pierde y extingue la facultad otorgada al administrado (decaimiento del derecho);

Que, consecuentemente, Osinergmin no se encuentra obligado a analizar los argumentos técnicos que involucran pedidos extemporáneos presentados en la etapa de propuesta final u otra etapa posterior, pues el carácter extemporáneo de los pedidos exime a Osinergmin de su obligación de atenderlos como parte del proceso, pudiendo solamente analizarlos de oficio. No existe razón para modificar este criterio, el mismo que es predecible por parte de Osinergmin;

Que, por lo tanto, el hecho que Osinergmin no analice los pedidos extemporáneos no constituye una vulneración al deber de motivación del acto administrativo, ya que el hecho previo a tales pedidos es que el administrado perdió su derecho a presentarlos y a obtener una respuesta fundamentada por parte de la administración. Asimismo, si por razones técnicas Osinergmin analizara e incorporara de oficio algunos aspectos planteados por los administrados, esto no constituye un trato diferenciado entre administrados, puesto que no existe un derecho de los administrados a que Osinergmin analice sus pedidos extemporáneos, siendo ello una potestad del Regulador, en la emisión de su acto administrativo;

Que, caso contrario, admitir que se pueda presentar nuevas propuestas fuera del plazo establecido, coloca a este administrado en una situación de ventaja frente a los otros titulares que cumplieron con el plazo establecido, quienes no tuvieron ese plazo adicional para presentar nuevas propuestas, por ello, no se justifica jurídicamente un derecho a tener el mismo tratamiento. Todos los administrados que participan en un proceso regulatorio deben tener la misma tutela, prerrogativas y tratamiento, sin que la Administración altere el equilibrio otorgando a unos beneficios con los que otros no cuentan;

Que, el principio de imparcialidad obliga a la autoridad a 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. Este principio instituye el deber de dar tratamiento por igual a todos los administrados, independientemente de cuáles sean sus pretensiones en el procedimiento;

Que, nos reafirmamos en el criterio expresado, de considerar de oficio aquella información disponible del expediente que sirva para sustentar adecuadamente las decisiones de la Autoridad, en base a la verdad material, debida motivación, el interés público del acto, sus deberes frente al servicio eléctrico y su obligación sectorial de aprobar el Plan ante la omisión del concesionario, más esa potestad de oficio no implica incorporar en el análisis aquella información para refutarla y decidir que no motiva ningún cambio en la resolución, como si se tratara de una pretensión y argumentos formulados en el plazo debido;

Que, como se ha mencionado, esta actividad de revisar información de oficio es entendida como una facultad exorbitante de la Administración. Las entidades al emitir una resolución de oficio no la estructuran evaluando un caso que no adoptarán o que no las llevará a un resultado; la evaluación de oficio considera información que representará una decisión que implique un cambio en las situaciones que regula, y en base a ello, en muchos casos pese a ser información fuera del plazo, ha sido considerada de “oficio”;

Que, finalmente, es de apreciar que la decisión del Regulador de no aceptar solicitudes extemporáneas o merezcan el mismo tratamiento que una solicitud dentro del plazo, goza de amparo normativo, por lo que no existe ningún vicio que conlleve a la nulidad de la RESOLUCIÓN, siendo no ha lugar un planteamiento en ese sentido, y de ningún modo, las obligaciones que tiene Osinergmin, eximen o confrontan las condiciones regladas que tiene la empresa concesionaria, como cubrir su demanda manteniendo en un estado óptimo sus elementos y cumplir con las condiciones de calidad para el suministro del servicio;

Que, sobre los comentarios realizados por ENSA y las respuestas de COELVISAC, cabe señalar que Osinergmin tiene conocimiento de la controversia en el Poder Judicial relacionada a la titularidad de la concesión de distribución, y como ya lo ha señalado en anteriores oportunidades, no cuenta con competencia ni es objeto de sus procesos pronunciarse sobre el particular. En su momento, se ha requerido los documentos procesales, para conocer el estado del litigio y si existía una decisión final que pueda ser vinculante en las posteriores decisiones del Regulador. No obstante, se ha verificado que los procesos judiciales, no tienen una decisión que califique como cosa juzgada, y lo que aún no se decide en la Corte, no va a ser resuelto por este Organismo, ni tampoco interferirá con las funciones de la entidad competente;

Que, la decisión final sobre la titularidad de la concesión de distribución que recaiga en una única empresa, tendría efectos en la prioridad en la asignación de responsabilidad ante una situación no clara sobre la misma, así también, el distribuidor reconocido, no necesitaría contar con una concesión particular de transmisión, sobre las obras que ejecuta en su zona, de conformidad con el Reglamento de Transmisión;

Que, las reglas sectoriales no impiden de ningún modo que, en una concesión de distribución, pueda otorgarse una concesión de transmisión para determinado proyecto, tal es así que, el Ministerio de Energía y Minas, mediante Resolución Ministerial N° 295-2020-MINEM/DM, en el mes pasado (setiembre) ha otorgado en favor de Coelvisac, la concesión definitiva para desarrollar la actividad de transmisión en la LT en 60 kV S.E. Tierras Nuevas – S.E. Pampa Pañala y Bahías 60 kV Asociadas, ubicada en la zona de Olmos, independientemente de la posición de esta entidad sobre la titularidad de la concesión de distribución;

Que, es preciso mencionar que las instalaciones a ser aprobadas en el Plan de Inversiones, son de transmisión, y que de ser el caso, el titular responsable, podría gestionar su concesión de transmisión, independientemente sea o no concesionario de distribución;

Que, por lo expuesto, la asignación de responsabilidad, en función al proyecto que resulte del análisis de necesidad del Regulador, puede ser válidamente asignado a Coelvisac o a Electronorte, sobre la base de consideraciones técnicas, cuyo origen es la propuesta del solicitante; por lo que, no prosperan los argumentos que buscan a la fecha, descartar alguno de los titulares del Área de Demanda 2;

Que, en función a los argumentos señalados, este extremo del petitorio de COELVISAC debe ser declarado improcedente, sin perjuicio de que, corresponda en resolución complementaria, una revisión de oficio si aquella pretensión implica una modificación del acto administrativo.

2.3 Considerar una celda de medición de 60 kV en la SET Pampa Pañalá

2.3.1 Argumentos de la recurrente

Que, la recurrente señala que la celda forma parte de las instalaciones que se han construido dentro de las inversiones aprobadas en el Plan de Inversiones 2017-2021, pero que por omisión involuntaria no fue considerada; sin embargo, fue construida porque así lo requiere la ingeniería para proporcionar señal de tensión a los sistemas de sincronismo requeridos por el COES a través del procedimiento de aprobación del Estudio de Operatividad;

Que, sostiene, la barra de medición en 60 kV – SET Pampa Pañala es una celda necesaria para subdividir una celda línea-transformador a fin de convertirla en celda de línea y celda de transformador, así como para alimentar a la celda de línea (llegada) del enlace en 60 kV SET Tierras Nuevas – SET Pampa Pañalá. Es importante anotar que, la referida celda de medición, ya instalada, permite la operación eficiente de ambos sistemas;

Que, por esta razón se solicita incluir en el Plan de Inversiones 2021-2025 la Celda de Medición 60 kV ya implementada en la SET Pampa Pañalá, conforme lo indicado por la propia GRT de Osinergmin en el procedimiento de Liquidación Anual de Ingresos 2020 por aplicación de Peajes SST y SCT;

2.3.2 ANÁLISIS DE OSINERGMIN

Que, respecto a Celda de Medición de 60 kV en la SET Pampa Pañalá, se debe señalar que las instalaciones que forman parte de la Liquidación Anual de Ingresos por aplicación de Peajes de los SST y SCT, deben estar previamente aprobados en un Plan de Inversiones lo cual no es el caso de la mencionada instalación;

Que, por otro lado, COELVISAC no solicitó en su propuesta inicial ni en su propuesta final del Plan de Inversiones 2021-2025 la aprobación de la referida celda. En consecuencia, tratándose de una nueva solicitud, el presente extremo del petitorio deviene en extemporáneo por las razones señaladas en el numeral 2.2.2 de la presente Resolución;

Que, por lo expuesto, este extremo del petitorio debe ser declarado improcedente, sin perjuicio de que, corresponda en resolución complementaria, una revisión de oficio si aquella pretensión implica una modificación del acto administrativo.

2.4 Aprobar la nueva SET Huerto de 60/22,9 kV de 20 MVA y Transformador de 60/22,9 kV de 40 MVA en la SET Huarango

2.4.1 Argumentos de la recurrente

Que, COELVISAC señala que surgen tres alternativas de expansión de la transmisión para atender adecuadamente la demanda, actual y futura, hacia el noroeste de su concesión en el Área de Demanda 8, donde se ubicaría una nueva subestación 60/22,9 kV que denomina “SET Huerto”;

Que, sostiene, dichas alternativas se conjugan con la necesidad de ampliar la capacidad de transformación en la SET Huarango, dado que el transformador 60/22,9 kV de 15/20 MVA ONAN/ONAF que viene operando en esta subestación se encuentra limitado por falta de mantenimiento y peligrosamente, el año 2021 tendrá una carga que copa su capacidad. En este sentido señala que se prevé la compra de un nuevo transformador 60/22,9 kV de 30/40 MVA para la SET Huarango y el que viene operando en esta subestación se trasladaría a la nueva SET Huerto previo mantenimiento total;

Que, para ello, refiere que se plantean tres alternativas: Alternativa 1 que consiste en LT 60kV Lomas – Huerto, SET Huerto 60/22,9 kV de 20MVA rotado de la SET Huarango; alternativa 2 que consiste en LT 60 kV Coelvisac I – Huerto, SET Huerto 60/22,9 kV de 20 MVA rotado de la SET Huarango y; alternativa 3 que consiste en LT 60 kV El Angel – Huerto, SET Huerto 60/22,9 kV de 20MVA rotado de la SET Huarango;

Que, producto de la evaluación de las alternativas, la recurrente señala que, la alternativa 3 es la más económica. No obstante, refiere que si bien la alternativa 3 es la de mínimo costo, su elección forzaría que la SET Huerto no pueda ponerse en servicio antes del año 2023, en que se prevé la puesta en servicio de la SET El Ángel, por lo que recomienda que la Alternativa 3 sea incluida como parte del Plan de Inversiones 2021-2025;

Que, por otra parte, mediante Cartas CEV No. 2349-2020/GG.GG, CEV N° 2392-2020/GG.GG, CEV N° 2410-2020/GG.GG, presentadas el 05 de octubre de 2020, 08 de octubre de 2020 y 13 de octubre de 2020, respectivamente, COELVISAC ha presentado información complementaria asociadas al presente extremo;

2.4.2 ANÁLISIS DE OSINERGMIN

Que, en su propuesta inicial del Plan de Inversiones 2021-2025, COELVISAC solicitó los siguientes proyectos: Implementación de SET Coelvisac de 220/60/10 kV de 100 MVA y línea asociada; Implementación de LT Huarango - Coelvisac I de 60 kV; Implementación de TP de 60/22,9 kV de 20 MVA en SET Huarango y celdas conexas; Implementación de LT de 60 kV Deriv. Lomas - Lomas y celdas conexas; e Implementación de celdas de medición de 60 kV en las SET’s Huarango y Las Lomas (reconocimiento);

Que, dichos proyectos fueron ratificados en la propuesta final de COELVISAC, con la particularidad que para el caso del transformador en la SET Huarango solicitó una capacidad de 40 MVA;

Que, al respecto, se debe señalar que, la motivación de COELVISAC para solicitar el proyecto SET Coelvisac de 220/60/10 kV de 100 MVA y línea asociada, como parte de su propuesta de Plan de Inversiones 2021-2025, según se evidencia en su Estudio, fue la sobrecarga en la SET Independencia y la necesidad de contar con un punto en 220 kV adjunta a la SET Coelvisac I, aspectos que fueron debidamente analizados por Osinergmin en las etapas correspondientes y donde se concluyó que el referido proyecto no resultaba necesario durante el periodo 2021-2025;

Que, asimismo, con relación al proyecto Implementación de TP de 60/22,9 kV de 20 MVA en SET Huarango y celdas conexas, la solicitud de COELVISAC se motivó por necesidad de la demanda, dado que, según indicó, en el periodo de evaluación el transformador existente de 20 MVA presentaría condiciones de sobrecarga, considerando su potencia nominal. Esto último se puede validar, en los archivos de sustento presentados por COELVISAC en su oportunidad, donde se evidencia que en la propuesta inicial se muestra que la demanda en la SET Huarango supera los 20 MVA de capacidad del transformador existente; por lo cual, COELVISAC planteó incrementar la capacidad de transformación en dicha subestación;

Que, adicionalmente, en los esquemas presentados por COELVISAC como parte de su propuesta inicial, se evidencia que la recurrente consideró la operación de dos transformadores de 20 MVA en paralelo en la SET Huarango, mientras que, en los esquemas presentados en la propuesta final se planteó un transformador de 20 MVA (existente) y otro de 40 MVA (propuesto), también operando en paralelo. Al respecto, luego de la evaluación de Osinergmin y considerando la demanda proyectada, se identificó que no existiría tal sobrecarga en la SET Huarango, razón por la cual se desestimó la solicitud;

Que, ahora como parte de su recurso de reconsideración, COELVISAC propone una nueva SET Huerto de 60/22,9 kV de 20 MVA, aledaña a la SET Las Lomas de 60/22,9 kV de 40 MVA (aprobada en la modificación del Plan de Inversiones 2017-2021 (año 2018) y en proceso de construcción), motivada, según señala, en que se vienen afrontando severas caídas de tensión y pérdidas de energía en los alimentadores 22,9 kV que se extienden desde la SET Coelvisac I y, un transformador de 60/22,9 kV de 40 MVA en la SET Huarango, debido a que, el transformador existente de 60/22,9 kV de 20 MVA, actualmente en operación en la SET Huarango y remunerado como tal, se encuentra bajo “riesgo operativo”, limitándosele en la práctica a operar con una carga no mayor a 13 MVA, por sobrecalentamiento;

Que, al respecto, se advierte que lo presentado por COELVISAC para justificar la necesidad de estos proyectos, es distinto a su propuesta inicial, donde se planteó una subestación de 220 kV por sobrecarga en la SET Independencia, mientras que ahora plantea una nueva subestación de 60/22,9 kV para aliviar la tensión en alimentadores MT y por la ubicación de las nuevas cargas que propone. Asimismo, se planteó un nuevo transformador en la SET Huarango debido al incremento de demanda y la consecuente sobrecarga del transformador existente, mientras que ahora solicita un nuevo transformador de 40 MVA, por problemas operativos, aspecto que, incluso, acarrea responsabilidad en el administrado, toda vez que la remuneración actual del transformador existente reconoce una potencia disponible de 20 MVA. En consecuencia, tratándose de una nueva solicitud, el presente extremo del petitorio deviene en extemporáneo por las razones señaladas en el numeral 2.2.2 de la presente Resolución;

Que, se han expedido el Informe Técnico N° 519-2020-GRT y el Informe Legal N° 520-2020-GRT de la División de Generación y Transmisión Eléctrica y de la Asesoría Legal de la Gerencia de Regulación de Tarifas, 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 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 por Decreto Supremo N° 009-93-EM, en la Ley N° 28832, Ley Para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica, en la Ley N° 27838, 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 por Decreto Supremo N° 004-2019-JUS, así como sus modificatorias y complementarias; y

Estando a lo acordado por el Consejo Directivo de Osinergmin en su Sesión N° 41-2020.

SE RESUELVE:

Artículo 1°.- Declarar fundado en parte el extremo 1 del recurso de reconsideración interpuesto por Consorcio Eléctrico de Villacurí S.A.C. contra la Resolución N° 126-2020-OS/CD, por las razones señaladas en el numeral 2.1.2 de la parte considerativa de la presente resolución.

Artículo 2°.- Declarar improcedentes los extremos 2, 3 y 4 del recurso de reconsideración interpuesto por Consorcio Eléctrico de Villacurí S.A.C. contra la Resolución N° 126-2020-OS/CD, por las razones señaladas en los numerales 2.2.2, 2.3.2 y 2.4.2 de la parte considerativa de la presente resolución.

Artículo 3°.- Incorporar los Informes N° 519-2020-GRT y N° 520-2020-GRT, como parte integrante de la presente resolución.

Artículo 4°.- Disponer que las modificaciones en la Resolución N° 126-2020-OS/CD, que aprobó el Plan de Inversiones 2021- 2025, como consecuencia de lo dispuesto en la presente resolución, serán consignadas en resolución complementaria.

Artículo 5°.- Disponer la publicación de la presente resolución en el diario oficial El Peruano y consignarla, junto con los Informes a que se refiere el artículo 3 precedente en la página Web de Osinergmin: https://www.osinergmin.gob.pe/Resoluciones/Resoluciones-GRT-2020.aspx.

ANTONIO ANGULO ZAMBRANO

Presidente del Consejo Directivo (e)

1899925-1