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RESOLUCIÓN DE CONSEJO DIRECTIVO ORGANISMO SUPERVISOR DE LA INVERSIÓN EN ENERGÍA Y MINERÍA

OSINERGMIN N° 043-2013-OS/CD

Lima, 26 de marzo de 2013

Que, con fecha 31 de enero de 2013, el Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (en adelante “OSINERGMIN”), publicó la Resolución de Consejo Directivo OSINERGMIN Nº 010-2013-OS/CD (en adelante “Resolución 010”), mediante la cual se aprobó la incorporación de nuevos Módulos Estándares y se aprobó la “Actualización de la Base de Datos de los Módulos Estándares de Inversión para Sistemas de Transmisión con costos 2012” (MOD INV_2013), contra la cual el 22 de febrero de 2013, la empresa de Distribución Eléctrica de Lima Norte S.A.A. (en adelante “EDELNOR”), dentro del término de ley, presentó recurso de reconsideración, siendo materia del presente acto administrativo el análisis y decisión de dicho recurso impugnativo. 1. ANTECEDENTES: Que, conforme al Artículo 139° del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas, aprobado por Decreto Supremo N° 009-93-EM, OSINERGMIN debe establecer y mantener actualizada y disponible, para todos los interesados, la Base de Datos que corresponda para su aplicación en la determinación de las tarifas y compensaciones por el uso de los sistemas de transmisión eléctrica; Que, mediante Resolución OSINERGMIN N° 343-2008-OS/CD (en adelante “Resolución 343”) se aprobó la “Base de Datos de los Módulos Estándares de Inversión para Sistemas de Transmisión” (en adelante “Base de Datos”), modificada en mérito a lo resuelto en las Resoluciones OSINERGMIN N° 464-2008-OS/CD y N° 465-2008-OS/CD. La mencionada resolución dispuso la actualización de los costos de la referida Base de Datos, cada 30 de enero, con información correspondiente al año anterior; de igual modo indicó que, en caso se requiera reestructurar la conformación de algún módulo estándar o incorporar algún módulo no previsto que sea de aplicación estándar, previamente éste se publicaría a fin de recibir las opiniones y sugerencias de los interesados; Que, mediante Resolución OSINERGMIN N° 051-2009-OS/CD se aprobó la “Modificación de la Base de Datos de los Módulos Estándares de Inversión para Sistemas de Transmisión y su Actualización con Costos 2008” (MOD INV V2). Esta Base de Datos fue posteriormente modificada en mérito a lo resuelto en las Resoluciones OSINERGMIN N° 089-2009-OS/CD y N° 183-2009-OS/CD y renombrada como MOD INV V3; Que, con Resolución OSINERGMIN N° 012-2010-OS/CD, se aprobó la “Actualización de la Base de Datos de los Módulos Estándares de Inversión para Sistemas de Transmisión con costos 2009” (MOD INV_2010), modificada en mérito a lo resuelto en la Resolución OSINERGMIN N° 075-2010-OS/CD; Que, mediante Resolución OSINERGMIN N° 015-2011-OS/CD, se aprobó la “Actualización de la Base de Datos de los Módulos Estándares de Inversión para

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Sistemas de Transmisión con costos 2010” (MOD INV_2011) que fue modificada en mérito a lo resuelto en la Resolución OSINERGMIN N° 054-2011-OS/CD; Que, en el año 2011, como resultado de la revisión de la Base de Datos, se determinó la necesidad de reestructurar determinados módulos vigentes así como incorporar módulos nuevos por considerarlos de aplicación estándar por lo que, mediante Resolución OSINERGMIN N° 226-2011-OS/CD, se aprobó la nueva Base de Datos de los Módulos Estándares de Inversión en Sistemas de Transmisión. Esta Base de Datos fue actualizada, mediante Resolución OSINERGMIN N° 013-2012-OS/CD, y posteriormente modificada en mérito a lo resuelto en la Resoluciones OSINERGMIN N° 024-2012-OS/CD y N° 059-2012-OS/CD, respectivamente; Que, el Plan de Inversiones en Transmisión para el periodo mayo 2013 – abril 2017, definido mediante Resolución OSINERGMIN N° 151-2012-OS/CD, aprobó la ejecución de instalaciones que no estaban contenidas en los Módulos Estándares vigentes y cuya determinación resulta necesaria para poder atender el crecimiento de la demanda en condiciones adecuadas; Que, a consecuencia de lo señalado se procedió a realizar una revisión de la Base de Datos y mediante Resolución 010 se aprobó la incorporación de nuevos Módulos Estándares y la actualización de la Base de Datos con costos del 2012; Que, con fecha 22 de febrero de 2013, EDELNOR, dentro del término de ley, interpuso recurso de reconsideración, contra la Resolución 010. 2. EL RECURSO DE RECONSIDERACIÓN Que, de acuerdo con el contenido del recurso interpuesto por EDELNOR, el recurrente cuestiona diversos aspectos relacionados a:

1. La estructuración del módulo de línea 220 kV doble terna en torres de acero de 600 mm2 de conductor tipo AAAC para Costa (LT-220COR0TAD0C1600A).

2. La estructuración del módulo celda de línea en 220 kV para configuración en doble barra con seccionador de transferencia (CE-220COU1C1EDTLI4).

3. El sistema contra incendio en los módulos de transformadores 220/60/10 kV y de 60/22,9/10 kV.

4. El reconocimiento de Equipos oscilo perturbógrafos en módulos de celdas de transformación y celdas de línea.

5. El reconocimiento parcial de los módulos de transformadores, ante la implementación de transformadores rotados en ampliaciones de subestaciones o en nuevas subestaciones.

6. La revisión de la Base de Datos de los Módulos Estándares 2013.

Que, EDELNOR adjunta a su recurso de reconsideración, un Informe Técnico, elaborado por su Gerencia Técnica.


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2.1 MÓDULO DE LÍNEAS 220 KV DE DOBLE TERNA EN TORRES DE ACERO - AAAC 600 MM2 PARA COSTA

2.1.1 SUSTENTO DEL PETITORIO

Que, señala la recurrente que OSINERGMIN debe reformular la estructura del módulo LT-220COR0TAD0C1600A. Al respecto, realiza las siguientes observaciones:

a) Observación 1: La altura de las estructuras metálicas de suspensión empleadas en este módulo no es apropiada.

Que, la recurrente solicita incrementar la altura o el número de estructuras de suspensión; como argumento presenta un cuadro que contiene el cálculo de cargas en la estructura tipo S utilizando información de OSINERGMIN;

Que, de acuerdo al análisis de la recurrente la Flecha máxima con la que debe ser calculado debe corresponder a la temperatura 90°C (75°C+ 15°C), que incluye el efecto Creep de 15°C conforme se hace en los módulos de costa urbana, como por ejemplo: Líneas de transmisión en 60 kV en Costa Urbana con Poste de Concreto y Acero (ver hoja: COU0-AAAC);

Que, efectuar esta corrección, hará que se determine una mayor altura en las estructuras planteadas, pues la flecha máxima calculada a 75 °C por OSINERGMIN, es de 16,57; ya para una temperatura de operación de 90 °C la flecha máxima resultaría de 17,27. Con ese valor de flecha, señala la recurrente, la distancia de seguridad al terreno sería menor de los 7,0 m. establecidos en el CNE-2011, para zonas no transitadas por vehículos, por lo que se requerirá estructuras de mayor altura o una mayor cantidad de las mismas para contrarrestar este efecto;

b) Observación 2: Se está empleando estructura tipo S-6, la cual considera que no es apropiada para el tipo de módulo

Que, la recurrente solicita no considerar la Estructura Tipo S-6, debido a las características del terreno en la costa. Como argumento indica que la topografía de la Costa Rural no presenta fuertes desniveles que posibilitarían utilizar torres de menor altura. En ese sentido se deberá efectuar la anulación de la estructura tipo S-6 y pasar la cantidad considerada a las estructuras S-3.

c) Observación 3: Se está empleando una sección del conductor de puesta a tierra que no soporta niveles de cortocircuito de 40 kA.

Que, la recurrente solicita que se incremente la sección del conductor de puesta a tierra (se emplea el conductor tipo copperweld calibre 2 AWG, equivalente a 33,6 mm2), debido a que la sección empleada es insuficiente para soportar los niveles de cortocircuito de 40 kA, previsto para la zona de Lima en el mediano plazo para las barras en 220 kV;

Que, añade la recurrente que el calibre (sección) se calcula según procedimiento indicado en la Norma IEEE 80-2000 en la que se describen los diferentes parámetros involucrados. Se considera un margen del 5% respecto a la temperatura de fusión del conducto, así como una duración de 0,5 segundos en las corrientes de falla fase-tierra;

Que, el conductor 2 AWG, empleado por OSINERGMIN, soportará una


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corriente de falla fase-tierra del orden de 8 kA Y 9 kA según conductividad del conductor, conforme ilustra en un cuadro que acompaña el recurso;

Que, sin embargo, señala la recurrente, las corrientes de falla son mucho mayores que los valores indicados:

En el nivel de 60 kV la corriente de falla lfase-tierra es de 31,5 kArms, con una duración de 0,5 segundos.

En el nivel ele 220 kV la corriente de falla Ifase-tierra es de 40 kArms, con una duración de 0,5 segundos.

Que, de los resultados concluye que el conductor 2 AWG no soportará la corriente de falla, debiéndose adoptar como mínimo una sección de 126 mm2 en 60 kV para corrientes de 31,5 kArms. y de 158,97 mm2 en 220 kV para corrientes de 40 kArms.

d) Observación 4: Aumento de partidas en obras provisionales.

Que, la recurrente solicita aumentar las siguientes partidas en los módulos:

Servicios higiénicos, comedor, vestuarios: Esta partida es primordial ya que siempre cubre las necesidades básicas que necesitará un trabajador en la obra.

Guardianía: Incluir la guardianía también implica el apoyo policial que es una parte importante de la seguridad de la obra y por lo tanto debe ser incluido como parte del módulo en revisión.

Señalización: Debe haber una adecuada señalización en la obra por razones de orden y seguridad.

Que, argumenta la recurrente que de acuerdo con la Norma G.050. Seguridad en la construcción (publicación 2010), en el artículo 7.1 Organización de las áreas de trabajo se pronuncia que el empleador debe delimitar las áreas de trabajo y asignar el espacio suficiente a cada ellas con el fin de proveer ambientes seguros y saludables a sus trabajadores. Para tal efecto se deben considerar como mínimo las siguientes áreas:

Área dirección y administración (oficinas).

Área de servicios (SSHH, comedor y vestuario).

Área de parqueo de maquinarias de construcción (en caso aplique).

Área de almacenamiento de herramientas y equipos manuales.

Área de almacenamiento de combustibles y lubricantes.

Área de almacenamiento de cilindros de gas comprimido (en caso aplique).

Área de almacenamiento de materiales comunes. • Área de almacenamiento de materiales peligrosos. • Área de operaciones de obra. • Área de prefabricación y/o habilitación de materiales (en caso aplique).

Área de acopio temporal de residuos.

Área de guardianía.

Vías de circulación peatonal.

Vías de circulación de maquinarias de transporte y acarreo de materiales (en caso aplique).


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Que, asimismo, se debe considerar en cada una de las áreas, los medios de seguridad necesarios, convenientemente distribuidos y señalizados;

Que, finalmente señala EDELNOR que de acuerdo al módulo que se analiza, de forma global se considera los campamentos y almacenes, esto bajo el concepto de la norma sería el área de administración y las áreas de almacenamiento. Sin embargo, no han sido consideradas las áreas de servicios y el área de guardianía. Asimismo también no hay una partida de señalización de las respectivas áreas.

e) Observación 5: El volumen de excavación está siendo afectado con un factor de esponjamiento de sólo el 25%.

Que, la recurrente solicita modificar el factor de esponjamiento de 25% a 30% aumentando así mismo el volumen de material a eliminar;

Que, alega EDELNOR que lo solicitado se basa en bibliografía técnica y en la información de OSINERGMIN que forma parte del Informe N° 422 -2011-GART. pág. 14 (Comentario 45) en la que hace referencia a los factores de esponjamiento. Donde cada tipo de terreno se define como:

Tierra Vegetal: Capa superficial de un terreno donde ha crecido la vegetación y que contiene una cantidad apreciable de materia orgánica y restos vegetales (humus) (Grado de esponjamiento 10%).

Terreno Flojo: Son tierras de cultivo, con arcillas, limos, arenas, gravas u otro árido cualquiera. y contenido variable de materia orgánica (Grado de esponjamiento 20%).

Terreno Compacto: Tierras con arcillas duras, rocas sueltas, materiales granulares gruesos. (Grado de esponjamiento 30%)

Terreno de Tránsito: Areniscas en finas capas, roca desmoronada (Grado de esponjamiento 40%).

Terreno de Roca: Areniscas compactas, granitos. calcáreas. margas duras (Grado de esponjamiento varía entre 40% y 80%

Que, finalmente la recurrente indica que el por el tipo de terreno que tiene en la zona de Lima, el factor de esponjamiento corresponde a un 30%, por lo que se requiere que OSINERGMIN considere el factor de 30% en lugar del 25% considerado en el módulo.

f) Observación 6: En las partidas de Acero de refuerzo fy= 4200kg/cm2 se considera un rendimiento elevado.

Que, la recurrente solicita modificar el rendimiento de la partida de Acero de Refuerzo fy = 4200 kg/cm2 para cimentaciones con un valor acorde con proyectos realizados e información técnica disponible;

Que, añade EDELNOR que, tomando como referencia la información técnica de la revista CAPECO para una partida similar (Habilitación y colocación de armadura), se llega a la conclusión que el rendimiento de 500 kg/día, considerado por OSINERGMIN, resulta muy elevado para la partida. El rendimiento considerado por dicha revista, para este caso, es 200 kg/día. Esta información también está acorde con la información de la partida de acero grado 60 que proporciona la publicación de Costos y Presupuestos (CAPECO);


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Que, en tal sentido, EDELNOR solicita a OSINERGMIN modificar el costo unitario del acero a 2,19 USS/kg en lugar de 1,95 USS/kg considerando la partida con un rendimiento de 200 kg/día.

2.1.2 ANÁLISIS DE OSINERGMIN

a) Observación 1: La altura de las estructuras metálicas de suspensión empleadas en este módulo no es apropiado.

Que, al respecto, cabe señalar que el valor de la temperatura en el conductor en todos los cálculos es de 75 °C, solamente como temperatura debido al límite térmico; en otras palabras la temperatura en el conductor que se transfiere por el paso de la corriente con el cual todavía mantiene sus propiedades mecánicas;

Que, con la utilización de una mayor cantidad de estructuras tipo S-3, en lugar de las estructuras tipo S-6 (ver análisis del punto b) se consigue mejorar las distancias de seguridad. Con esta variación no resulta necesario incrementar la altura de las estructuras ni el número de las mismas;

Que, en consecuencia, este punto del extremo del Recurso de Reconsideración presentado por EDELNOR debe ser declarado infundado.

b) Observación 2: Se está empleando estructura tipo S-6, la cual consideran que no es apropiada para el tipo de módulo

Que, respecto a la utilización de estructuras del tipo S-6, empleada en el módulo LT-220COR0TAD0C1600A, se ha revisado la información topográfica de la zona costa rural y, efectivamente, ésta no presenta fuertes desniveles, por tanto al no ser su utilización indispensable, se recomienda pasar la cantidad de estructuras del tipo S-6 al tipo S-3, con lo que se consigue además mejorar las distancias de seguridad al terreno;

Que, en consecuencia, este punto del extremo del Recurso de Reconsideración presentado por EDELNOR debe ser declarado fundado.

c) Observación 3: Se está empleando una sección del conductor de puesta a tierra que no soporta niveles de cortocircuito de 40 kA.

Que, respecto a los módulos incorporados mediante Resolución 010, se ha verificado, en los cálculos sustentatorios del conductor de puesta a tierra, que el conductor copperweld calibre 2 AWG (33,6 mm2) no soporta una corriente de 31,5 kA. En ese sentido se ha procedido a recalcular el diámetro del conductor de puesta a tierra. A continuación se muestra el sustento de dicho recálculo;

Que, de acuerdo a los resultados obtenidos, se tiene que, para que el conductor copperweld en 220 kV pueda soportar una corriente superior a 40 kA, la sección debe ser de 150 mm2 y para el nivel de 60 kA la sección del conductor debe ser de 120 mm2. En ese sentido, se procederá a efectuar las correcciones en la Base de Datos.


d) Observación 4: Aumento de partidas en obras provisionales.

Que, respecto a la solicitud de EDELNOR, debemos señalar que en los


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gastos generales se incluye todo lo referente a los alquileres de almacenes así como los gastos de alojamiento; por lo tanto, dentro de los gastos de alojamiento se consideran las áreas de servicio y en el alquiler de almacenes se consideran las áreas de almacenamiento;

Que, en ese sentido se debe señalar que las partidas adicionales, incluida la de señalización, solicitadas por EDELNOR se encuentran incluidas dentro de los gastos generales del contratista;


e) Observación 5: El volumen de excavación está siendo afectado con un factor de esponjamiento de sólo el 25%.

Que, al respecto, se debe señalar que el grado de esponjamiento considerado en esta partida obedece al promedio entre el tipo de terreno flojo (20%) y el terreno compacto o de tránsito (30%). Por tanto, los porcentajes considerados en la Base de Datos corresponden a un promedio representativo del tipo de terrenos existentes a nivel nacional;

Que, en este sentido, se debe reiterar que los módulos estándares no reflejan casos particulares sino características técnicas estándar, aplicables según condiciones geográficas y climáticas determinadas;


f) Observación 6: En las partidas de Acero de refuerzo fy= 4200kg/cm2 se considera un rendimiento elevado.

Que, respecto a los módulos incorporados mediante Resolución 010, se ha verificado en la información sustentatoria, el empleo de un rendimiento de 500 kg/día para la partidas de Acero de refuerzo fy; por otro lado, de la revisión de la información de la revista CAPECO se ha verificado que el rendimiento definido es de 300 kg/día. En ese sentido se ha procedido a corregir el rendimiento para dicha partida;

Que, en consecuencia, este punto del extremo del Recurso de Reconsideración presentado por EDELNOR debe ser declarado fundado en parte.

Que, por los argumentos señalados, los puntos señalados los literales b) y c) deben ser declarados fundados, el punto señalado en el literal f) debe ser declarado fundado en parte y los puntos señalados en los literales a), d) y e) deben ser declarados infundados.

2.2 MÓDULO DE CELDA DE LÍNEA EN 220 KV PARA CONFIGURACIÓN EN DOBLE BARRA CON SECCIONADOR DE TRANSFERENCIA


Que, señala la recurrente que OSINERGMIN debe reformular la estructura del módulo CE-220COU1C1EDTLI4. Al respecto, se tienen las siguientes observaciones:


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a) Observación 1: Los montos de suministro y fletes asignados a las partidas: Sistema de Barras, conexiones de A.T. y Cables de Control, no corresponden a una celda de línea, sino a una celda de acoplamiento.

Que, la recurrente solicita a OSINERGMIN corregir los montos de suministro y fletes asignados a las partidas: Sistema de Barras, conexiones de A.T. y Cables de Control de tal forma que representen montos de inversión para una celda de línea;

Que, señala EDELNOR que para este módulo, OSINERGMIN ha considerado para la partida de Sistemas de Barras un costo total de US$ 9 235,43 que corresponde a una celda de acoplamiento. Este costo debe ser reemplazado por US$ 17 746,53 que corresponde a una celda de línea;

Que, de igual manera ocurre en la partida de Cables de Control, ya que OSINERGMIN ha considerado un costo de US$ 4 875,08, que corresponde a una celda de acoplamiento. Este costo debe ser reemplazado por US$ 5 334,57, que corresponde a una celda de línea;

Que, del mismo modo sucede con los fletes, para la partida del sistema de barras. OSINERGMIN considera un costo de S/. 106,78 cuando debería ser S/. 205,19. Para la partida Control. Protección y Medición, OSINERGMIN considera un costo de S/. 56,37 cuando debería ser S/.61,68.

b) Observación 2: Para la celda de línea el sistema de control. protección y medición está conformado por tan solo un tablero de control. protección y medida

Que, la recurrente solicita a OSINERGMIN se incluya en la partida de Sistema de control, protección y medición, además del tablero de control, protección y medición, un tablero de equipos registradores de falla;

Que, señala EDELNOR que la solicitud se basa en el numeral 3.5 de la Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos NTCSE. en concordancia con el literal i) del Artículo 14° de la Ley N° 28832, que establece la obligación del Comité de Operación Económica del Sistema COES de investigar e identificar a los responsables ante casos de transgresiones a la calidad del producto y/o suministro en el Sistema eléctrico Interconectado Nacional SEIN, así como en la Resolución Ministerial N° 237-2012-MEM/DM: “Aprobación del procedimiento Técnico del COES N° 40 "Procedimiento para la Aplicación del Numeral 3.5 de la NTCSE”·numeral 8 el cual indica que es obligación de los agentes contar con los equipos registradores de fallas (Registrador de Secuencia de Eventos y Osciloperturbógrafos), por lo que observa la necesidad de incluir dichos equipos en los módulos de celdas de nivel 220 kV;

c) Observación 3: La conexión al sistema de Red de Puesta a Tierra (RPT) de los equipos considera un conductor de cobre desnudo de 70 mm2, el mismo que se considera no apropiado para el nivel de tensión 220 kV debido a que para este nivel de tensión en la zona de Lima se considera un nivel de cortocircuito de 40 kA.

Que, la recurrente solicita a OSINERGMIN que para la partida de conexión al sistema RPT de los equipos se considere como mínimo conductor de cobre de 107 mm2, en lugar de 70 mm2;


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Que, la sección de 107mm2 para un nivel de cortocircuito de 40 kA para una tensión de 220 kV, se obtiene de los cálculos de corriente de cortocircuito desarrollados por OSINERGMIN y de la norma IEEE Std 80-2000 Guide for Safety in AC Substation Grounding, en las que se indica la capacidad ele cortocircuito de los conductores de cobre. Al respecto, adjunta las Tablas 3 y 4 de la referida norma;

Que, añade la recurrente que se debe tener en cuenta que las instalaciones en general se dimensionan en función al nivel de cortocircuito que van a soportar en la operación, por lo que para este tipo de módulos y otros OSINERGMIN debe considerar el mismo criterio que ha empleado para diferenciar los módulos de celdas en 60 kV y 220 kV.

d) Observación 4: El análisis de precios unitarios no incluye a un ingeniero de seguridad, ni partida para equipos de protección personal, estas partidas deben ser incluidas debido a que hoy en día lo exige la Ley N° 29783, Ley de Seguridad y Salud.

Que, la recurrente solicita a OSINERGMIN considerar en el análisis de precios unitarios la participación de un ingeniero de seguridad, así como de equipos de protección personal;

Que, señala EDELNOR que la inclusión del Ingeniero de Seguridad y de los equipos de protección personal, se sustenta a través de la siguiente reglamentación:

i. Ley de Seguridad y Salud en el Trabajo, Ley N° 29783.

ii. Reglamento de la Ley N° 29783, Ley de Seguridad y Salud en el Trabajo, DS N°005-2012-TR.

iii. Ley General de Inspección del Trabajo, Ley N° 28806.

iv. Normas Técnicas del Seguro Complementario del Trabajo de Riesgos, D.S. N°00398-SA.

v. Procedimiento para la supervisión de la gestión de la seguridad y salud en el trabajo de las actividades eléctricas, Resolucíon OSINERGMIN N° 021-2010-OS/CD

Que, añade la recurrente, que la inclusión del Ingeniero de Seguridad y los Equipos de Protección Personal, deben ser incluidos en todas las partidas de los diferentes módulos estándar.

e) Observación 5: El volumen de excavación está siendo afectado por un factor de esponjamiento de solo 25%.

Que, la recurrente solicita a OSINERGMIN modificar el factor de esponjamiento de 25% a 30%, aumentando así mismo el volumen de material a eliminar;

Que, lo solicitado se basa en bibliografía técnica y en la información de OSINERGMIN que forma parte del Informe N° 422 -2211-GART, pág. 14 (Comentario 45), en la que hace referencia a los factores de esponjamiento que se presentan en el Cuadro N° 4.5;

Que, en tal sentido, es evidente que con el tipo de terreno que se tiene en la zona de Lima, el factor de esponjamiento le corresponde a un 30%, por


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lo que se requiere que OSINERGMIN considere el factor de 30% en lugar del 25% considerado en el módulo.

f) Observación 6: El metrado de la partida “Solado en concreto f’c’ =100kg/cm2 de 10 cm de espesor” no considera el espesor mencionado.

Que, la recurrente solicita a OSINERGMIN modificar el espesor considerado para el solado de concreto;

Que, señala la recurrente que la partida de solado de concreto toma como espesor ("e") 5 cm, cuando la partida mencionada debe considerar un espesor de 10 cm. tal como figura en la descripción de la partida. Asimismo, EDELNOR presenta como ejemplo el cálculo para la base de pararrayos considerando el espesor de 10 cm. De los resultados señala que además de cambiar el metrado de solado, se incrementa también la excavación y la eliminación de material; asimismo, con estos cambios se incrementa el costo de la Base de Pararrayos.


a) Observación 1: Los montos de suministro y fletes asignados a las partidas: Sistema de Barras, conexiones de A.T. y Cables de Control, no corresponden a una celda de línea, sino a una celda de acoplamiento.

Que, de la revisión de la información que sustenta la Actualización de la Base de Datos se ha verificado, que en las partidas de Sistemas de Barra, Cables de control y fletes se ha considerado los costos correspondientes a una celda de acoplamiento, cuando debería corresponder a una celda de línea. En ese sentido, se ha procedido a corregir la asignación de las partidas al tipo de celda de línea;


b) Observación 2: Para la celda de línea el sistema de control, protección y medición está conformado por tan solo un tablero de control, protección y medida.

Que, respecto a lo solicitado por EDELNOR en este extremo, se debe señalar que a fin de dar cumplimiento a lo dispuesto en la Resolución Ministerial N° 237-2012-MEM/DM, publicada el 20 de mayo de 2012, se ha procedido a incluir, en los módulos respectivos correspondientes a la Resolución 010, los Registradores de Fallas (Osciloperturbógrafos);


c) Observación 3: La conexión al sistema de Red de Puesta a Tierra (RPT) de los equipos considera un conductor de cobre desnudo de 70 mm2, el mismo que se considera no apropiado para el nivel de tensión 220 kV. debido a que para este nivel de tensión en la zona de Lima se considera un nivel de cortocircuito de 40 kA.

Que, respecto a los módulos incorporados mediante Resolución 010, se ha verificado, en los cálculos sustentatorios del conductor de puesta a tierra, que el conductor de cobre desnudo de 70 mm2 no soporta una corriente de 40 kA.


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En ese sentido se ha procedido a recalcular el diámetro del conductor de puesta a tierra;

Que, de acuerdo a los resultados obtenidos, se tiene que, para que el conductor de cobre desnudo en 220 kV pueda soportar una corriente superior a 40 kA, la sección debe ser de 107 mm2. En ese sentido se procederá a efectuar las correcciones en la Base de Datos;


d) Observación 4: El análisis de precios unitarios no incluye a un ingeniero de seguridad, ni partida para equipos de protección personal; estas partidas deben ser incluidas debido a que hoy en día lo exige la Ley N° 29783, Ley de Seguridad y Salud.

Que, al respecto, debe señalarse que en la Ley 29783, Ley de Seguridad y Salud en el Trabajo, su Reglamento, así como el Reglamento de Seguridad y Salud en el Trabajo de las Actividades Eléctricas, aprobado por Resolución Ministerial N° 161-2007-MEM-DM, se exige a la empresa cumplir con medidas de seguridad y prevención de riesgos y contar con un Comité de Seguridad y Salud en el Trabajo o un Supervisor de Seguridad y Salud en el Trabajo, dependiendo del número de trabajadores de la empresa. En cualquier caso, la norma no exige necesariamente la contratación de un trabajador dedicado exclusivamente a labores de supervisión y seguridad por cuanto dichas labores, cuando la magnitud de las actividades de la empresa no lo amerita, pueden recaer en un trabajador que simultáneamente desempeñe otras funciones;

Que, en tal sentido, respecto a lo solicitado por EDELNOR, , a fin de dar cumplimiento a lo dispuesto por las normas citadas, se ha procedido a incluir dentro de las partidas que no cuentan con un Ingeniero Electricista, como parte del personal, al Ingeniero de Seguridad, mientras que para aquellas partidas en las cuales se cuenta con ingeniero Electricista, la labor de supervisión de la seguridad será efectuada por este, incrementándose su participación en las labores;

Que, finalmente respecto a la adición dentro de las partidas de los Equipos de Protección Personal, debemos señalar que los módulos estándares prevén el concepto de gastos generales del contratista y utilidades del contratista; en ese sentido, dado que es responsabilidad del contratista proporcionar los Equipos de Protección a su personal, dichos equipos están incluidos dentro del concepto de gastos generales y utilidades del contratista;


e) Observación 5: El volumen de excavación está siendo afectado por un factor de esponjamiento de solo 25%.

Que, al respecto, se debe señalar que el grado de esponjamiento considerado en esta partida obedece al promedio entre el tipo de terreno flojo (20%) y el terreno compacto o de tránsito (30%). Por tanto, los porcentajes considerados en la Base de Datos corresponden a un promedio representativo del tipo de terrenos existentes a nivel nacional;


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Que, en este sentido, se debe reiterar que los módulos estándares no reflejan casos particulares sino características técnicas estándar, aplicables según condiciones geográficas y climáticas determinadas;


f) Observación 6: El metrado de la partida “Solado en concreto f’c’ =100kg/cm2 de 10 cm de espesor” no considera el espesor mencionado.

Que, respecto a la solicitud de modificar a 10 cm el espesor de la partida Solado en concreto, se debe señalar que el diseño de las bases de los equipos de las celdas considera para el solado sólo 5 cm de espesor. En el metrado se incurrió en error al registrarla con el nombre de la partida “Solado en concreto f´c = 100 kg/cm2 de 10 cm”;

Que, en ese sentido se ha procedido a corregir la descripción de las partidas de los solados para las bases de equipos de celdas de subestaciones según la descripción de la partida “OCPE3: Solado de concreto f'c = 100 kg / cm²”;


Que, por los argumentos señalados, corresponde declarar fundados los puntos señalados en los literales a), b) y c), fundado en parte el punto señalado en el literal d), e infundados los puntos señalados en los literales e) y f).

2.3 EQUIPOS CONTRA INCENDIO PARA TRANSFORMADORES DE POTENCIA


Que, la recurrente sustenta la solicitud, de sistema automático contra incendio para transformadores de potencia 220/60/10 kV, tomando en cuenta los proyectos de inversión aprobados en el Plan de Inversiones en Transmisión período 2013 - 2017 (Área de Demanda 6), en los que incluye instalaciones en 220 kV como las Subestaciones Colonial y Cajamarquilla que consideran equipamiento de tecnología compacta y encapsulada, esto debido al limitado espacio con que cuentan dichas subestaciones, lo cual conlleva a reducir las distancias mínimas de seguridad; por lo que, tomando en cuenta las recomendaciones de la IEEE Std 979, se debe considerar la implementación de un sistema automático contra incendios para los transformadores de potencia;

Que, de otro lado, en la Sección 15 del Código Nacional de Electricidad (Suministro 2011): Numeral 152.A.2 se consigna lo siguiente: "Las instalaciones de los trasformadores llenos de líquido, utilizará uno o más de los siguientes métodos para minimizar riesgos de incendio. El método que se aplicará deberá estar de acuerdo con el grado de riesgo de incendio. Los métodos reconocidos son: el uso de líquidos menos inflamables, separación de espacios, barreras resistentes al fuego, sistemas automáticos extintores de incendios, colchones de absorción y recintos de seguridad que tienen el líquido del tanque del transformador roto; todos estos son reconocidos como dispositivos de seguridad";

Que, señala la recurrente que se debe tener en cuenta, que las subestaciones con transformadores 220/60/10 kV son importantes para atender la demanda


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mediante líneas en 60 kV, por lo que se requeriría de estos equipos automáticos contra incendio, ya que con estos equipos se minimizarán los daños que podría generar un incendio a las instalaciones cercanas y de este modo dar mayor confiabilidad al sistema;

Que, indica EDELNOR que los transformadores con aislamiento líquido (Aceite) son los equipos mayores en una subestación y contienen una gran cantidad de sustancia combustible, por lo tanto, se debe prestar especial atención a su ubicación y la protección contra incendios. Los incendios de transformadores aislados en aceite son resultado principalmente de la ruptura del aislamiento. Esto puede ser causado por sobrecargas, sobretensiones de conmutación o rayo, deterioro gradual del aislamiento, bajo nivel de aceite, humedad en el aceite, etc. El arco eléctrico que sigue a una ruptura eléctrica puede vaporizar el aceite, creando así suficiente presión para forzar la tapa o romper el tanque, produciéndose una expulsión considerable de combustión de aceite sobre la superficie y causar incendio. El sistema propuesto precisamente actúa al detectar una subida de la presión en el interior de la cuba y cumple la función de evitar la producción del incendio;

Que, respecto al dimensionamiento de los Muros Cortafuego, se presenta un análisis, que según señala la recurrente demuestra que el muro considerado por OSINERGMIN para proteger los transformadores de 220 kV no tiene la altura recomendada por la IEEE;

Que, la recurrente presenta el análisis de dos casos para el muro cortafuego de un trasformador de potencia de 220 kV:

Tipo 1: El muro tal y como está considerado en módulo correspondiente (altura 6,5 m y espesor 0,20 m).

Tipo 2: El muro del módulo con la variación de dimensiones analizadas (altura 7,8 m y espesor 0,25 m).

Que, de los cálculos obtenidos por la recurrente, manifiesta que los dos casos analizados cumplen con Norma E.030 “Diseño Sismo resistente", (que señala en el artículo 21, que el factor de seguridad contra el volteo deberá ser 1.5);

Que, finalmente EDELNOR señala que, si bien los dos muros cumplen con la norma, el muro Tipo 1 no cumple con la altura establecida en las recomendaciones de la IEEE y por tanto, se solicita considerar en los módulos el muro Tipo 2.


Que, respecto a lo solicitado por EDELNOR, debemos señalar que para los transformadores de 220 kV y 60 kV, la Base de Datos no considera la instalación de un sistema contra incendio como parte del módulo de transformadores. El módulo de transformadores prevé la implementación de un muro cortafuegos, con lo cual no se requiere incluir dentro de dicho módulo el sistema contra incendios. Por otro lado cabe señalar que la subestación tiene, dentro de sus instalaciones, extintores portátiles como parte de sus medidas de seguridad;

Que, respecto a las dimensiones del muro cortafuegos, debemos señalar que la altura señalada por EDELNOR corresponde a un caso particular. En este sentido, se debe reiterar que los módulos estándares no reflejan casos


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particulares sino características técnicas estándar, aplicables según condiciones geográficas y climáticas determinadas. Por otro lado, los cálculos de EDELNOR demuestran que las dimensiones del muro cortafuegos cumplen con los requerimientos de la Norma E.030 “Diseño Sismo resistente”;

Que, en consecuencia, este extremo del Recurso de Reconsideración presentado por EDELNOR debe ser declarado infundado.

2.4 RECONOCIMIENTO DE EQUIPOS OSCILO PERTURBÓGRAFOS EN MÓDULOS DE CELDAS DE TRANSFORMACIÓN Y CELDAS DE LÍNEA


Que, señala EDELNOR que lo solicitado se sustenta en las siguientes normas y/o dispositivos siguientes:

Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos, título tercero, numeral 3.5.

Resolución Ministerial N° 237-2012-MEM/DM: Aprobación del procedimiento Técnico del COES N° 40 "Procedimiento para la Aplicación del Numeral 3.5 de la NTCSE"

Que, añade la recurrente, que el sustento se basa en el numeral 3.5 de la Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos NTCSE, que en concordancia con el literal i) del Artículo 14° de la Ley N° 28832, establece la obligación del Comité de Operación Económica del Sistema COES de investigar é identificar a los responsables ante casos de transgresiones a la calidad del producto y/o suministro en el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional SEIN, así como en la Resolución Ministerial N° 237-2012-MEM/DM: Aprobación del Procedimiento Técnico del COES N° PR-40 "Procedimiento para la Aplicación del Numeral 3.5 de la NTCSE";

Que, por otro lado, en el Numeral 8 del Procedimiento Técnico del COES N° PR·40, señala que "Es obligación de los agentes contar con los equipos registradores de fallas (Registrador de Secuencia de Eventos y Osciloperturbógrafos)... ", Asimismo, señala entre otros que los equipos registradores de fallas se deben instalar en las siguientes instalaciones:

En ambos entremos de líneas con niveles de tensión mayores a 100 kV, y de transformadores de potencia de 50 MVA o mayor, siempre que tengan posibilidad de inyección de corriente de cortocircuito en ambos extremos.

En el punto de conexión al sistema de transmisión mayores a 100 kV, que atienden las cargas de Usuarios Libres o Regulados.

Otras instalaciones de naturaleza crítica para el análisis de Eventos que determine la Dirección Ejecutiva del COES.

Que, de igual modo, en el referido Numeral señala que "Las nuevas instalaciones, ampliaciones y modificaciones de instalaciones existentes, deberán ingresar al SEIN contando con los Equipos Registradores de Faltas antes mencionados"; es decir que estos equipos necesariamente deberán incluirse como parte de la implementación de los proyectos ya que será exigido por el COES en la etapa de revisión y aprobación del Estudio de Pre Operatividad correspondiente. Es importante señalar que el COES en los


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alcances que los Estudios de Pre Operatividad establece una exigencia de diseño en la que señala expresamente el cumplimiento de lo establecido en el Numeral 8 del Procedimiento Técnico del COES N° PR-40 "Procedimiento para la Aplicación del Numeral 3.5 de la NTCSE";

Que, en tal sentido, resulta necesario que las empresas concesionarias incluyan en sus instalaciones dichos equipos en los módulos de celdas de nivel mayores a 100 kV; en el caso de la zona de Lima se deberá implementar en las instalaciones en 220 kV;

Que, además indica que la inclusión de un tablero para equipos registradores de fallas, se basa también en el hecho de que el Sistema de Control, Protección y Medición considera un solo tablero que alberge a los tres sistemas (siendo el sistema de protección principal y secundario) por lo que no sería posible la instalación de los equipos registradores de fallas en el mismo tablero de control, protección y medición, sino que se adicione un tablero de equipos registradores de falla, que cumpla con el requerimiento mínimo establecido por el COES en el Procedimiento Técnico del COES N° PR-40;

Que, adicionalmente, la recurrente presenta la Comunicación COES/D/DO-065-2013, del 30 de enero del 2013, en la que el COES informa a EDELNOR sobre la aplicación del Procedimiento Técnico del COES N° PR-40 sobre la instalación de Registradores de Fallas (Osciloperturbógrafos), así mismo solicita se le informe acerca del cronograma de la implementación de los referidos equipos en instalaciones existentes de EDELNOR. En tal sentido, resulta necesario que también se incluyan equipos en instalaciones existentes, por lo que estos equipos no solamente deben ser reconocidos en nuevas instalaciones en 220 kV sino también para instalaciones existentes, ya que es requerimiento del COES. Por ejemplo mediante la referida comunicación el COES solicita que se le informe acerca del cronograma de la implementación de los equipos registradores de fallas en las instalaciones existentes.


Que, respecto a lo solicitado por EDELNOR en este extremo, se debe señalar que a fin de dar cumplimiento a lo dispuesto en la Resolución Ministerial N° 237-2012-MEM/DM, publicada el 20 de mayo de 2012, se ha procedido a incluir los Registradores de Fallas (Osciloperturbógrafos), en los módulos respectivos correspondientes a la Resolución 010. Con respecto, a su consideración en instalaciones existentes, cabe señalar que de acuerdo al Artículo 139° del Reglamento de la Ley de concesiones Eléctricas, la valorización de las instalaciones se realiza por única vez o de forma definitiva, para los Sistemas Complementarios de Transmisión y los Sistemas Secundarios de Transmisión no remunerados exclusivamente por la demanda, en base a los módulos estándares vigentes al momento de inicio de la operación comercial de dichas instalaciones;

Que, en ese sentido los módulos aprobados mediante Resolución 010 serán aplicados en aquellas instalaciones cuya puesta en servicio sea posterior al 30 de enero de 2013;

Que, en consecuencia, este extremo del Recurso de Reconsideración presentado por EDELNOR debe ser declarado fundado en parte.


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2.5 RECONOCIMIENTO PARCIAL DE LOS MÓDULOS DE TRANSFORMADORES, ANTE LA IMPLEMENTACIÓN DE TRANSFORMADORES ROTADOS


Que, señala la recurrente que los factores propuestos de 0,103 y 0,081 a aplicarse al costo del módulo de transformadores en 220/60/10 kV y 60/22,9/10 kV respectivamente, se han obtenido a partir de los módulos estándar aprobados por OSINERGMIN, retirándose el costo del transformador de potencia;

Que, para tal efecto, añade EDELNOR se ha tomado como referencia los módulos de Transformadores en 220/60/10 kV para las capacidades de 180 MVA y 120 MVA: mientras que para los módulos de Transformadores 60/22,9/10 kV se ha considerado las capacidades de 40 MVA y 25 MVA por corresponder a las capacidades más representativas para la zona de Lima. A estos módulos se les ha retirado el costo de inversión de los transformadores de potencia y para los factores propuestos, estos se determinaron a partir de la relación entre el "Costo del Módulo aprobado por OSINERGMIN excluyendo al costo del Transformador de Potencia" y el "costo del Módulo aprobado por OSINERGMIN'”.


Que, al respecto, se debe aclarar que OSINERGMIN no desconoce la existencia de los costos de rotación de transformadores, y como se precisó en el proceso de aprobación del Plan de Inversiones 2013-2017, dichos costos no corresponden al Plan de Inversiones, sino que forman parte de las actividades de operación y mantenimiento;

Que, por otro lado se debe mencionar que los costos de operación y mantenimiento (COyM) se determinan con base a un porcentaje, conforme a lo dispuesto por el numeral VI1 del literal b) del Artículo del Reglamento de la LCE. En ese sentido, este porcentaje constituye una señal de eficiencia, la misma que conforme al numeral citado, se determina cada 6 años;

Que, de este modo, se tendrá en cuenta esta solicitud a fin de enfatizar los costos por la rotación de transformadores, como parte de las actividades propias de la operación de la transmisión, en la oportunidad en que corresponda revisar los porcentajes de COyM en cumplimiento del numeral VI), literal b), del Artículo 139° del Reglamento de la LCE, no correspondiendo, en consecuencia, su determinación en el presente proceso;

Que, en consecuencia, este extremo del Recurso de Reconsideración presentado por EDELNOR debe ser declarado improcedente.

1 El costo anual estándar de operación y mantenimiento será equivalente a un porcentaje del costo de

inversión, que será determinado y aprobado por OSINERGMIN cada seis (06) años.


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2.6 REVISIÓN DE LA BASE DE DATOS DE LOS MÓDULOS ESTÁNDARES 2013


a) Observación 1: Error en el Costo de Ingeniería de Detalle en los Módulos de subestaciones

Que, la recurrente solicita a OSINERGMIN corregir el cálculo de los costos de ingeniería de detalle de los módulos de subestaciones;

Que, señala EDELNOR que, OSINERGMIN ha obviado algunos componentes (conceptos) para la aplicación del porcentaje (4,37%) para la obtención del costo de la Ingeniería de Detalle. En algunos casos se ha obviado a los costos de Aranceles y Aduanas, Flete y Obras Civiles;

Que, por lo tanto, la ingeniería de detalle debe calcularse multiplicando el 4,37% por el Subtotal que incluye: suministros, aranceles y aduanas, flete, obras civiles y obras electromecánicas.

b) Observación 2: Error en el Costo de Ingeniería de Detalle, Pruebas y Puesta en Servicio e Integración en los Módulos de Telecomunicaciones.

Que, la recurrente solicita a OSINERGMIN corregir el cálculo de los costos de ingeniería de detalle, pruebas y puesta en servicio e integración de los Módulos de Telecomunicaciones;

Que, señala EDELNOR, que OSINERGMIN ha obviado algunos componentes (conceptos) para la aplicación del porcentaje para la obtención del costo de la Ingeniería de Detalle y para las Pruebas y Puesta en Servicio;

Que, por lo tanto, la ingeniería de detalle, pruebas y puesta en servicio e integración deben calcularse multiplicando sus porcentajes por el subtotal que incluye: suministros (fibra óptica y telefonía), aranceles y aduanas, flete y obras electromecánicas.

c) Observación 3: Error en el Costo de Gastos Generales y Utilidades en los Módulos de Telecomunicaciones.

Que, la recurrente solicita a OSINERGMIN corregir el cálculo de los costos de gastos generales y utilidades de los módulos de telecomunicaciones;

Que, señala EDELNOR que OSINERGMIN ha obviado algunos componentes (conceptos) para la aplicación del porcentaje para la obtención de los gastos generales y utilidades en los módulos de Telecomunicaciones;

Que, adiciona que, los gastos generales y utilidades de los módulos de Telecomunicaciones, deben aplicarse sobre el costo directo que debe incluir el costo de suministros, aranceles y aduanas, fletes, obras electromecánicas, ingeniería de detalle, pruebas y puesta en servicio e integración.

d) Observación 4: En los Módulos de Líneas de Transmisión no se han considerado los costos de accesorios para los aisladores poliméricos

Que, la recurrente solicita a OSINERGMIN añadir a los costos de aisladores poliméricos, los costos de sus accesorios en la valorización de las líneas de transmisión;

Que, señala EDELNOR que en los Módulos de Líneas con Postes de Acero/Concreto y de Líneas con Postes de Madera la partida indica “aisladores


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poliméricos de silicona más accesorios”; sin embargo, este costo sólo considera los costos de importación de los aisladores poliméricos. Añade la recurrente que es importante que se incluya estos costos a fin de dar cumplimiento al concepto de que se incluyen los costos que representan al rubro de accesorios.

e) Observación 5: Las Plantillas de Cálculo de las Pruebas y Puesta en Servicio: PSS_TP, PSS_TM, PPS_SA y PPS_RT no consideran el costo de herramientas manuales

Que, la recurrente solicita a OSINERGMIN realizar las correcciones en el cálculo de las Pruebas y Puesta en Servicio de transformadores de potencia trifásicos y monofásicos, de servicios auxiliares y de red de tierra profunda;

Que, añade que el pedido se sustenta en el hecho de que en la asignación de recursos se encuentra el ítem “herramientas manuales”; sin embargo, dicho costo no es considerado en la plantilla de análisis de costos unitarios, por lo que resulta importante que OSINERGMIN incluya estos costos a fin de que se cumpla con lo establecido en los referidos módulos.

f) Observación 6: Precios de Celdas Metal Ciad de los registros de Aduanas no incluyen el Relé y agregar un registro de precios a la Base de Datos.

Que, la recurrente solicita a OSINERGMIN adicionar los costos de los relés en el precio de las Celdas Metal Clad considerados en la Base de Datos MOO_INV_2013 y agregar un nuevo registro de aduanas de precio de celda de medición de 10 kV especificada en la Orden de Compra N° 7300019805 de EDELNOR extendida a SCHNElDER;

Que, señala EDELNOR que, en la Orden de Compra N° 7300019805, que adjunta en su recurso, se especifican los componentes de cada celda, concluyendo que no incluyen los relés correspondientes. Añade la recurrente que, resulta fundamental que OSINERGMIN adicione en los costos de los Módulos de las Celdas en MT al costo de los relés. Para tal efecto, adjunta copia de la Factura N° 428924 de SEL LATIN AMERICA. LLC, en la que se incluyen las adquisiciones de relés que EDELNOR ha realizado a dicha empresa;

Que, por otro lado, EDELNOR observa que falta incluir en la Base de Datos del MOD_INV 2013 un registro de Celdas Metal Clad de Medición de 10 kV;

g) Observación 7: Precio de RTU consignado en la Base de Datos MOD_INV:2013 no corresponde al equipamiento completo de RTU.

Que, la recurrente solicita considerar el equipamiento adecuado del RTU y por consiguiente modificar el precio del RTU en función a costos reales;

Que, señala EDELNOR que, de la revisión efectuada a la Base de Datos MOD_INV 2013, se tiene que OSINERGMIN ha considerado al equipo "MiniRTU IBOX 88", que tiene un costo de solo US$ 3 638,0. El MiniRTU IBOX 88 es un componente adicional al RTU existente, usado cuando se realizan ampliaciones. Para una nueva subestación se requiere la instalación completa del RTU;

Que, adjunta la recurrente la Factura N° 002-001161 del 23/0912011 emitida por Soluciones Informáticas y Control S.A. a EDELNOR en la que se indica que la adquisición corresponde a la Orden de Compra N° 7500041177 de EDELNOR. En la Orden de Compra N° 7500041177 se especifica que el equipo es 01 UNIDAD TERMINAL REMOTA PARA SET (UNI) adquirido a un precio final de


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US$ 45 873,50 según lo indica la Factura N° 002-001161 (que anexa a su recurso).


a) Observación 1: Error en el Costo de Ingeniería de Detalle en los Módulos de subestaciones.

Que, de la revisión de la información que sustenta la Actualización de la Base de Datos se ha verificado que los costos de ingeniería de detalle han sido calculados a partir de un porcentaje aplicado sobre el precio de suministros, correspondiendo su aplicación sobre el costo total de suministro que debe incluir flete y obras electromecánicas;

Que, se ha realizado la corrección en el cálculo de ingeniería de detalle en los módulos de celdas, módulos de transformadores de potencia, módulos de servicios auxiliares, módulos de red de tierra profunda y módulos de instalaciones eléctricas al exterior;


b) Observación 2: Error en el Costo de Ingeniería de Detalle, Pruebas y Puesta en Servicio e Integración en los Módulos de Telecomunicaciones

Que, de la revisión de la información que sustenta la Actualización de la Base de Datos se ha verificado que los costos de ingeniería de detalle, pruebas y puesta en servicio y costos de integración en los módulos de telecomunicaciones han sido calculados a partir de un porcentaje aplicado sobre el costo total de los componentes de telefonía, debiendo aplicarse sobre el costo total de los componentes de telefonía y de fibra óptica;

Que, se ha realizado la corrección en el cálculo de ingeniería de detalle, pruebas y puesta en servicio y costos de integración en los módulos de telecomunicaciones;


c) Observación 3: Error en el Costo de Gastos Generales y Utilidades en los Módulos de Telecomunicaciones.

Que, de la revisión de la información que sustenta la Actualización de la Base de Datos se ha verificado que en los módulos de telecomunicaciones, los Gastos Generales y Utilidades del Contratista han sido calculados a partir de porcentajes aplicados sobre costos directos que no incluyen pruebas y puesta en servicio, integración e ingeniería de detalle, debiendo incluirlos;

Que, se ha realizado la corrección en el cálculo de Gastos Generales y Utilidades del Contratista en los módulos de telecomunicaciones;


d) Observación 4: En los Módulos de Líneas de Transmisión no se han considerado los costos de accesorios para los aisladores poliméricos.


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Que, de la revisión de la información que sustenta la Actualización de la Base de Datos se ha verificado que los costos de las partidas “aisladores poliméricos más accesorios”, en los módulos de líneas de transmisión, sólo incluyen el costo de aislador polimérico. En ese sentido, se ha agregado los costos de los accesorios (grapas de suspensión y de anclaje) a la partida “aisladores poliméricos más accesorios”;


e) Observación 5: Las Plantillas de Cálculo de las Pruebas y Puesta en Servició: PSS_TP, PSS_TM, PPS_SA y PPS_RT no consideran el costo de herramientas manuales.

Que, de la revisión de la información que sustenta la Actualización de la Base de Datos se ha verificado que en la asignación de recursos a las partidas de pruebas y puesta en servicio se considera la partida herramientas manuales, pero por omisión involuntaria los mismos no aparecen en la plantilla de análisis de costos unitarios y, por ende, no han sido costeados;

Que, en ese sentido se ha procedido a agregar los costos de herramientas manuales en el cálculo de los costos de las partidas de pruebas y puestas en servicio;


f) Observación 6: Precios de Celdas Metal Ciad de los registros de Aduanas no incluyen el Relé y agregar un registro de precios a la Base de Datos.

Que, luego de la revisión de la información sustentatoria, se ha verificado que las celdas Metal Clad, adquiridas por EDELNOR, no incluyen los relés correspondientes; en ese sentido se ha procedido a adicionar, de acuerdo a la información proporcionada por EDELNOR, el costo de los relés a las celdas Metal Clad adquiridas por la recurrente;

Que, por otro lado, se ha verificado la omisión de un registro de Celdas Metal Clad de Medición de 10 kV; por esta razón se ha incluido dicho elemento en la actualización de la Base de Datos con costos 2012;


g) Observación 7: Precio de RTU consignado en la Base de Datos MOD_INV:2013 no corresponde al equipamiento completo de RTU.

Que, se ha verificado, que efectivamente la Base de Datos está considerando el costo de un miniRTU en lugar del RTU correspondiente. En ese sentido se ha procedido a corregir el costo del RTU; sin embargo cabe señalar que el costo considerado en la actualización de la Base de Datos no corresponde a la información proporcionada por EDELNOR debido a que dicha compra corresponde al año 2011. El costo empleado para el RTU corresponde a la compra efectuada por LUZ DEL SUR a la empresas TECSUR (Factura N° 021-0101138 del 02 de enero de 2012);



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De acuerdo a lo expuesto, corresponde declarar fundados los puntos previstos en los literales a), b), c), d), e) y f), y declarar fundado en parte el punto previsto en el literal g).

Que, asimismo corresponde modificar la Actualización de la Base de Datos de los Módulos Estándares de Inversión para Sistemas de Transmisión con Costos 2012 de acuerdo con el análisis efectuado del recurso de reconsideración de EDELNOR (contenido en el Informe Técnico N° 0120-2013-GART), debiendo dichas modificaciones efectuarse en Resolución complementaria;

Que, se han emitido los Informes N° 0120-2013-GART y Nº 119-2013-GART de la División de Generación y Transmisión Eléctrica y de la Asesoría Legal de la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria, respectivamente. Los mencionados informes 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, 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 la Ley N° 27444, Ley del Procedimiento Administrativo General.

SE RESUELVE: Artículo 1°.- Declarar fundados los puntos b y c contenidos en el numeral 2.1.1, los puntos a, b y c contenidos en el numeral 2.2.1 y los puntos a, b, c, d, e y f contenidos en el numeral 2.6.1 de la presente resolución, respecto del recurso de reconsideración interpuesto por la Empresa de Distribución Eléctrica de Lima Norte S.A.A. contra la Resolución OSINERGMIN Nº 010-2013-OS/CD, por las razones expuestas en los numerales 2.1.2 (literales b y c), 2.2.2 (literales a, b y c) y 2.6.2 (literales a, b, c, d, e y f) de la parte considerativa de la presente resolución. Artículo 2°.- Declarar fundados en parte el punto f contenido en el numeral 2.1.1, el punto d contenido en el numeral 2.2.1, el extremo contenido en el numeral 2.4.1 y el punto g contenido en el numeral 2.6.1 de la presente resolución, respecto del recurso de reconsideración interpuesto por la Empresa de Distribución Eléctrica de Lima Norte S.A.A. contra la Resolución OSINERGMIN Nº 010-2013-OS/CD, por las razones expuestas en los numerales 2.1.2 (literal f), 2.2.2 (literal d), 2.4.2 y 2.6.2 (literal g) de la parte considerativa de la presente resolución.

Artículo 3°.- Declarar infundados los puntos a, d y e contenidos en el numeral 2.1.1, los puntos e y f contenidos en el numeral 2.2.1, el extremo contenido en el numeral 2.3.1 de la presente resolución, respecto del recurso de reconsideración interpuesto por la Empresa de Distribución Eléctrica de Lima Norte S.A.A. contra la Resolución OSINERGMIN Nº 010-2013-OS/CD, por las razones expuestas en los numerales 2.1.2 (literales a, d, e), 2.2.2 (literales e, f), 2.3.2 de la parte considerativa de la presente resolución.

Artículo 4°.- Declarar improcedente el extremo contenido en el numeral 2.5.1 de la presente resolución, respecto del recurso de reconsideración interpuesto por la


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Empresa de Distribución Eléctrica de Lima Norte S.A.A. contra la Resolución OSINERGMIN Nº 010-2013-OS/CD, por las razones expuestas en el numeral 2.5.2 de la parte considerativa de la presente resolución. Artículo 5°.- Las modificaciones que motive la presente Resolución en la “Actualización de la Base de Datos de los Módulos Estándares de Inversión para Sistemas de Transmisión con Costos 2012” (MOD INV_2013) aprobada mediante Resolución OSINERGMIN N° 010-2013-OS/CD deberán consignarse en resolución complementaria. Artículo 6°.- Incorpórese los Informes N° 0120-2013-GART – Anexo 1 y N° 119-2013-GART – Anexo 2, como parte integrante de la presente resolución. Artículo 7°.- La presente resolución deberá ser publicada en el diario oficial El Peruano. Igualmente deberá ser consignada, junto con sus Anexos en la página Web de OSINERGMIN: www.osinergmin.gob.pe.

JESUS TAMAYO PACHECO Presidente del Consejo Directivo

resoluciÓn de consejo directivo - … no.043-2013-os...cuya determinación resulta necesaria para...

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