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El Peruano Domingo 16 de junio de 2013 497270 año 2009; dicha celda, en realidad fue utilizada por la empresa EGASA, hasta la actualidad, motivo por el cual se suscribió la Décima Cláusula Adicional, con fecha 15 de junio de 2011, donde se señaló expresamente que: “2.2.2. Justifi cación La segunda etapa de la ampliación de la Subestación Independencia en 60 kV permitirá la conexión de las cargas de la empresa ELECTRODUNAS con el fin de alimentar las zonas de su Concesión de Distribución, debido a que la celda en 60 kV implementada como parte de la Ampliación Nº 5 fue destinada para la conexión de la central Térmica EGASA instalada en Independencia.” Que, mediante las Cláusulas Adicionales al Contrato REP, se defi nió que la celda de línea L-6608, ya no sería utilizada por la demanda, sino por la generación, situación que no cabe para instalaciones convencionales, sino que se da a consecuencia de que dichas instalaciones resultan de arreglos contractuales suscritos entre el Estado Peruano, representado por el Ministerio de Energía y Minas, y la empresa REP, lo cual es una situación “ad hoc”; por este motivo, la regulación de la mencionada instalación, debe ajustarse a las modifi caciones y precisiones contractuales establecidas, por lo que corresponde aceptar el petitorio formulado por REP, debiendo declararse fundado este extremo del mismo. 2.4 CORREGIR LAS ALÍCUOTAS DEL ÁREA DE DEMANDA 8 2.4.1 SUSTENTO DEL PETITORIO Que, REP solicita que OSINERGMIN corrija las Alícuotas del Área de Demanda 8; Que, en el Proceso Regulatorio para la Fijación de Tarifas y Compensaciones de los Sistemas Secundarios de Transmisión de las Empresas ISA, REP Y REDESUR, para el periodo 2007-2011, quedó establecido que la línea L-6629 Marcona - Mina no generaba Ingresos Adicionales a la RAG, por lo que debía considerarse dentro de la RAG. OSINERGMIN determinó además, que para dicha línea, le correspondía aplicar las tarifas vigentes, en ese momento para REP, para las instalaciones de demanda que estaban incluidas dentro de la RAG. Cabe precisar que el proceso regulatorio sólo incluyó a las empresas concesionarias de transmisión eléctrica que suscribieron contratos al amparo del Decreto Supremo Nº 059-96-PCM. Así mismo, de manera excepcional, sólo se incluyó la regulación de las instalaciones Adicionales a la RAG y las instalaciones de la Ampliación 1; las tarifas para el resto de instalaciones se mantuvieron iguales a las vigentes; Que, sin embargo, en el Proceso Regulatorio para la Fijación de Tarifas y Compensaciones de los Sistemas Secundarios y Complementarios de Transmisión para el periodo 2009-2013, OSINERMIN incluyó erróneamente dicha línea dentro de las instalaciones de REP del Área de Demanda 8 que le generan Ingresos Adicionales a la RAG, obteniendo alícuotas para dicha línea y sus celdas de conexión; Que, dado que dichas alícuotas infl uyen en las deducciones del CMA del Área de Demanda 8 ante la dada de baja de estos elementos, OSINERGMIN debe recalcular las alícuotas retirando los elementos señalados e incluyéndolos en las instalaciones del Área de Demanda 8 incluidas en la RAG. Esto sin modifi car el CMA de este conjunto de instalaciones. 2.4.2 ANÁLISIS DE OSINERGMIN Que, en efecto, en la regulación 2007-2011, la línea de transmisión Marcona – Mina (L-6629) estaba considerada dentro de la RAG; sin embargo, en la regulación 2009- 2013, dicha instalación fue considerada como RAG_Adic, siendo que en dicha oportunidad REP no objetó esta clasifi cación por lo cual la misma ha sido considerada en la presente regulación; Que, no obstante, para defi nir la situación de la línea indicada según el pedido de la recurrente, se procedió a revisar la relación de instalaciones que están defi nidas como RAG_Adic (cuadro 11.1.1 del Anexo 11 del Contrato de Concesión de REP), en donde se verifi ca que la línea Marcona – Mina (L-6629) forma parte de la RAG; por tal razón, en el presente proceso regulatorio se realizarán las correcciones que corresponda; Que, por lo anterior, el recurso de reconsideración de REP debe declararse fundado en este extremo. 2.5 FALTA MODIFICAR EL SEA DEL SISTEMA MANTARO - LIMA 2.5.1 SUSTENTO DEL PETITORIO Que, REP solicita la modifi cación del SEA del sistema Mantaro – Lima debido a la modifi cación de la línea L- 2221; Que, como sustento señala que la línea L-2221 que originalmente conectaba las subestaciones Huayucachi y Zapallal, ahora conecta la subestación Huayucachi con la subestación Carabayllo del Consorcio Transmantaro, por lo que la longitud de la línea se ha reducido de 244,11 km a 240,31 km (Anexo 10 del Recurso). Por ello, OSINERGMIN debe realizar un ajuste en el CMA de la línea L-2221 en función de la nueva longitud y retirar del CMA la celda de línea a Huayucachi en la subestación Zapallal. 2.5.2 ANÁLISIS DE OSINERGMIN Que, al respecto, es preciso señalar que, para los sistemas tipo SSTG y SSTGD, los SER´s están conformados por el Sistema Económicamente Adaptado (SEA), los mismos que fueron revisados en detalle en la regulación de SST y SCT 2009-2013, toda vez que según el numeral II) del literal d) del Artículo 139º del Reglamento de la LCE3, correspondía en aquella oportunidad establecer de forma defi nitiva los CMA correspondientes; Que, en ese sentido, dado que los CMA de este tipo de instalaciones se han establecido de forma defi nitiva en la regulación anterior, el SEA de las mismas también tiene carácter defi nitivo, ya que de modifi carse dicho SEA implicaría la modifi cación del CMA. Por lo expuesto, el SEA del Sistema Mantaro – Lima se mantiene conforme a lo establecido en la anterior regulación; Que, sin perjuicio de lo señalado, y en relación a lo señalado por REP en el sentido que debe retirarse del CMA la celda de la línea a Huayucachi en la subestación Zapallal, cabe precisar que el numeral I) del literal b) del mencionado Artículo 139º del RLCE, establece que “Cuando alguna de estas instalaciones sea retirada de operación defi nitiva, el Costo Medio Anual se reducirá en un monto proporcional al Costo Medio Anual de la referida instalación respecto del Costo Medio Anual del conjunto de instalaciones que pertenecen a un determinado titular de transmisión.”; Que, al respecto, a efectos de considerar que una instalación ha sido retirada defi nitivamente de operación, ésta debe ser dada de Baja. Al respecto, el Contrato REP en su numeral 6.2 establece con relación a las Bajas que: “Los Bienes de la Concesión que, sin contravenir las Leyes Aplicables ni afectar la calidad de prestación del Servicio, devengan en obsoletos y/o innecesarios para la prestación del Servicio, sea por el avance tecnológico, o por caso de modifi caciones en la topología de la red de la Concesión, podrán ser dados de baja en cualquiera de los dos siguientes casos: i) cuando los bienes sean sustituidos o reemplazados por otros de similar o mejor tecnología y/o mejores características o condiciones, en cuyo caso podrán ser dispuestos libremente por la Sociedad Concesionaria; o ii) cuando no siendo sustituidos o reemplazados sean devueltos al Concedente. En este último caso, los costos asociados a la devolución de los bienes serán íntegramente asumidos por la Sociedad Concesionaria. Para tal efecto, el Concedente coordinará con la Sociedad Concesionaria el lugar, fecha y hora en que deberá efectuarse la entrega de los mencionados bienes. Considerando lo indicado en los párrafos anteriores, los inventarios de los Bienes de la Concesión señalados en los Anexos Nº 2 y Nº 3 serán actualizados anualmente por la Sociedad Concesionaria, lo que se ejecutará mediante una comunicación escrita, con carácter de declaración jurada, que deberá entregar al Concedente y a OSINERG.”; 3 El Costo Medio Anual, de las instalaciones de transmisión, a que se refi ere el numeral II) del literal b) del presente Artículo, se establecerá de forma defi nitiva con base a los costos estándares de mercado vigentes a la fecha de su entrada en operación comercial. Este costo se actualizará en cada proceso regulatorio conjuntamente con la fi jación de Compensaciones y Peajes.