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68 NORMAS LEGALES Sábado 5 de junio de 2021 / El Peruano Declaran fundado el segundo extremo del petitorio del recurso de reconsideración interpuesto por la Empresa Regional de Servicios Públicos de Electricidad de Oriente S.A. contra la Resolución Nº 070-2021-OS/CD RESOLUCIÓN DE CONSEJO DIRECTIVO ORGANISMO SUPERVISOR DE LA INVERSIÓN EN ENERGÍA Y MINERÍA OSINERGMIN Nº 109-2021-OS/CD Lima, 3 de junio de 2021CONSIDERANDO:1. ANTECEDENTESQue, según lo señalado en el artículo 44 del Decreto Ley Nº 25844, Ley de Concesiones Eléctricas (en adelante “LCE”), la regulación de las tarifas de transmisión es efectuada por el Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (en adelante “Osinergmin”), independientemente de si estas corresponden a ventas de electricidad para el servicio público o para aquellos suministros que se efectúen en condiciones de competencia, según lo establezca el Reglamento de la LCE; Que de acuerdo a lo anterior, en el artículo 139 del Reglamento de la LCE, aprobado con Decreto Supremo Nº 009-93-EM, se establecen los lineamientos para fi jar las Tarifas y Compensaciones de los Sistemas Secundarios de Transmisión (en adelante “SST”) y Sistemas Complementarios de Transmisión (en adelante “SCT”); especí fi camente en los numerales I) y II) de su literal i), se establece que las instalaciones de transmisión se agruparán en Áreas de Demanda a ser de fi nidas por Osinergmin y que se fi jará un peaje único por cada nivel de tensión en cada una de dichas Áreas de Demanda; Que, con fecha 15 de abril de 2021, Osinergmin publicó en el diario o fi cial El Peruano la Resolución Nº 070-2021-OS/CD (en adelante “Resolución 070”), mediante la cual se fi jaron los Peajes y Compensaciones de los Sistemas Secundarios de Transmisión (“SST”) y Sistemas Complementarios de Transmisión (“SCT”) para el período comprendido entre el 01 de mayo de 2021 y el 30 de abril de 2025; Que, con fecha 6 de mayo de 2021, la Empresa Regional de Servicios Públicos de Electricidad de Oriente S.A. (“ELOR”), dentro del término de ley, presentó recurso de reconsideración contra la Resolución 070, siendo materia del presente acto administrativo el análisis y decisión de dicho recurso impugnativo. 2. EL RECURSO DE RECONSIDERACIÓN Y ANÁLISIS DE OSINERGMIN Que, ELOR solicita:1. Modi fi car el factor de pérdidas medias del Área de Demanda 4 considerando las inyecciones de la Central Hidroeléctrica (C.H.) Gera; 2. Incluir las inyecciones de la Central Hidroeléctrica (C.H.) Shima, considerada en los fl ujos de potencia de la base de datos del DIGSILENT. 2.1 MODIFICAR EL FACTOR DE PÉRDIDAS MEDIAS DEL ÁREA DE DEMANDA 4 CONSIDERANDO LAS INYECCIONES DE LA C.H. GERA 2.1.1 Sustento del petitorioQue, re fi ere la recurrente, Osinergmin ha procedido a retirar las inyecciones de energía de la C.H. Gera en la pestaña “Pot_Coinc_SEIN” del archivo “F_500_FactPerd_AD04.xls” por las razones indicadas en el numeral 5.1 del anexo A del Informe Nº 221-2021-GRT; Que, ELOR indica que, una de las razones por las que no fueron tomados en cuenta dichas inyecciones en los fl ujos de potencia, fue motivada por los criterios de la determinación del SER del Área de Demanda 4, lo cual se consigna en el numeral 6.2.1 del Informe Nº 344-2020-GRT, donde se señala que, además de los criterios establecidos en la Norma “Tarifas y Compensaciones para Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios de Transmisión” (Norma Tarifas), para la de fi nición de las nuevas instalaciones que formarán parte de los SCT a ser pagados por la demanda, para el planeamiento de la expansión se toma en cuenta, entre otros, que las líneas de transmisión se dimensionan considerando los máximos valores de potencia que fl uyen a través de las mismas, bajo las peores condiciones desde el punto de vista de la demanda ; Que, argumenta ELOR, el planeamiento de la transmisión debe ser tal que la infraestructura por sí sola debe cubrir la demanda, para ello, el modelamiento debe estar dado desde el punto de vista de la demanda en sus peores condiciones, es decir con barras MT sin generación; Que, por otro lado, para calcular los Factores de Pérdidas Medias, se aplican los criterios establecidos en el capítulo cuarto de la Norma Tarifas, donde se establece que dichos factores se determinan para el periodo de vigencia de los peajes, para cada parte del sistema eléctrico equivalente de cada Área de Demanda; Que, ELOR cita a los numerales 19.5 y 21.3 del capítulo cuarto de la Norma Tarifas precisando el tratamiento de las inyecciones de las centrales de generación; Que, ELOR precisa que, en el caso especí fi co de la C.H. Gera, los registros de medición del año 2018 en la barra 10 kV de la SET Gera demuestran: i) que el régimen de inyección se mantiene durante todo el año y ii) que el aporte en potencia de dicha central supera los 5,48 MW consignados por Osinergmin, como se aprecia en los grá fi cos que registran la producción de dicha central en los días de máxima demanda del sistema eléctrico de Tarapoto, Moyobamba y Bellavista (7,860 MW) y el día de máxima demanda del SEIN (7,911 MW); Que, en consecuencia, ELOR solicita se modi fi quen los Factores de Pérdidas Medias del Área de Demanda 4, considerando en la base de datos del DIGSILENT y en los formatos “F-500” las inyecciones de la C.H. Gera, con un aporte real en la hora de máxima demanda coincidente con el sistema eléctrico y del SEIN del año 2018. 2.1.2 Análisis de OsinergminQue, en cuanto a lo a fi rmado en el numeral 6.2.1 del Informe Nº 344-2020-GRT, citado por ELOR, se precisa que en el planeamiento se consideran las peores condiciones desde el punto de vista de la demanda para el análisis de dimensionamiento de líneas de transmisión, sin embargo, ello no limita la consideración de las inyecciones de la C.H. Gera en las simulaciones del archivo de fl ujo de carga. Para el planeamiento realizado en el Plan de inversiones 2021-2025, como se indicó en el mencionado informe, se consideró para el dimensionamiento de líneas de transmisión las peores condiciones desde el punto de vista de la demanda, es decir, bajo la consideración de las condiciones de máxima carga, lo cual, no corresponde con la interpretación de ELOR que señala se deben considerar las barras MT sin generación; Que, por otro lado, respecto a lo señalado sobre la aplicación de la Norma Tarifas, cabe indicar que en el presente proceso regulatorio se está aplicando la metodología establecida en dicha norma, tal y como se viene aplicando en los todos los procesos de fi jación de los Factores de Pérdidas Medias. En el presente proceso regulatorio se debe considerar el archivo de fl ujo de carga (modelamiento) que sustenta la aprobación del Plan de Inversiones 2021-2025, sin efectuar actualizaciones a dicho modelamiento como resultado de nueva información que pudiera presentarse hasta la publicación de la fi jación de peajes y compensaciones correspondiente, tal como se establece en el numeral 5.11 de la Norma Tarifas, que detalla el desarrollo del Estudio de Tarifas y Compensaciones para los SST y SCT; Que, la Norma Tarifas contiene una sola metodología integral para la determinación de Tarifas y Compensaciones para los SST y SCT, la cual está