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105 NORMAS LEGALES Jueves 17 de junio de 2021 El Peruano / “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 N° 070-2021- OS/CD (en adelante “Resolución 070”), mediante la cual se fi jaron los Peajes y Compensaciones de los SST y 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, Enel Generación Piura S.A. (“ENEL PIURA”), 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.- RECURSO DE RECONSIDERACIÓN Y ANÁLISIS DE OSINERGMIN Que, ENEL PIURA solicita se corrija el modelo en el extremo referido a la disponibilidad de la unidad de generación TG5 en modo Diesel de la Central Térmica de Reserva Fría de Generación Talara y la consideración de la menor disponibilidad de gas natural para sus centrales; y, se recalculen los valores fi jados para ENEL PIURA en el cuadro 10.4 del Anexo 10 de la Resolución 070, correspondiente a la Distribución de la Compensación Mensual asignadas a la Generación del SST - GD REP. 2.1 ARGUMENTO DEL RECURRENTE2.1.1 Inhabilitación de la TG5 de la C.T. Malacas en modo Diésel en el Modelo Que, señala la recurrente, la C.T. Malacas está compuesta por 3 unidades (TGN4, TG5 y TG6) con un total de 341 MW, con la salvedad que la unidad TG5 pertenece al régimen de Reserva Fría y por tanto es dual (diésel y gas natural); Que, luego de la revisión la unidad TG5 (con diésel 2), advierte que está inhabilitada en el archivo “gtt.grt” del Modelo Perseo 2.0, lo cual no corresponde debido a que el combustible principal de esta unidad es el diésel 2; Que, añade, el modo de operación de la C.T. Malacas está restringido por la disponibilidad de Gas Natural, por tal motivo, no pueden operar de forma simultánea las 3 unidades utilizando Gas Natural; la TG5 opera a GN cuando la unidad TGN4 se encuentra indisponible; Que, indica, la disponibilidad de gas natural para la operación de la C.T. Malacas es 0,0245 MMPCD, que es lo declarado por el COES, en reemplazo de 0,0264 MMPCD. 2.1.2 Efecto en el subsistema “Extremo Norte” para la determinación de la responsabilidad de pago por la LT Piura Oeste – Chiclayo Oeste (LNE-106) Que, señala la impugnante, con la con fi guración de la operación de la C.T. Malacas, en el caso sin el elemento LNE-106 se presentan congestiones ocasionando costos de racionamiento lo cual es incoherente teniendo disponible la unida TG5 a diésel; Que, ENEL PIURA considera que, inhabilitar a la unidad TG5 en modo Diésel representa un gran impacto en los pagos asignados por el criterio de los bene fi cios económicos de la línea LNE-106 a sus unidades, lo cual contraviene los conceptos de fl ujo de potencia en el que se comprueba que el total de la producción de las unidades de generación TGN4, TG5 y TG6 (sin operar en simultáneo) es únicamente consumida en las barras de Zorritos 220 kV, Talara 220 kV y Piura 220 kV, sin llegar a ser trasmitida, en ningún escenario, por las líneas “Piura Oeste – Chiclayo Oeste 220 kV” (LNE-106 y LNE-129), ya que la demanda de energía del subsistema Extremo Norte es mucho mayor que la energía que puede proporcionar las unidades de generación de ENEL PIURA; Que, sostiene, sin la LT “Piura Oeste – Chiclayo Oeste 220 kV” (LNE-106) se produce una congestión y las barras Zorritos 220 kV, Talara 220 kV y Piura 220 kV incrementan sus costos marginales conjuntamente con la producción total de las unidades de ENEL PIURA, teniendo un gran bene fi cio económico y por el contrario en el caso con la LT “Piura Oeste – Chiclayo Oeste 220 kV” (LNE-106) los costos marginales son menores en las barras mencionadas, así como la producción total de ENEL PIURA. En ese sentido, señala que la línea LNE-106 no le genera un bene fi cio sino un perjuicio, por tanto no corresponde que se le asigne a ENEL PIURA responsabilidad de pagos por la línea “Piura Oeste – Chiclayo Oeste 220 kV” (LNE-106); Que, señala, Osinergmin no solo debe realizar las simulaciones con el modelo, sino que también debe apoyarse en los criterios técnicos de la operación de los sistemas eléctricos de potencia para veri fi car la coherencia de los resultados del mismo. 2.1.3 De la formulación para el cálculo de bene fi cios económicos de las centrales RER Que, por otro lado, sostiene que en la Hoja “RER- CE” del archivo Excel “Plantilla_GD_REP” se muestra el cálculo de las Ventas Spot y el Costo correspondientes a las centrales RER. Añade que este cálculo representa la energía generada valorizada con el costo marginal mensual por bloques horarios; mientas que el Costo representa la energía mensual generada valorizada con el costo variable; Que, añade, en el cálculo de los bene fi cios económicos del caso “GENERACIÓN-CE” para las centrales Hidro y Térmicas, el modelo los reporta ya calculados mediante los archivos “ICH.csv” e “IGT.csv”; Que, realizando el ejercicio de las valorizaciones de las centrales hidroeléctricas y térmicas utilizando el método aplicado para las RER, resultan distintos a los resultados de los archivos “ICH.csv” e “IGT.csv”; Que, solicita revisar y corregir la forma de cálculo de los bene fi cios económicos mensuales de las centrales hidroeléctricas y térmicas, tal y como se efectúa el cálculo de los bene fi cios económicos mensuales de las centrales RER. 2.2 ANÁLISIS DE OSINERGMINQue, de la revisión del archivo gtt.grt que forma parte de los archivos de entrada del modelo se ha veri fi cado que las 3 unidades de la C.T. Malacas están disponibles con gas natural, limitadas a una disponibilidad de 0,0264 MMPCD; y a su vez la unidad TG5 con diésel está indisponible durante todo el periodo de análisis, lo cual contraviene a la operación real de dicha central; Que, por tanto, corresponde modelar la C.T. Malacas de acuerdo a lo informado por ENEL PIURA, esto es, que las unidades TGN4 y TG6 estén disponibles con GN y la TG5 disponible con diésel. Asimismo, en caso de mantenimiento de la TGN4 corresponde habilitar la TG5 con GN y solo en esos casos inhabilitar la TG5 con diésel. Además, corresponde modi fi car la disponibilidad de gas natural para la C.T. Malacas de 0,0264 a 0,0245 MMPCD; Que, respecto a la metodología para determinar los costos de producción, ventas en el spot e ingreso neto de las centrales RER, se ha veri fi cado que estos se determinaron utilizando los costos marginales actualizados a valor presente cuando corresponde utilizar el costo marginal por barra sin actualizar, de acuerdo a como se determina en los archivos “ICH.csv” e “IGT.csv”; Que, como consecuencia, corresponde modi fi car la metodología para determinar los costos de producción, ventas en el spot e ingreso neto de las centrales RER; con la fi nalidad de determinar la distribución de pago entre Generadores del monto asignada a la generación por el uso del SST GD-REP, el cual está consignado en el Cuadro 10.4 del Anexo 10 de la Resolución 070; Que, por lo tanto, este extremo del recurso de reconsideración debe ser declarado fundado. Que, fi nalmente, se han expedido los Informes Técnico N° 383-2021-GRT y Legal N° 384-2021-GRT de la División de Generación y Transmisión Eléctrica, y de Asesoría Legal de la Gerencia de Regulación de Tarifas, respectivamente, con los que se complementa la motivación que sustenta la decisión del Consejo Directivo de Osinergmin, cumpliendo de esta manera con el