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30 NORMAS LEGALES Lunes 16 de enero de 2023 El Peruano / desistimiento, en tanto el expediente se encuentra en la segunda instancia, por lo que, le corresponde a la Sala se pronuncie sobre el mismo; Que, en consecuencia, la solicitud de desistimiento requiere del cumplimiento de condiciones normativas y el pronunciamiento jurisdiccional; por tanto, este extremo del petitorio, se encuentra pendiente de decisión judicial, tal cual ocurría al momento de emitir la resolución impugnada, por lo que, este extremo debe ser declarado improcedente, al amparo de lo previsto en el artículo 139.2 de la Constitución del Perú y el artículo 4 del TUO de la Ley Orgánica del Poder Judicial, por cuanto Osinergmin no cuenta competencia para evaluar y aceptar la incorporación al Plan de Inversiones planteada; Que, sin perjuicio de lo señalado, con respecto a los diversos argumentos planteados por COELVISAC en su recurso, es importante presentar algunas precisiones; Que, respecto a que no existe disposición legal alguna que establezca que los clientes libres deben costear instalaciones de transmisión para su suministro de energía eléctrica, se debe señalar que, el artículo 27.2.c de la Ley N° 28832, establece que las instalaciones que permiten transferir electricidad a los usuarios libres son consideradas instalaciones del SCT de libre negociación y no están sujetas a regulación de precios por el Regulador, a su vez la Norma Tarifas no ampara la aprobación de elementos para instalaciones exclusivas de clientes libres. El marco regulatorio otorga libertad y no interviene para tutelares intereses exclusivamente privados, pudiendo éstos, solventar sus necesidades. No existe obligación para el Regulador de aprobar instalaciones como parte de su función de planeamiento de la expansión de la transmisión que provengan de compromisos u obligaciones de las concesionarias; asimismo, el Ítem V) del literal e) del artículo 139 del RLCE señala que “A la demanda de una determinada área atendida de forma exclusiva por instalaciones del Sistema Complementario de Transmisión diferentes de aquellas a que se re fi eren el numeral IV) precedente y el literal c) del numeral 27.2 del Artículo 27 de la Ley Nº 28832, se le asignará el 100% del pago de dichas instalaciones”; Que, además, debe tenerse en cuenta también, lo señalado en el artículo 33 de la LCE, que señala que, los concesionarios de transmisión están obligados a permitir la utilización de sus sistemas por parte de terceros, quienes deberán asumir los costos de ampliación a realizarse en caso necesario, y las compensaciones por el uso, de acuerdo a lo dispuesto en el RLCE; Que, respecto a lo alegado sobre el artículo 34 de la LCE, se debe señalar que, Osinergmin no contradice lo indicado en dicho artículo, por lo que, en este caso, toda distribuidora, en función de sus compromisos legales y contractuales debe proporcionar el suministro de energía a los clientes en su zona de concesión, sin embargo, ello no implica que el Regulador en ejercicio de su función de planeamiento de la expansión de la transmisión, debe aprobar lo que la empresa le formule. Para ello, se rige en las normas y criterios expresos del Plan de Inversiones conforme se ha aplicado en este caso; Que, Osinergmin en sus pronunciamientos no ha negado la existencia de carga regulada, sino que, ésta puede ser atendida por las instalaciones existentes, y que los clientes libres (clientes > 5 MW) deberían conectarse en 60 kV debido a que los alimentadores en 22,9 kV en la mayoría de los casos estarían presentando caídas de tensión y necesitarían para solucionar ello, reguladores de tensión. Por ello, la justi fi cación de la SET Arándanos, se debe al incremento de los clientes libres en la zona; Que, en lo que respecta a solicitudes de factibilidad de fecha posterior a la emisión de la Resolución 203; en virtud del principio de verdad material contenido en el TUO de la LPAG, que obliga a la administración a emplear en la toma de decisiones toda la información que tenga disponible hasta el momento de la emisión del acto; pues la resolución, por seguridad jurídica, no podría utilizar como base información creada posteriormente; por lo tanto, las solicitudes que tengan fecha posterior a la emisión del acto administrativo, no resultan procedentes dentro del presente proceso regulatorio; Que, ese sentido, se veri fi ca que esta documentación no fue remitida en su solicitud inicial de Modi fi cación del PI 2021-2025, ni en su absolución de observaciones. En adición, se veri fi ca que siete (7) de estas solicitudes tienen fecha entre el 30 de noviembre y 12 de diciembre del año 2022, que corresponden a fechas posteriores a la fecha de emisión de la RESOLUCIÓN (25 de noviembre de 2022). Por lo que, en este caso, estas siete (07) nuevas solicitudes de factibilidad presentadas en su recurso, no se consideran como parte del análisis y evaluación de la proyección de demanda para el presente proceso de modi fi cación del PI 2021-2025; Que, por otro lado, respecto a la solicitud de factibilidad con fecha 18 de octubre de 2022 del cliente “R COORP E.I.R.L.”, de la revisión efectuada se observa que el cuadro de cargas presentado no corresponde con la solicitud de factibilidad del cliente en el cual se indica un ingreso de carga de hasta 2 055 kW, mientras que en el cuadro de cargas se totaliza una máxima demanda de 620 kW. En ese sentido, la solicitud presenta inconsistencia en relación con la magnitud de la carga solicitada, por consiguiente, no corresponde su inclusión en la proyección de demanda; Que, sobre lo indicado por COELVISAC que en el transcurso del año se viene registrando consumos de demanda regulada en el sistema eléctrico Tierras Nuevas y que esta demanda no estaría siendo incluida dentro del análisis debido a que solo se considera registros históricos del 2021; al respecto, es preciso indicar que para el presente proceso de modi fi catoria del PI 2021- 2025 corresponde considerar como año base el 2021, en ese sentido los registros históricos a utilizarse para la proyección de demanda deben corresponder al año 2021. Por lo anterior, la proyección de demanda efectuada por Osinergmin está conforme a lo establecido en la Norma Tarifas, la misma que contempla desarrollar en el estudio, para la solicitud de modi fi car el Plan de Inversiones, los mismos criterios y metodología establecidos en la defi nición del Plan de Inversiones; Que, dentro de los datos históricos que se utiliza para la proyección de demanda de Usuarios Regulados se encuentran considerados clientes de tipo residenciales, comerciales e industriales. Por lo que, en la proyección de demanda regulada mediante los modelos econométricos y tendenciales, ya se considera todos estos tipos de clientes; Que, respecto a la cargabilidad de la SET Tierras Nuevas, se debe señalar que, para el presente proceso de Modi fi cación del PI 2021-2025, el año base es el 2021 que corresponde al último año histórico a considerarse. Asimismo, para la proyección de demanda se considera el periodo proyectado comprendido entre los años 2022 y 2050. Por otro lado, la demanda proyectada por Osinergmin en el formato F-202 (26 MVA para el año 2022) corresponde al devanado de 22,9 kV. Por otro lado, en el cuadro presentado por COELVISAC y que según la recurrente fue reportado a Osinergmin con los registros de medición hasta octubre de 2022, en conformidad con el procedimiento N° 048-2018-OS/CD, se veri fi ca que la demanda en el devanado de 22,9 kV es de 21 MVA, menor valor al proyectado por Osinergmin para el año 2022; Que, para la validación de las nuevas demandas se ha tenido en cuenta la aplicación de factores de ingreso progresivo de las cargas, realizados en función de los criterios establecidos en el ítem B.3.3 del Anexo B “Metodología para la Proyección de la Demanda” del Informe Técnico N° 342-2020-GRT (Anexo B.3.3) y según la NORMA TARIFAS, cabe mencionar que estos criterios han sido aplicados de manera uniforme para todas las Áreas de Demanda; Que, la proyección de demanda efectuada por Osinergmin contempla los mismos criterios y metodología empleadas en el proceso del PI 2021-2025 vigente, y, por consiguiente, la evaluación de la cargabilidad de la SET Tierras Nuevas es conforme a lo establecido en la Norma Tarifas; Que, COELVISAC realiza una comparación errónea de la cargabilidad de la SET Tierra Nuevas, mientras que COELVISAC presenta los 40 MVA en la barra de 220 kV, Osinergmin presenta la cargabilidad del devanado de 22,9 kV; Que, la demanda de COELVISAC en el devanado de 22,9 kV es de 21 MW, mientras que la proyección de