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58 NORMAS LEGALES Domingo 4 de junio de 2023 El Peruano / punto de referencia para las proyecciones de Reserva Total de RSF. 2.2.2 ANÁLISIS DE OSINERGMINQue, de acuerdo con lo establecido en su Informe COES/D/DO/SPR-IT-006-2022, la Reserva Total Requerida para la RSF se encuentra subdividida en 4 bloques representativos con valores diferenciados por avenida y estiaje; considerando una Reserva Secundaria a Subir (“RSS”) como una Reserva Secundaria a Bajar (“RSB”). Al respecto cabe indicar que, la diferenciación por estacionalidad, así como de la RSS y RSB, son restricciones utilizadas en la formulación del modelo de despacho económico para la programación de corto plazo; a diferencia del modelo PERSEO 2.0 que es un modelo de mediano plazo que contempla etapas mensuales a niveles de potencia promedio de las unidades de generación; Que, ahora, sobre el análisis de Osinergmin al comentario de Fenix, se precisó que la RSF que se ha considerado en los archivos del modelo PERSEO 2.0 es una potencia promedio mensual asignada a las unidades de generación durante el año 2022; de ese modo, considerar la información a marzo de 2023, como sugiere FENIX, no resulta coherente al no representar un año histórico completo, lo que produciría un sesgo hacia valores del periodo de avenida vigente. Por tanto, utilizar la última información histórica de un año completo, resulta objetiva para la asignación de la RSF durante el periodo de estudio de la Fijación de Tarifas en Barra; Que, por lo tanto, este extremo del petitorio debe ser declarado infundado. 2.3 CONSIDERAR LA PARTIDA DE COSTOS DE ADQUISIÓN DE TERRENOS Y SUBESTACIÓN ELÉCTRICA 2.3.1 ARGUMENTOS DE LA RECURRENTEQue, FENIX menciona que conforme lo dispuesto en los literales e) y f) del artículo 47 de la LCE y en el artículo 126 del RLCE, se deberá considerar, al menos, los costos de inversión y costos fi jos de operación y mantenimiento de la unidad de punta, resaltado especialmente su ubicación en el sistema que permita su conexión y disponibilidad de generación, así como los costos de instalación de la unidad de generación y su conexión al sistema; Que, al respecto señala que la determinación de los costos de inversión de la unidad de punta ha sido establecida en los numerales 7.1.6 y 7.2.3 del Procedimiento para la Determinación del Precio Básico de la Potencia, aprobado por Resolución N° 260-2004-OS/CD (“Procedimiento PBP”). Asimismo, hace referencia a la omisión de incluir dichos costos, el regulador señalo que estos se encontraban considerados en la partida de “obras civiles”; Que, la recurrente agrega que no es lógico que en la Resolución 056, el Regulador sin motivación alguna, contemple dentro de sus cálculos, alguna de las variables del componente de adquisición de terrenos, dado que se estaría creando sistemas eléctricos modelos o ideales donde se desconoce la realidad que los generadores incurren en costos para adquirir; Que, por su parte, FENIX detalla la forma de estimación del costo de terrenos para el uso industrial en la zona sur de Lima; asimismo consideró un valor de USD 182/m2 por valor de adquisición del terreno de área, además que se utilizó un área necesaria de 14 000 m2; en base a ello y utilizando el respectivo factor de ajuste, obtuvo el valor de 2 873 mil dólares; Que, menciona que desconocer dichos costos, vulnera los principios de verdad material y de orientación de costes; además, el Regulador, sin brindar sustento jurídico su fi ciente que justi fi que los motivos por los cuales traslada a los generadores la carga de asumir los costos del terreno, cuando este comprende un monto de inversión igualmente comparable con otros que sí son aceptados por el Regulador, máxime cuando sí se reconocen otros gastos como impuestos prediales, arbitrios y otros costos fi jos de la central; Que, fi nalmente, señala que se deben considerar los costos e fi cientes relacionados a las inversiones de las empresas del sector eléctrico, con el fi n de cumplir las obligaciones normativas, técnicas y de seguridad, de no hacerlo sería no solo contrario a la letra y espíritu de la Ley de Concesiones Eléctricas, sino también sería contrario al derecho de propiedad; Que, en consonancia con lo anterior FENIX solicita declarar nulidad parcial del extremo invocado y corregir el defecto que genera una injusta carga sobre las generadoras. 2.3.2 ANÁLISIS DE OSINERGMINQue, de acuerdo con el principio de legalidad contenido en numeral 1.1. del artículo IV del Título Preliminar de la LPAG, Osinergmin se encuentra obligado a aplicar el marco normativo vigente en ejercicio de sus facultades conferidas. En este sentido, Osinergmin determina el PBP en cumplimiento de las disposiciones normativas aplicables, como la LCE, el RLCE y el Procedimiento PBP; Que, los artículos 8 y 42 de la LCE, disponen que el Regulador debe establecer tarifas eléctricas en observancia del principio de e fi ciencia. El Regulador no está obligado, ni podría estarlo, a considerar los valores que las empresas reporten o propongan en sus estudios, incluso si éstos fueran el punto de partida de los procedimientos regulatorio. Osinergmin debe, sobre la base de un análisis de la información válida y disponible, verifi car que ésta resulte e fi ciente para la prestación del servicio eléctrico; Que, en el numeral 7.1.6 del Procedimiento PBP, detalla cuales son las partidas consideradas en el proceso de la determinación de los costos de las partidas de inversión de la unidad de punta, los cuales se determinan en base a costos e fi cientes de mercado; Que, en referencia al Informe OSINERG-GART/DGT N° 071-2004, cabe mencionar que el COES señaló que, en la relación de rubros asociados a la inversión de la Central Termoeléctrica, entre otros, no aparece el rubro relacionado a la adquisición de terreno para la central; al respecto, Osinergmin se pronunció, mencionando que las partidas de adquisición de terreno para la central y su subestación se hallan incluidos en el rubro de “obras civiles”; además, se precisa que los costos ahí reconocidos corresponden a costos de adecuación del terreno necesarios previo a las obras civiles para la construcción de la central térmica, no obstante, en ningún caso corresponde a los costos relacionados con la adquisición del terreno; Que, por otro lado, es necesario precisar que en la determinación PBP se ha considerado una remuneración asociada al terreno que está vinculada a temas diferentes a la adquisición del derecho de propiedad del área super fi cial; la cual, fundamentalmente comprende gestiones de adquisición del terreno y gestiones de adecuación (administrativa y técnica) durante la vida útil y al fi nal de la fase de cierre; además que, conforme lo establece el Procedimiento PBP, se ha procedido a actualizar los costos aprobados en la regulación del año 2022, mediante el respectivo factor de ajuste; Que, con relación a la regulación de los Sistemas de Trasmisión y Distribución, modelo distinto al de régimen remunerativo de la generación, debemos precisar que en el primer caso se trata de costos de las servidumbres, que no están asociados a la compra de terrenos, sino a pagos compensatorios al propietario, por perjuicios causados en el usufructo de estos terrenos en la fase de construcción y en la fase de operación y mantenimiento. En el caso de subestaciones de distribución, debemos precisar que la regulación referida a la distribución establece el reconocimiento de costos medios incurridos, por cuanto para las subestaciones de distribución se reconoce normativamente los costos de adquisición y adecuación del terreno según los sectores típicos establecidos; Que, el principio de verdad material no implica que deba reconocerse cualquier realidad de la empresa o algún costo que siendo “real” sea ine fi ciente de la misma, sino que involucra recurrir a la información o fuente disponible que resulte más idónea y a la constatación de hechos en lo pertinente; Que, conforme se ha sostenido y sustentado en diversos procesos regulatorios previos, el análisis de