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48 NORMAS LEGALES Miércoles 18 de junio de 2025 El Peruano / cuales no estaban reconocidos en las resoluciones impugnadas; Que, con relación al reconocimiento de la inversión del proyecto, se ha veri fi cado que esta fue ejecutada en el marco de un convenio especí fi co de transferencia de recursos, suscrito entre ELOR y la DGER, en virtud del cual se trans fi rieron recursos públicos para su fi nanciamiento. Conforme a lo establecido en dicho convenio, que no contiene una cláusula de devolución del dinero transferido, se establece que el 77,4904 % de la inversión del proyecto fue fi nanciado por la DGER, correspondiendo a Electro Oriente el 22,5096 % restante. Esta documentación fue presentada por la recurrente recién con su recurso de reconsideración, no obstante, en virtud del principio de verdad material debe ser considerada en la fi jación de los peajes aplicables al área de demanda 4; Que, las tarifas de transmisión remuneran los costos de inversión efectivamente asumidos por los titulares de instalaciones. No se encuentra justi fi cación jurídica para validar una duplicidad en la retribución de una inversión que ya ha sido fi nanciada con recursos públicos, los cuales, a su vez, provienen de los usuarios a través de otros mecanismos. En ese sentido, no corresponde trasladar a tarifa una contraprestación que no ha sido incurrida directamente por el titular, máxime cuando proviene de transferencias no sujetas a devolución como es el caso del convenio remitido; Que, teniendo a la vista la documentación presentada, se concluye en que debe reconocerse como parte del CMA únicamente el porcentaje de la inversión efectivamente fi nanciado por el titular, es decir, el 22,5096 % señalado en el recurso; Que, en consecuencia, se declara fundado en parte este extremo del petitorio: fundado en lo referido al reconocimiento parcial de inversión fi nanciada por ELOR, e infundado respecto a la solicitud de reconocer nuevamente el proyecto en los cálculos de los peajes y la liquidación anual. 3.2 INCORPORAR EL VALOR DE INYECCIÓN DE POTENCIA DE LA CENTRAL HIDROELÉCTRICA GERA, AL CÁLCULO DEL FACTOR DE PÉRDIDAS MEDIAS 3.2.1 Sustento del petitorio Que, conforme indica ELOR, la central hidroeléctrica Gera no fue incluida en la hoja “Pot_Coinc_SEIN” del archivo para la determinación de los factores de pérdidas medias (FPMd) del área de demanda 4, pese a mantener un régimen operativo constante y aportar regularmente al sistema. Añade que en la Norma Tarifas se dispone que debe incluirse la generación aguas abajo con producción sostenida en el año, condición que la referida central cumple según registros de los años 2022, 2023 y 2024. Así, sostiene que durante el mes de septiembre de 2022 -mes utilizado de referencia debido a la indisponibilidad reportada en los meses siguientes- la central inyectó 7,57 MW en la hora de máxima demanda del SEIN de dicho mes, valor que debió considerarse en el modelamiento del fl ujo de potencia; Que, a consideración de la recurrente, excluir a la central Gera solo porque no está en el archivo del Plan de Inversiones 2025-2029 no se sustenta en la Norma Tarifas, pues los FPMd se determinan de forma autónoma, pudiendo corregirse omisiones técnicas como ocurrió con la central térmica Tallanca en el área de demanda 1. Además, añade que en otras áreas de demanda se han considerado inyecciones de otras centrales de distribución no contempladas en el plan de inversiones, evidenciándose un tratamiento desigual; Que, fi nalmente, ELOR argumenta que la exclusión de la central Gera distorsiona el cálculo de pérdidas, por lo que solicita que se incorpore la inyección coincidente de 7,57 MW de dicha central en el cálculo de los FPMd del área de demanda 4, a fi n de corregir la omisión y asegurar un tratamiento técnico y regulatorio coherente, 3.2.2 Análisis de OsinergminQue, si bien la Norma Tarifas establece una metodología única para determinar tarifas y compensaciones de SST y SCT, esta se aplica en dos procesos regulatorios distintos: aprobación del plan de inversiones y la aprobación de peajes y compensaciones. En el plan de inversiones, por razones de planeamiento, se consideró una inyección nula de la central hidroeléctrica Gera, pero ello no impide su evaluación posterior en el presente proceso regulatorio, siempre que cumpla los criterios técnicos establecidos; Que, sin embargo, tal como lo reconoce la recurrente, la central Gera estuvo fuera de operación durante varios meses del año de referencia, lo cual evidencia que no mantuvo un régimen de producción durante el año. Además, no se ha presentado sustento de que dicha indisponibilidad se haya debido a causas fortuitas. En ese sentido, y dado que el criterio para considerar una central en el cálculo de pérdidas es su operación sostenida durante el año, no corresponde incluir a la central Gera en los factores de pérdidas del área de demanda 4; Que, fi nalmente, el caso de la central térmica Tallanca no es comparable al caso presente, ya que su inclusión obedeció a una omisión y tuvo un régimen de producción que se mantuvo durante el año; Que, por lo expuesto, este extremo del petitorio debe ser declarado infundado. Que, las modi fi caciones que motive la presente resolución en la fi jación de peajes y compensaciones del periodo mayo 2025 - abril 2029, aprobados mediante Resolución 047, y en la fi jación del cargo unitario de liquidación del periodo mayo 2025 - abril 2026, aprobado mediante Resolución 049, serán consignados en resolución complementaria; Que, fi nalmente, se han expedido el Informe Técnico N° 370-2025-GRT y el Informe Legal N° 371-2025-GRT de la División de Generación y Transmisión y de Asesoría Legal de la Gerencia de Regulación de Tarifas, los mismos que complementan la motivación que sustenta la decisión del Consejo Directivo de Osinergmin, cumpliendo de esta manera con el requisito de validez de los actos administrativos a que se re fi ere el artículo 3, numeral 4, del Texto Único Ordenado de la Ley N° 27444, Ley del Procedimiento Administrativo General; y, De conformidad con lo establecido en la Ley N° 27332, Ley Marco de los Organismos Reguladores de la Inversión Privada en los Servicios Públicos; en el Reglamento General de Osinergmin, aprobado por Decreto Supremo N° 054-2001-PCM; en el Reglamento de Organización y Funciones de Osinergmin, aprobado con Decreto Supremo N° 010-2016-PCM; en el Decreto Ley N° 25844, Ley de Concesiones Eléctricas y su Reglamento aprobado por Decreto Supremo N° 009-93-EM; en la Ley N° 28832, Ley para asegurar el desarrollo e fi ciente de la generación eléctrica; y en el Texto Único Ordenado de la Ley N° 27444, Ley del Procedimiento Administrativo General, aprobado por Decreto Supremo N° 004-2019-JUS; así como en sus normas modi fi catorias y complementarias; Estando a lo acordado por el Consejo Directivo de Osinergmin en su Sesión N° 14-2025 de fecha 12 de junio de 2025. SE RESUELVE:Artículo 1.- Disponer la acumulación de los procedimientos administrativos iniciados como consecuencia de los recursos de reconsideración presentados por Electro Oriente S.A. contra las Resoluciones N° 047-2025-OS/CD y N° 049-2025-OS/CD. Artículo 2.- Declarar fundado en parte el extremo 1 del petitorio de los recursos de reconsideración interpuestos por Electro Oriente S.A. contra las Resoluciones N° 047-2025-OS/CD y N° 049-2025-OS/CD, por las razones expuestas en el numeral 3.1.2 de la presente resolución. Artículo 3.- Declarar infundado el extremo 2 del petitorio del recurso de reconsideración interpuesto por Electro Oriente S.A. contra la Resolución N° 047-2025-OS/CD, por las razones expuestas en el numeral 3.2.2 de la presente resolución. Artículo 4.- Incorporar los Informes N° 370-2025-GRT y N° 371-2025-GRT, como parte integrante de la presente resolución.