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103 NORMAS LEGALES Sábado 28 de junio de 2025 El Peruano / incobrables, por lo que, tampoco se presentaría una afectación económica irrecuperable; Que, la otra alternativa de facturación podría haber recaído en el transmisor / distribuidor (titular de las redes), no obstante, según se señaló en el Informe Nº 217-2024-GRT (que integra a la Resolución Nº 052-2024-OS/CD), “no es la primera opción autorizada por el marco normativo vigente, la facturación directa del transmisor [distribuidor] al usuario libre”; ello a partir de lo dispuesto en el artículo 7 del Reglamento de Usuarios Libres, el cual, como regla general no los faculta, y en caso incumplan, no obstante que se considere un ingreso recibido, deberá sujetarse a las acciones de supervisión y/o fi scalización correspondiente. No existe distinción expresa sobre la aplicación de dicha disposición únicamente para cuando existen contratos; máxime si sólo se ha previsto dos excepciones, para contratos anteriores y los que se celebren a razón del artículo 27.2.c de la Ley Nº 28832; Que, en ese orden, no se trata del establecimiento de una disposición normativa en el artículo 4 de la Resolución 049 -ni tampoco lo es en el artículo 8 de la Resolución Nº 052-2024-OS/CD, independientemente que la misma no es materia del presente proceso-, sino a un criterio de naturaleza tarifaria adoptado en el marco de un procedimiento regulatorio de tarifas por el mandato normativo de considerar “lo que correspondió facturar”; un criterio motivado y/o condición de aplicación de las tarifas, no obstante su aplicación a una pluralidad de administrados indeterminados, no lo convierte en un acto reglamentario ni exigible del cumplimiento de sus requisitos asociados; Que, en cuanto a la alegación sobre la supuesta falta de previsibilidad en la actuación de Osinergmin, debe señalarse que la no incorporación de estos valores en liquidaciones anteriores al año 2023 no genera, por sí sola, una expectativa inmodi fi cable, en la medida que no existió pronunciamiento expreso de Osinergmin que descartara su inclusión ni una práctica administrativa consolidada en ese sentido, máxime cuando, la autoridad administrativa, conforme al segundo párrafo del artículo IV.1.15 del TUO de la LPAG está facultada legalmente para modi fi car sus criterios, siempre que lo sustente debidamente; Que, de otro lado, no resulta necesario modi fi car el procedimiento para establecer la incorporación de los RND a la liquidación, las reglas existentes son compatibles con lo dispuesto en el artículo 139 del RLCE, de considerar lo que “correspondió facturar” y Osinergmin en su aplicación regulatoria debe adoptar las acciones para que ésta cumpla su fi nalidad, como se ha hecho al considerar la asignación a los Generadores según el COES para los demás conceptos; Que, la decisión de Osinergmin sobre el generador asignado, no implica que los transmisores sean bene fi ciados toda vez que, estos agentes reciben lo autorizado regulatoriamente y no un pago adicional de parte de los generadores. Por su parte, los usuarios con RND deben asumir sus obligaciones a partir del cobro y recaudación de parte de los generadores, quienes tienen el derecho de recuperar y perseguir el cobro de los montos asumidos. A su vez, al resto de usuarios que ya saldaron su obligación no les corresponde asumir pagos adicionales a su responsabilidad, además de no contar con mecanismos para repetir un pago; Que, la normativa aplicable no prevé que se considere en la liquidación lo realmente pagado por las empresas o que deban excluirse los montos que deben ser pagados por empresas a ser liquidadas, disueltas o con deudas tributarias o en estado de incobrabilidad; Que, consecuentemente, respecto a la alegada afectación económica y tributaria, dichas situaciones deben ser abordadas mediante los mecanismos contractuales, judiciales o comerciales previstos, sin que ello habilite a Osinergmin a omitir la inclusión de montos que, conforme a las reglas vigentes, corresponden ser considerados como ingresos de los titulares de transmisión, no siendo materia del presente proceso regulatorio pronunciarse sobre aspectos tributarios propios de los cobros que deben realizar los generadores; Que, en conclusión, queda demostrado que Osinergmin se ha sujetado al principio de legalidad, al de verdad material, al de predictibilidad, al de razonabilidad, al de neutralidad, sometiéndose al derecho y sustentando sus decisiones; Que, por lo tanto, este extremo del petitorio deviene en infundado. 2.3 RECONOCER LA METODOLOGÍA DE ASIGNACIÓN DE RND EFECTIVAMENTE USADA POR COES EN SETIEMBRE Y NOVIEMBRE DE 2024 2.3.1 Sustento del petitorioQue, ATRIA menciona que, a partir del mes de setiembre de 2024, el COES modi fi có la metodología de asignación de RND, dejando de aplicar la fórmula cliente a cliente proporcional al factor de proporción, y pasando a un esquema de bolsa global, donde ATRIA, con un factor de participación de 10.71%, asumía directamente el 10.71% del total de energía retirada por todos los RND del sistema, sin importar la composición individual por cliente; Que, considera que las valorizaciones de setiembre y noviembre son fi rmes y de fi nitivas, y han servido de base efectiva para su facturación como generador participante; Que, observa que Osinergmin no ha considerado los RND con base en dicha asignación, generando en su opinión una inconsistencia entre lo efectivamente facturado y lo reconocido en la liquidación anual; Que, comenta que ha asumido económicamente los pagos derivados de los RND de setiembre y noviembre 2024, conforme a la valorización o fi cial del COES; Que, re fi ere que no reconocer dicha valorización en la liquidación anual distorsiona la cadena de pagos y podría dar lugar a un desbalance injusti fi cado en los ingresos del sistema de transmisión; Que, ATRIA solicita a Osinergmin: a) Reconozca en la liquidación anual de del año 2024 la valorización efectuada por el COES para los RND de setiembre y noviembre, conforme a la metodología vigente y fi rme al momento de la facturación; b) Si existiera discrepancia sobre la metodología, que se solicite un pronunciamiento técnico complementario al COES, a fi n de garantizar coherencia con lo efectivamente facturado en el MME. 2.3.2 Análisis de Osinergmin Que, es oportuno indicar, en el proceso de Liquidación Anual SST y SCT, para determinar los montos por concepto de Peaje del SST y SCT que los generadores deben asumir respecto de los usuarios libres que efectúan RND, se toma la información de la energía consumida por estos usuarios y los factores de proporción que publica el COES en las liquidaciones mensuales del MME, de acuerdo al numeral 9.3 del Reglamento del MME; por lo que otras consideraciones particulares que haya tenido el COES para los meses de setiembre y noviembre no han sido tomadas en cuenta en el proceso de liquidación anual; Que, acerca de las asignaciones efectuada por el COES en los meses de setiembre y noviembre de 2024, fueron aplicadas únicamente en dichos meses y luego no volvió a ser utilizada dicha metodología en los repartos de los otros meses; Que, acerca de la asignación de generadores de forma diferente en el presente proceso de Liquidación SST y SCT respecto de lo utilizado por el COES se debe mencionar que en el caso particular de los dos meses mencionados Osinergmin ha continuado utilizando el reparto calculado por el COES durante los demás meses del año 2024, ni en lo que va del 2025; Que, si bien la asignación cambió para los dos meses indicados por el COES bajo sus propios criterios, ello no implica distorsionar la cadena de pagos o generar un desbalance, dado que la energía utilizada en el proceso de Liquidación SST y SCT es independiente de las liquidaciones del MME que realiza el COES mensualmente; Que, Osinergmin no cambiará la metodología utilizada para la asignación de responsabilidad de los generadores sobre los RND para los peajes del SST y SCT, considerando la misma información utilizada en las