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126 NORMAS LEGALES Sábado 28 de junio de 2025 El Peruano / iv. Sobre la incorporación de generación renovable con baja viabilidad Que, diversos elementos técnicos, regulatorios y de mercado con fi rman que es razonable y viable esperar una incorporación signi fi cativa de generación RER no convencional en el SEIN durante el periodo 2025-2029. Por un lado, el Subcomité de Generadores del COES (SCG) proyectó, en el marco de la Fijación de Precios en Barra 2025-2026 (FITA 2025-2026), el ingreso de más de 3 490 MW de nueva capacidad entre 2025 y 2027, de los cuales una proporción sustancial corresponde a tecnologías renovables, incluso sin considerar centrales como la CH San Gabán III. Que, esta expectativa de crecimiento se ve reforzada por la reciente modi fi cación de la Ley N° 28832 mediante la Ley N° 32249, que eliminó restricciones contractuales previas al permitir la compra separada de energía y potencia en el mercado regulado, ampliando así las oportunidades comerciales para proyectos RER, particularmente solares y eólicos, al fl exibilizar los requerimientos de respaldo de Potencia Firme; Que, la experiencia reciente evidencia que varios proyectos RER no convencional han ingresado al sistema sin necesidad de licitaciones ni subastas RER, demostrando que existe una dinámica de mercado que permite su desarrollo autónomo. Este comportamiento se ve favorecido por la reducción sostenida en los costos de instalación, mejoras en e fi ciencia tecnológica y menores tiempos de ejecución, factores que, sumados a los altos niveles de irradiancia solar y viento en el Perú, consolidan condiciones propicias para una mayor penetración de generación renovable; Que, para la proyección de la oferta de generación, se han considerado los proyectos con alta posibilidad de ingreso en operación durante el periodo 2025-2029, así como la información contenida en la propuesta de la FITA 2025-2026 elaborada por el SCG. En el caso de proyectos con cronogramas retrasados, las fechas estimadas de entrada en operación han sido ajustadas considerando los atrasos identi fi cados, en base a la mejor información disponible al 10 de abril de 2025, proveniente de Osinergmin, el COES, el Ministerio de Energía y Minas (MINEM), los desarrolladores de proyectos, entre otros; Que, la base de datos de proyectos en supervisión de Osinergmin solo incluye aquellos que cuentan con Concesión De fi nitiva de Generación (CDG), por lo que no representa el universo completo de proyectos en curso. Existen iniciativas que se encuentran en etapa de obtención de CDG o tramitando estudios adicionales, y que ya cuentan con validaciones técnicas del COES, como los Estudios de Pre-Operatividad (EPO); Que, la valoración realizada por los recurrentes en sus informes que acompañan su recurso no constituye un análisis probabilístico en sentido estricto, toda vez que la probabilidad, desde un enfoque técnico, implica un cálculo numérico de la ocurrencia de un evento; sin embargo, en dichos informes se emplea un criterio cualitativo basado en observaciones subjetivas, expresado mediante una clasi fi cación tipo “semáforo”; Que, respecto a la supuesta incertidumbre en el ingreso de proyectos hidroeléctricos -en particular aquellos impulsados por empresas estatales y cuya ejecución dependería de la aprobación de FONAFE-, la CH Aricota 2 y la CH Tupuri, citadas como ejemplos de proyectos inciertos, han ingresado en operación comercial e incorporado al SEIN el 24 de enero y el 28 de febrero de 2025, respectivamente, lo cual evidencia que tales observaciones no se condicen con la realidad actual; Que, respecto al argumento de que los proyectos estatales requerirían necesariamente la aprobación de FONAFE, corresponde señalar que, según el informe que anexa TGP, existen proyectos como la CH Moquegua 1 y la CH Moquegua 3 que ya cuentan con fi nanciamiento, lo cual refuerza su viabilidad. Adicionalmente, en el informe que anexa CÁLIDDA se cali fi can como viables algunos de los proyectos hidroeléctricos que la propia recurrente había cuestionado en su recurso, lo cual evidencia una falta de consistencia en su argumento; Que, la información disponible y los hechos constatables contradicen la a fi rmación de que los proyectos hidroeléctricos incluidos por Osinergmin en el análisis carecerían de sustento o viabilidad, por lo que no existe base objetiva para excluirlos del periodo de evaluación; Que, la ausencia de una Concesión De fi nitiva de Generación (“CDG”) al momento del análisis no constituye un impedimento válido para considerar el ingreso de un proyecto de generación, siempre que cuente con estudios aprobados y se encuentre dentro de plazos administrativos razonables. La experiencia reciente en el SEIN demuestra que varios proyectos de generación no convencional han alcanzado su operación comercial en plazos relativamente breves. Por ejemplo, la Central Solar Matarani inició obras en agosto de 2023 y obtuvo su operación comercial (“OC”) en septiembre de 2024, tras haber recibido su CDG en 2023. De manera similar, la Central Eólica Punta Lomitas pasó de iniciar obras en septiembre de 2021 a entrar en operación en junio de 2023, mientras que la Central Eólica San Juan fue implementada entre abril de 2022 y abril de 2024. Estos casos evidencian que los plazos de desarrollo de proyectos renovables son compatibles con el horizonte de análisis 2025-2029, por lo que su inclusión resulta técnica y procedimentalmente justi fi cada; Que, se ha comprobado que diversos proyectos de generación RER no convencional, como la CS San Martín (252 MW), han sido ejecutados en plazos signi fi cativamente menores a los previstos, ingresando a operación comercial en poco más de un año desde el inicio de su construcción. Esta evidencia demuestra que, aun en el caso de centrales de gran magnitud, los plazos de implementación pueden ser acotados, especialmente cuando ya cuentan con estudios aprobados por el COES. En ese sentido, la ausencia temporal de la CDG no constituye un impedimento técnico su fi ciente para excluir estos proyectos del análisis del FRC, pues resulta plenamente factible su incorporación al sistema eléctrico durante el periodo 2025-2029; Que, el COES ha reconocido la existencia de una amplia cartera de proyectos de generación RER no convencionales (excluyendo hidroeléctricas RER), basados en Estudios de Pre-Operatividad (EPO) aprobados, en el potencial identi fi cado por zonas y en el conocimiento de proyectos con estudios preliminares, alcanzando un total estimado de 26 420 MW. Así lo señala en su Informe COES/DP-01-2025, en el cual también indica que, debido a que los costos de inversión en proyectos solares y eólicos son más competitivos, la tendencia actual es desarrollar este tipo de tecnologías, como se ha evidenciado en la realidad. Por tanto, el COES reconoce tanto la magnitud del portafolio de proyectos RER como su viabilidad de corto plazo, respaldando su consideración en los análisis de nueva oferta de generación para el periodo 2025-2029; Que, el COES, en su Informe COES/D/DO/SME- INF-023-2025 sobre el FRC presentado el 31 de enero de 2025, considera dentro de su análisis proyectos que cuentan con EPO aprobado, como es el caso de la CS Expansión Intipampa. Resulta revelador que las propias recurrentes acepten la inclusión de este proyecto, pese a que sus informes anexados a sus respectivos recursos lo cali fi can con bajo nivel de certidumbre. Esta inconsistencia demuestra que ni siquiera bajo sus propios criterios aplican un análisis uniforme; Que, el COES recurre a fuentes complementarias más allá de la mera veri fi cación formal de permisos para sustentar la inclusión de proyectos en su informe sobre el FRC. Por ejemplo, en el caso del proyecto CS Sunny, estima su ingreso en función de información recibida en el marco del Informe de Diagnóstico 2027-2036, evidenciando que también utiliza insumos provenientes de otros procesos. Asimismo, incluye proyectos como la CS San Martín para el año 2026, a pesar de que dicho proyecto, a fi nes del año 2024, presentaba un importante avance en su construcción, lo cual fue considerado por Osinergmin, siendo que dicha central alcanzó su operación comercial en junio de 2025. Esto demuestra que su inclusión no se basó exclusivamente en la existencia de una CDG, sino en un análisis más amplio y realista. En consecuencia, queda demostrado que el COES considera tanto proyectos con EPO aprobado como aquellos reportados en otros instrumentos de