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79 NORMAS LEGALES Sábado 28 de junio de 2025 El Peruano / Que, por lo tanto, este extremo del petitorio del recurso de reconsideración interpuesto contra la Resolución 049 debe ser declarado improcedente. 3.4 INCORPORAR EL VALOR DE INYECCIÓN DE POTENCIA DE LA CENTRAL TÉRMICA INDEPENDENCIA AL CÁLCULO DE LOS FPMD 3.4.1 Sustento del petitorio Que, re fi ere la recurrente que, la exclusión de la inyección de potencia de la central térmica Independencia (“C.T. Independencia”) en el modelamiento del sistema del área de demanda 8 para el cálculo de los FPMd, vulnera lo establecido en los artículos 19.5 y 21.3 de la Norma Tarifas, que exige incluir las inyecciones provenientes de centrales aguas abajo que operan de forma sostenida durante el año; Que, Electro Dunas sustenta que la C.T. Independencia cumple con el requisito, ya que se encuentra ubicada en la SET Independencia e inyecta directamente a la red de 60 kV del sistema de Pisco; la inyección promedio registrada durante el año 2022 fue de 8 MW, evidenciando una operación continua; y, en el día de máxima demanda del SEIN (6 de diciembre de 2022, 19:30 horas), la central alcanzó una potencia inyectada de 22,538 MW; Que, dichos datos, según la recurrente, están disponibles en los registros de generación del COES y respaldan técnicamente la incorporación de la central en el modelamiento; Que, Electro Dunas señala que Osinergmin ha interpretado que el modelamiento debe ceñirse exclusivamente al archivo de fl ujo de potencia aprobado en el plan de Inversiones 2025-2029. Sin embargo, argumenta que, esto es contrario a la Norma Tarifas, pues ésta no condiciona la inclusión de una central a su presencia en el plan de inversiones, sino a su régimen de operación técnico; Que, hace referencia al precedente de la Central Térmica Tallanca que fue incluida por Osinergmin en el modelamiento del área de demanda 1 para el mismo periodo 2025-2029, pese a no haber estado considerada inicialmente en el plan de inversiones. Sostiene que, en ese caso, el Regulador indicó expresamente que se trataba de una “omisión subsanable” al haberse acreditado su operación antes de la aprobación del plan. Electro Dunas sostiene que la situación de la C.T. Independencia es completamente análoga, por lo que corresponde el mismo tratamiento regulatorio; Que, según Electro Dunas, la exclusión de la central afecta la representatividad del modelo eléctrico y, en consecuencia, distorsiona los FPMd obtenidos, vulnerando el principio de veracidad técnica al basar el cálculo tarifario en una red que no representa fi elmente la realidad operativa; Que, por lo señalado, solicita se considere la inyección de la C.T. Independencia en el modelamiento empleado para calcular los FPMd del área de demanda 8, del periodo 2025-2029. 3.4.2 Análisis de OsinergminQue, la Norma Tarifas presenta una sola metodología integral aplicable para la determinación de los peajes y compensaciones de los SST y SCT; sin embargo, esta metodología se implementa en dos procesos regulatorios diferentes: i) aprobación del plan de inversiones, y ii) fi jación de peajes y compensaciones de los SST y SCT; Que, respecto al plan de inversiones, se precisa que en el planeamiento se consideran condiciones críticas desde el punto de vista de la demanda para efectos de dimensionamiento de líneas de transmisión; por tal motivo, en el plan de inversiones se consideró una inyección nula para la C.T. Independencia. No obstante, esta condición no limita analizar la posible consideración de las inyecciones de dicha central en el presente proceso regulatorio, al tratarse de procesos regulatorios distintos; Que, Electro Dunas menciona que la C.T. Independencia cumple las condiciones técnicas requeridas para ser considerada en el cálculo de los FPMd; en ese sentido, mani fi esta que los registros de medición del COES muestran una inyección promedio continua del orden de 8 MW para dicha central, lo que con fi rmaría, según indica, un régimen estable de operación. Asimismo, Electro Dunas sostiene que dicha central operó durante la máxima demanda del año de referencia registrada el 06 de diciembre de 2022 a las 19:30 horas; Que, se han revisado los registros de medición del sistema de reportes del COES, en los cuales no se aprecia que la C.T. Independencia haya tenido una inyección promedio continua del orden de 8 MW como lo a fi rma la recurrente, ya que en base a dicha información se aprecia que su inyección promedio ha sido notablemente superior a dicho valor; asimismo, se ha determinado que la C.T. Independencia ha operado todos los meses del año de referencia, con una producción que se mantiene la mayor parte del tiempo de manera sostenida considerando que es una central sujeta al despacho del COES; Que, para efectos del cálculo de los FPMd se determina que la C.T. Independencia opera con un régimen de producción que se mantiene en el año; en ese sentido, para el presente caso se empleará como inyección el valor de potencia inyectada por dicha central en el momento de la máxima demanda del año de referencia determinada por el COES el día 06 de diciembre de 2022, según los datos de medidores registrados por dicho Comité; Que, tratándose de procesos regulatorios diferentes, para el presente proceso de fi jación de peajes y compensaciones de los SST y SCT y caso concreto, en el cálculo del FPMd se considerará la inyección de la C.T. Independencia, al observarse que operó con un régimen de producción que se mantiene durante el año; Que, con relación a la central térmica Tallanca, la inclusión para la determinación de los FPMd fue debido a una omisión, tal como se indica en el Informe N° 097-2025-GRT, siendo que esta central operó con un régimen de producción que se mantiene durante el año de referencia; por otro lado, en el caso de la C.T. Independencia, esta central sí estuvo modelada, pero con inyección nula, por lo que con relación a la C.T. Tallanca no son casos similares; Que, por las razones expuestas, corresponde considerar la inyección de la C.T. Independencia en la determinación del factor de pérdidas medias del área de demanda 8. En consecuencia, se procede a actualizar el archivo de Flujo de Potencia “BD PI 25-29 SEIN- GRT - AD08” y el archivo de cálculo del FPMd “F_500_FactPerd_AD08_RR”; Que, por lo expuesto, este extremo del petitorio debe ser declarado fundado. 3.5 CAMBIAR LA FECHA DE PUESTA EN SERVICIO DE LOS PROYECTOS SET COPARA Y SEGUNDA TERNA DE LT 220 KV INDEPENDENCIA - EL ÁNGEL 3.5.1 Sustento del petitorioQue, Electro Dunas solicita a Osinergmin modi fi car la fecha de puesta en servicio asignada a los proyectos SET Copara y Segunda Terna de la Línea de Transmisión 220 kV Independencia - El Ángel al año 2026, para efectos del cálculo del FPMd; Que, agrega, dicha solicitud se sustenta en los argumentos expuestos en el recurso de reconsideración interpuesto contra la Resolución N° 112-2024-OS/CD, mediante la cual, se aprobó el Plan de Inversiones 2025- 2029, argumentos que, señala, fueron parcialmente desestimados por Osinergmin a través de la Resolución N° 144-2024-OS/CD. Ante esta decisión, Electro Dunas ha presentado una demanda contencioso-administrativa, actualmente en trámite, ante el Octavo Juzgado de la Corte Superior de Justicia de Lima (Expediente N° 15553-2024-0-1853-JR-CA-08); Que, respecto al proyecto de la SET Copara, Electro Dunas sostiene que, aun considerando un cronograma optimista, no es factible la puesta en servicio de la SET Copara para diciembre de 2025. La razón principal, indica que, el proceso de adquisición del transformador de potencia que incluye las etapas de fabricación, transporte, montaje y puesta en servicio, demanda un plazo mayor a 13 meses, constituyendo la ruta crítica del proyecto. A ello se suman otras actividades complementarias que también inciden en el cronograma general de ejecución;