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84 NORMAS LEGALES Sábado 28 de junio de 2025 El Peruano / de pago a los generadores por el SST GD REP entre un proceso de revisión y otro constituye un resultado esperable y compatible con la lógica del método de bene fi cios económicos; Que, dicha variabilidad, independientemente de su magnitud, obedece a la actualización de resultados en función de nuevas solicitudes de revisión admitidas, presentadas conforme a las causales previstas en la Segunda Disposición Transitoria de la Resolución N° 217-2013-OS/CD (“Resolución 217”), que aprobó la Norma “Tarifas y Compensaciones para SST y SCT” (“Norma Tarifas”). En ese sentido, asumir que todo cambio en los montos asignados con fi gura un agravio o un error metodológico implica desconocer el propósito y el funcionamiento del esquema regulatorio establecido; Que, el argumento formulado por EGEPSA se sustenta en una interpretación incorrecta de los principios que rigen el método de bene fi cios económicos establecido en la Norma de Asignación. Dicho método no se basa en comparaciones directas de costos variables ni en criterios de e fi ciencia relativa entre unidades generadoras, como plantea la recurrente al contrastar los casos de las unidades TGMALA6-G y UTI6, sino en la identi fi cación del bene fi cio económico que una determinada infraestructura del SST GD REP otorga a cada unidad generadora bajo un escenario de despacho operativo esperado; Que, el bene fi cio económico referido se mide en términos relativos, es decir, en función de la mejora en la condición de operación de una central al considerar la existencia de un elemento de transmisión, respecto de un escenario en el que dicha infraestructura no está presente. En este contexto, comparar únicamente los costos variables de dos unidades, sin tomar en cuenta la estructura completa del sistema eléctrico, conduce a conclusiones metodológicamente erradas sobre la asignación de responsabilidades de pago; Que, el modelo aplicado no tiene por objetivo determinar cuál unidad es más e fi ciente, sino establecer cuál se ve relativamente más favorecida por la presencia de una infraestructura de transmisión, en términos del efecto que esta tiene sobre su despacho y los costos marginales, tanto en su barra de conexión como a nivel sistémico. Estos efectos, a su vez, están in fl uenciados directamente por la topología eléctrica de la zona en la que se conecta cada unidad. Por tanto, el bene fi cio asignado no depende exclusivamente de las características individuales de la unidad generadora, sino también de las condiciones estructurales del sistema eléctrico; Que, desde esa perspectiva, comparar las unidades TGMALA6-G y UTI6 sin considerar, entre otros factores, que la zona de conexión de la primera es signi fi cativamente menos enmallada que la de la segunda, representa un análisis incompleto. Una red menos enmallada puede restringir el fl ujo de potencia, modi fi car el despacho económico y generar condiciones distintas de costos marginales, lo que in fl uye directamente en el cálculo del bene fi cio económico esperado. Por tanto, incluso cuando dos unidades compartan características similares de tecnología y costos variables, los bene fi cios asignados y los montos de compensación no tienen por qué ser similares; Que, adicionalmente, el método de bene fi cios económicos no se fundamenta en el uso físico de una línea ni en el fl ujo real de energía a través de ella, sino en el impacto que dicha infraestructura tiene sobre el despacho proyectado del sistema y sobre los costos marginales en cada barra. Lo relevante no es cuánta energía fl uye físicamente por una línea, sino cuánto varía la operación del sistema -en bene fi cio de un agente- cuando esa línea está presente respecto de su ausencia; Que, en ese marco, resulta plenamente factible que una unidad como TGMALA6-G reciba compensaciones asociadas a líneas ubicadas en zonas geográ fi cas distantes, como las líneas de transmisión Tintaya-Callalli y Santuario-Callalli, si dichas infraestructuras permiten mejorar su acceso al mercado, aliviar restricciones o reducir congestiones que afectarían su despacho, etc. El modelo Perseo, en conjunto con el método de bene fi cios económicos, cuanti fi ca precisamente este tipo de impacto relativo -de carácter sistémico- bajo un escenario operativo estimado, y no sobre la base de fl ujos eléctricos reales;Que, en consecuencia, confundir este método con criterios de uso físico directo, como los empleados por el COES en el método de fuerza-distancia para el SCT, constituye un error metodológico. Si bien ambos enfoques están de fi nidos normativamente, responden a objetivos y casos distintos: el primero busca identi fi car mejoras relativas en el resultado económico de las unidades generadoras atribuibles a la existencia de determinada infraestructura; el segundo, representar el uso físico y las distancias recorridas por la energía en la red; Que, en ese sentido, el hecho de que la unidad TGMALA6-G reciba compensaciones por líneas situadas en una región diferente a la de su ubicación física no representa una incoherencia técnica, sino un resultado legítimo del modelo aplicado, diseñado para captar interacciones sistémicas y efectos indirectos que no se explican mediante la simple proximidad geográ fi ca; Que, los resultados obtenidos mediante la aplicación del modelo Perseo y el método de bene fi cios económicos resultan plenamente coherentes con los criterios técnicos establecidos en la normativa vigente; Que, de acuerdo con la práctica regulatoria, el valor de tolerancia de convergencia del modelo Perseo no constituye un parámetro normado de forma rígida ni está sujeto a una regla uniforme entre procesos. Se trata de un parámetro de control numérico, cuya con fi guración puede adecuarse a las condiciones técnicas, la escala del modelo y los objetivos especí fi cos de cada procedimiento regulatorio. La literatura técnica especializada coincide en que no existe un valor único “correcto” de tolerancia, y que su reducción no garantiza, por sí sola, una representación más precisa del sistema. Lo relevante es que los resultados obtenidos sean estables, técnicamente consistentes y coherentes con el comportamiento esperado del sistema eléctrico; Que, en este contexto, el valor de tolerancia de convergencia de 0,01 ha sido históricamente utilizado por Osinergmin en múltiples procesos regulatorios vinculados a la fi jación de peajes y compensaciones, así como en la asignación de responsabilidad de pago del SST GD REP. Por tanto, constituye un estándar técnico plenamente validado por la práctica regulatoria, tanto por el regulador como por los agentes del sector. Este valor solo ha sido ajustado de manera excepcional, como ocurrió en la revisión correspondiente al periodo mayo 2022 - abril 2025, donde se identi fi caron inconsistencias en los resultados del modelo que motivaron su reducción a 0,00001, medida que fue debidamente sustentada en la Resolución 095; Que, a partir de dicho antecedente, la interpretación planteada por EGEPSA incurre en un error metodológico, al asumir que la tolerancia reducida debe convertirse en el nuevo estándar para todos los procesos posteriores, y que su no aplicación exige una motivación expresa. Esta interpretación no se condice con lo resuelto por Osinergmin ni con el contenido del Informe N° 367-2023-GRT, citado por la recurrente; Que, en efecto, el citado informe respondió a un comentario formulado por Electroperú respecto a la no modi fi cación de la tolerancia en procesos como la Fijación Tarifaria 2023 (FITA 2023). En ese caso, la respuesta del regulador fue clara: no correspondía ajustar la tolerancia de convergencia en el otro proceso (FITA 2023) porque no se habían identi fi cado inconsistencias en los resultados del modelo. EGEPSA malinterpreta esta respuesta al sostener que Osinergmin no puede modi fi car la tolerancia en otros procesos regulatorios, como los correspondientes a los periodos mayo 2023 - abril 2025 y mayo 2024 - abril 2025. Sin embargo, la recurrente omite que, conforme a la lógica técnica aplicada por Osinergmin, se retoma en cada proceso el valor base de 0,01, el cual solo se ajusta si se identi fi can inconsistencias en los resultados del modelo, debidamente sustentadas; Que, en resumen, el ajuste realizado durante el proceso de revisión para el período 2022-2025 respondió a una situación especí fi ca y fue técnicamente fundamentado. En los procesos posteriores, como los regulados mediante las Resoluciones 050 y 047, se parte del valor base de 0,01 y, al no haberse identi fi cado inconsistencias en los resultados del modelo, se mantiene dicho valor, conforme a la práctica regulatoria históricamente aplicada. Esta práctica ha