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39 NORMAS LEGALES Jueves 2 de octubre de 2025 El Peruano / • Generadoras (6): ENGIE, ELECTROPERÚ, STATKRAFT, Empresa de Generación Eléctrica de Junín S.A.C. (“EGE JUNÍN”), Orygen Perú S.A.A. (“ORYGEN PERÚ”) e Infraestructuras y Energías del Perú S.A.C. (“IEP”). El análisis a dichas opiniones y sugerencias fue incluido en los Informes N° 222-2025-GRT y N° 224- 2025-GRT, los cuales sustentaron la Resolución N° 047-2025-OS/CD (“RESOLUCIÓN 047”), publicada el 15 de abril de 2025, mediante la cual se fi jaron los Peajes y Compensaciones de los SST y SCT, aplicables para el período comprendido entre el 01 de mayo de 2025 y el 30 de abril de 2029. Según el cronograma del proceso regulatorio, hasta el 12 de mayo de 2025 podía impugnarse la RESOLUCIÓN 047. Dentro del plazo, dieciocho (18) empresas interpusieron recursos de reconsideración: REP, ISA PERÚ, TRANSMANTARO, REDESUR, TESUR 3, ENGIE, ORYGEN PERÚ, ENEL GENERACIÓN PIURA, COELVISAC, ELECTRO ORIENTE, ELECTRO UCAYALI, ELECTRO DUNAS, ENOSA, ADINELSA, ELECTRONORTE, ELECTRO PUNO y STATKRAFT- Líneas Andinas Secundarias S.A.C. (“LINEAS ANDINAS”). Seguidamente, se convocó a una tercera Audiencia Pública la misma que se llevó a cabo el 26 de mayo de 2025, donde los recurrentes sustentaron sus recursos de reconsideración contra la RESOLUCIÓN 047. Hasta el 02 de junio de 2025, los interesados pudieron presentar sus opiniones sobre los recursos de reconsideración. Al respecto, las empresas IEP y STATKRAFT presentaron opiniones sobre el recurso de reconsideración de ENGIE, REP, ORYGEN PERÚ y ENEL GENERACIÓN PIURA. Posteriormente, el análisis de los recursos de reconsideración contra la RESOLUCIÓN 047, se realizó conforme a lo siguiente: • El 12 de junio de 2025, mediante las Resoluciones desde la N° 079-2025-OS/CD hasta la N° 087-2025-OS/CD, se resolvieron los recursos de reconsideración de las empresas: REDESUR, TESUR 3, ORYGEN PERÚ, ENOSA, ENGIE, ELECTRO UCAYALI, ELECTRO PUNO, ELECTRO ORIENTE, COELVISAC y ADINELSA. • El 23 de junio de 2025, mediante las Resoluciones desde la N° 111-2025-OS/CD hasta la N° 117-2025-OS/CD, se resolvieron los recursos de reconsideración de las empresas: ELECTRONORTE, ELECTRO DUNAS, STATKRAFT, LINEAS ANDINAS, ENEL GENERACIÓN PIURA, REP, ISA y TRANSMANTARO. Con fecha 28 de junio de 2025, mediante la Resolución N° 118-2025-OS/CD (“RESOLUCIÓN 118”), Osinergmin incorporó diversas modi fi caciones respecto a las disposiciones contenidas en la RESOLUCIÓN 047, como consecuencia del resultado del análisis de los recursos de reconsideración interpuestos contra esta última. Posteriormente, con fecha 09 de julio de 2025, ENOSA interpuso recurso de reconsideración contra la Resolución N° 118-2025-OS/CD, el cual fue declarado improcedente por los argumentos señalados en la Resolución N° 139-2025-OS/CD. Finalmente, durante el proceso regulatorio se desarrollaron Audiencias Privadas en el marco de la Ley N° 27838, a solicitud de las empresas interesadas. Así, el 28 de abril de 2025 se realizó una Audiencia Privada con ELECTRO DUNAS; el 29 de mayo del 2025 se realizó una Audiencia Privada con ELECTRONORTE; el 30 de mayo del 2025 se realizó una Audiencia Privada con TRANSMANTARO y; el 29 de mayo del 2025 se realizó otra Audiencia Privada con ELECTRO DUNAS; las cuales fueron desarrolladas de manera presencial en las instalaciones de Osinergmin. La información recabada en dichas audiencias fue suscrita mediante Actas, las cuales se encuentran publicadas en la página web de Osinergmin. Aspectos Metodológicos El valor de fi nitivo del Costo Medio Anual (CMA), peajes y fórmulas de actualización para las instalaciones de SST y SCT de cada Área de Demanda son determinados teniendo en cuenta la valorización de fi nitiva de la inversión y los costos de operación y mantenimiento. Dicha valorización se efectúa en el respectivo procedimiento de Liquidación Anual de Ingresos de los ingresos de los SST y SCT. Conforme a lo establecido en la normativa vigente, el CMA de los SST es fi jado por única vez, por lo que en el proceso regulatorio 2025-2029 solo se actualizó el CMA de los SST de cada empresa, según la fórmula de actualización establecida en el numeral 28.3 de la Norma Tarifas y Compensaciones para los Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios de Transmisión (NORMA TARIFAS), aprobada con Resolución N° 217-2013-OS/CD. Complementariamente, los CMA de las instalaciones de transmisión que forman parte de los SCT existentes a diciembre de 2024, son determinados en los correspondientes procesos de Liquidación Anual de Ingresos por el Servicio de SST y SCT. Seguidamente, el CMA de cada instalación dada de Alta, en el período comprendido entre el 24 de julio de 2006 y el 31 de diciembre de 2024, se actualiza al 31 de marzo de 2025, considerando en la fórmula de actualización: como índices iniciales (TC 0, IPM0, PC0, PAl0) los que corresponden al 31 de diciembre del año anterior al de la aprobación de la Base de Datos de Módulos Estándares de Inversión en Transmisión, vigente en la fecha de la puesta en servicio del Elemento y como coe fi cientes (a, b, c y d) los que re fl ejen la propia estructura de costos del mismo. En relación al Ingreso Tarifario (“IT”), según lo establecido en el Artículo 22 de la NORMA TARIFAS, el IT se calcula solamente para instalaciones de MAT o MAT/MAT de los SST o SCT asignados parcial o totalmente a la demanda, que se encuentren directamente conectados entre dos barras para las cuales se han fi jado precios en barra. Así, para cada Área de Demanda se determina el peaje por nivel de tensión, como el cociente del valor presente del fl ujo de las diferencias entre los valores anuales del CMA y del IT, entre el valor presente de las demandas mensuales para un horizonte de 4 años (demanda eléctrica validada en el Proceso de Aprobación del Plan de Inversiones para el período 2025 - 2029). Por su parte, las Compensaciones Mensuales (“CM”) para los sistemas SSTG y SSTGD resultan de aplicar al CMA actualizado, la fórmula de pagos uniformes para un período de 12 meses, según la expresión de fi nida en el numeral 27.3 de la NORMA TARIFAS. Los Factores de Pérdidas Medias de Potencia (“FPMdP”), para cada año, son determinados con base en los resultados de los fl ujos de potencia para las condiciones de demanda coincidente con la máxima demanda anual del SEIN, empleando la ecuación del numeral 20.3 de la NORMA TARIFAS. Asimismo, los Factores de Pérdidas Medias de Energía (“FPMdE”), para cada año, son determinados con base en los resultados de los fl ujos de potencia para las condiciones de máxima demanda anual de cada sistema eléctrico, según lo establecido en el numeral 21.2 de la NORMA TARIFAS. Resumen de ResultadosComo resultado de este proceso regulatorio, se ha obtenido lo siguiente: • Fijación de peajes para quince (15) Áreas de Demanda previamente establecidas por Osinergmin. • Fijación de peajes y compensaciones, para (38) TITULARES de transmisión: (16) distribuidoras; (8) generadoras; (11) transmisoras y (3) otras. • Regulación tarifaria para 5 414 km de líneas de transmisión y 15 043 MVA de capacidad de transformación, que conforman los SCT (incluidos los contratos SCT) e instalaciones de Ampliaciones. • Regulación tarifaria de 3 283 km de líneas de transmisión y 495 MVA de capacidad de transformación, que conforman los SST de uso exclusivo de la generación (“SSTG”). • Regulación tarifaria de 2 395 km de líneas de transmisión y 50 MVA de capacidad de transformación,