Resolución de Consejo Directivo que resuelve el recurso de reconsideración interpuesto por Electro Oriente S.A. contra la Resolución N° 047-2025-OS/CD, mediante la cual se aprobaron los peajes y compensaciones de los SST y SCT del periodo mayo 2025 - abril 2029; y, contra la Resolución Nº 049-2025-OS/CD, mediante la cual se fijó el cargo unitario de liquidación de los SST y SCT, producto de la liquidación anual de ingresos, aplicable al periodo mayo 2025 - abril 2026

RESOLUCIÓN DE CONSEJO DIRECTIVO

ORGANISMO SUPERVISOR DE LA INVERSIÓN

EN ENERGÍA Y MINERÍA

OSINERGMIN N° 85-2025-OS/CD

Lima, 13 de junio del 2025

CONSIDERANDO:

1. ANTECEDENTES

Que, con fecha 15 de abril de 2025, se publicó en el diario oficial El Peruano, la Resolución N° 047-2025-OS/CD (“Resolución 047”), mediante la cual se aprobaron los peajes y compensaciones de los SST y SCT aplicables el periodo comprendido del 1 de mayo de 2025 al 30 de abril de 2029;

Que, con fecha 15 de abril de 2025, se publicó en el diario oficial El Peruano, la Resolución N° 049-2025-OS/CD (“Resolución 049”), mediante la cual se fijó el cargo unitario de liquidación de los SST y SCT para el periodo comprendido del 1 de mayo 2025 al 30 de abril de 2026, como consecuencia de la liquidación anual de los ingresos por el servicio de transmisión eléctrica de SST y SCT;

Que, con fecha 12 de mayo de 2025, Empresa Regional de Servicio Público de Electricidad del Oriente S.A. (“ELOR”), dentro del término de ley, interpuso recurso de reconsideración contra la Resolución 047 y la Resolución 049, siendo materia del presente acto administrativo el análisis y decisión de dichos recursos impugnativos.

2. ACUMULACIÓN DE LOS PROCEDIMIENTOS INICIADOS POR LOS RECURSOS

Que, el artículo 160 del Texto Único Ordenado de la Ley del Procedimiento Administrativo General, aprobado por Decreto Supremo N° 004-2019-JUS (“TUO de la LPAG”), establece que la autoridad responsable de la instrucción, por propia iniciativa o a instancia de los administrados, dispone mediante resolución irrecurrible, la acumulación de los procedimientos en trámite que guarden conexión;

Que, de la revisión de los recursos formulados por la recurrentes, y atendiendo a la naturaleza conexa de sus petitorios se verifica que éstos no confrontan intereses incompatibles, por el contrario comparten el mismo contenido, por lo que resulta procedente que el Consejo Directivo de Osinergmin, como órgano competente, disponga la acumulación de los procedimientos originados por la presentación de los citados recursos de reconsideración, a efectos de que sean tramitados y resueltos conjuntamente en decisión única, mediante resolución, independientemente que uno de ellos (recurso contra la Resolución 047), tenga un único petitorio adicional;

Que, la acumulación en cuestión cumple con el principio de eficiencia y efectividad, contenido en el artículo 10 del Reglamento General de Osinergmin, aprobado por Decreto Supremo N° 054-2001-PCM, por cuanto, procura la eficiencia en la asignación de recursos y el logro de los objetivos al menor costo.

3. RECURSO DE RECONSIDERACIÓN

Que, en su recurso de reconsideración interpuesto contra la Resolución 047 y la Resolución 049, ELOR solicita lo siguiente:

1. Incorporar el Costo Medio Anual (“CMA”) del proyecto “L.T 60 kV Pongo de Caynarachi - Yurimaguas” en los peajes y el cargo unitario de liquidación del área de demanda 4;

Que, adicionalmente, en su recurso de reconsideración interpuesto contra la Resolución 047, ELOR solicita lo siguiente:

2. Incorporar el valor de inyección de potencia de la Central Hidroeléctrica Gera al cálculo del factor de pérdidas medias.

3.1 INCORPORAR EL CMA DEL PROYECTO “L.T 60 KV PONGO DE CAYNARACHI - YURIMAGUAS” EN LOS PEAJES Y EL CARGO UNITARIO DE LIQUIDACIÓN DEL ÁREA DE DEMANDA 4

3.1.1 Sustento del petitorio

Que, refiere la recurrente que, una vez que obtuvo las actas de puesta en servicio (“APES”) del proyecto “L.T. 60 kV Pongo de Caynarachi - Yurimaguas y Transformador 60/33/10 kV de 15 MVA” en el presente proceso regulatorio solicitó la incorporación del CMA, teniendo en cuenta que está aprobado en el Plan de Inversiones 2013-2017 y ha entrado en operación el 2 de septiembre de 2024;

Que, con la documentación reglamentaria completa, ELOR solicita que el CMA del proyecto se considere en la fijación de peajes y en la liquidación de Ingresos del año 2025, conforme al artículo 24.8 de la norma “Tarifas y Compensaciones para Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios de Transmisión”, aprobada con Resolución N° 217-2013-OS/CD (“Norma Tarifas”). Sobre el particular, precisa que solo debe reconocerse la fracción del proyecto financiada por la empresa (22,5096%), dado que el resto fue cubierto por la Dirección General de Electrificación Rural (“DGER”), conforme al convenio suscrito con el Ministerio de Energía y Minas el cual adjunta.

3.1.2 Análisis de Osinergmin

Que, al haberse contado con las APES del referido proyecto, el mismo ha sido considerado en la Resolución 047 y en la Resolución 049, por lo que no corresponde reconocer nuevamente sus costos, habida cuenta de que ello generaría una duplicidad en el reconocimiento de las instalaciones;

Que, sin perjuicio de lo señalado, se precisa que la SET Yurimaguas constituye una subestación renovada que previamente no había sido remunerada como parte de un SST y/o SCT; por lo tanto, corresponde el reconocimiento de los componentes adicionales, como son las obras comunes, centro de control y telecomunicaciones, los cuales no estaban reconocidos en las resoluciones impugnadas;

Que, con relación al reconocimiento de la inversión del proyecto, se ha verificado que esta fue ejecutada en el marco de un convenio específico de transferencia de recursos, suscrito entre ELOR y la DGER, en virtud del cual se transfirieron recursos públicos para su financiamiento. Conforme a lo establecido en dicho convenio, que no contiene una cláusula de devolución del dinero transferido, se establece que el 77,4904 % de la inversión del proyecto fue financiado por la DGER, correspondiendo a Electro Oriente el 22,5096 % restante. Esta documentación fue presentada por la recurrente recién con su recurso de reconsideración, no obstante, en virtud del principio de verdad material debe ser considerada en la fijación de los peajes aplicables al área de demanda 4;

Que, las tarifas de transmisión remuneran los costos de inversión efectivamente asumidos por los titulares de instalaciones. No se encuentra justificación jurídica para validar una duplicidad en la retribución de una inversión que ya ha sido financiada con recursos públicos, los cuales, a su vez, provienen de los usuarios a través de otros mecanismos. En ese sentido, no corresponde trasladar a tarifa una contraprestación que no ha sido incurrida directamente por el titular, máxime cuando proviene de transferencias no sujetas a devolución como es el caso del convenio remitido;

Que, teniendo a la vista la documentación presentada, se concluye en que debe reconocerse como parte del CMA únicamente el porcentaje de la inversión efectivamente financiado por el titular, es decir, el 22,5096 % señalado en el recurso;

Que, en consecuencia, se declara fundado en parte este extremo del petitorio: fundado en lo referido al reconocimiento parcial de inversión financiada por ELOR, e infundado respecto a la solicitud de reconocer nuevamente el proyecto en los cálculos de los peajes y la liquidación anual.

3.2 INCORPORAR EL VALOR DE INYECCIÓN DE POTENCIA DE LA CENTRAL HIDROELÉCTRICA GERA, AL CÁLCULO DEL FACTOR DE PÉRDIDAS MEDIAS

3.2.1 Sustento del petitorio

Que, conforme indica ELOR, la central hidroeléctrica Gera no fue incluida en la hoja “Pot_Coinc_SEIN” del archivo para la determinación de los factores de pérdidas medias (FPMd) del área de demanda 4, pese a mantener un régimen operativo constante y aportar regularmente al sistema. Añade que en la Norma Tarifas se dispone que debe incluirse la generación aguas abajo con producción sostenida en el año, condición que la referida central cumple según registros de los años 2022, 2023 y 2024. Así, sostiene que durante el mes de septiembre de 2022 -mes utilizado de referencia debido a la indisponibilidad reportada en los meses siguientes- la central inyectó 7,57 MW en la hora de máxima demanda del SEIN de dicho mes, valor que debió considerarse en el modelamiento del flujo de potencia;

Que, a consideración de la recurrente, excluir a la central Gera solo porque no está en el archivo del Plan de Inversiones 2025-2029 no se sustenta en la Norma Tarifas, pues los FPMd se determinan de forma autónoma, pudiendo corregirse omisiones técnicas como ocurrió con la central térmica Tallanca en el área de demanda 1. Además, añade que en otras áreas de demanda se han considerado inyecciones de otras centrales de distribución no contempladas en el plan de inversiones, evidenciándose un tratamiento desigual;

Que, finalmente, ELOR argumenta que la exclusión de la central Gera distorsiona el cálculo de pérdidas, por lo que solicita que se incorpore la inyección coincidente de 7,57 MW de dicha central en el cálculo de los FPMd del área de demanda 4, a fin de corregir la omisión y asegurar un tratamiento técnico y regulatorio coherente,

3.2.2 Análisis de Osinergmin

Que, si bien la Norma Tarifas establece una metodología única para determinar tarifas y compensaciones de SST y SCT, esta se aplica en dos procesos regulatorios distintos: aprobación del plan de inversiones y la aprobación de peajes y compensaciones. En el plan de inversiones, por razones de planeamiento, se consideró una inyección nula de la central hidroeléctrica Gera, pero ello no impide su evaluación posterior en el presente proceso regulatorio, siempre que cumpla los criterios técnicos establecidos;

Que, sin embargo, tal como lo reconoce la recurrente, la central Gera estuvo fuera de operación durante varios meses del año de referencia, lo cual evidencia que no mantuvo un régimen de producción durante el año. Además, no se ha presentado sustento de que dicha indisponibilidad se haya debido a causas fortuitas. En ese sentido, y dado que el criterio para considerar una central en el cálculo de pérdidas es su operación sostenida durante el año, no corresponde incluir a la central Gera en los factores de pérdidas del área de demanda 4;

Que, finalmente, el caso de la central térmica Tallanca no es comparable al caso presente, ya que su inclusión obedeció a una omisión y tuvo un régimen de producción que se mantuvo durante el año;

Que, por lo expuesto, este extremo del petitorio debe ser declarado infundado.

Que, las modificaciones que motive la presente resolución en la fijación de peajes y compensaciones del periodo mayo 2025 - abril 2029, aprobados mediante Resolución 047, y en la fijación del cargo unitario de liquidación del periodo mayo 2025 - abril 2026, aprobado mediante Resolución 049, serán consignados en resolución complementaria;

Que, finalmente, se han expedido el Informe Técnico N° 370-2025-GRT y el Informe Legal N° 371-2025-GRT de la División de Generación y Transmisión y de Asesoría Legal de la Gerencia de Regulación de Tarifas, los mismos que complementan la motivación que sustenta la decisión del Consejo Directivo de Osinergmin, cumpliendo de esta manera con el requisito de validez de los actos administrativos a que se refiere el artículo 3, numeral 4, del Texto Único Ordenado de la Ley N° 27444, Ley del Procedimiento Administrativo General; y,

De conformidad con lo establecido en la Ley N° 27332, Ley Marco de los Organismos Reguladores de la Inversión Privada en los Servicios Públicos; en el Reglamento General de Osinergmin, aprobado por Decreto Supremo N° 054-2001-PCM; en el Reglamento de Organización y Funciones de Osinergmin, aprobado con Decreto Supremo N° 010-2016-PCM; en el Decreto Ley N° 25844, Ley de Concesiones Eléctricas y su Reglamento aprobado por Decreto Supremo N° 009-93-EM; en la Ley N° 28832, Ley para asegurar el desarrollo eficiente de la generación eléctrica; y en el Texto Único Ordenado de la Ley N° 27444, Ley del Procedimiento Administrativo General, aprobado por Decreto Supremo N° 004-2019-JUS; así como en sus normas modificatorias y complementarias;

Estando a lo acordado por el Consejo Directivo de Osinergmin en su Sesión N° 14-2025 de fecha 12 de junio de 2025.

SE RESUELVE:

Artículo 1.- Disponer la acumulación de los procedimientos administrativos iniciados como consecuencia de los recursos de reconsideración presentados por Electro Oriente S.A. contra las Resoluciones N° 047-2025-OS/CD y N° 049-2025-OS/CD.

Artículo 2.- Declarar fundado en parte el extremo 1 del petitorio de los recursos de reconsideración interpuestos por Electro Oriente S.A. contra las Resoluciones N° 047-2025-OS/CD y N° 049-2025-OS/CD, por las razones expuestas en el numeral 3.1.2 de la presente resolución.

Artículo 3.- Declarar infundado el extremo 2 del petitorio del recurso de reconsideración interpuesto por Electro Oriente S.A. contra la Resolución N° 047-2025-OS/CD, por las razones expuestas en el numeral 3.2.2 de la presente resolución.

Artículo 4.- Incorporar los Informes N° 370-2025-GRT y N° 371-2025-GRT, como parte integrante de la presente resolución.

Artículo 5.- Disponer que las modificaciones que motive la presente resolución en las Resoluciones N° 047-2025-OS/CD y Nª 049-2025-OS/CD, se consignen en resoluciones complementarias.

Artículo 6.- Disponer la publicación de la presente resolución en el diario oficial El Peruano y en el portal Web: https://www.gob.pe/osinergmin, y consignarla junto a los Informes N° 370-2025-GRT y N° 371-2025-GRT que la integran, en la página Web de Osinergmin: https://www.osinergmin.gob.pe/Resoluciones/Resoluciones-GRT-2025.aspx.

Omar Chambergo Rodríguez

Presidente del Consejo Directivo

2410051-1