RESOLUCIÓN DE LA COMISIÓN DE TARIFAS DE ENERGÍA N° 029-2000 P/CTE
Lima, 1 de diciembre del año 2000
LA COMISIÓN DE TARIFAS DE ENERGIA: VISTOS:
El Recurso de Reconsideración recibido el 6 de noviembre del año 2000 interpuesto por el Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Centro – Norte (en adelante COES-SICN) contra la Resolución Nº 021-2000 P/CTE, publicada en el Diario Oficial El Peruano el 25 de octubre de 2000, que fijó las Tarifas en Barra y las fórmulas de actualización para suministros que se efectúen desde las subestaciones de generación - transporte a que se refiere el inciso c) del artículo 43° de la Ley de Concesiones Eléctricas, Decreto Ley Nº 25844 (en adelante LCE);
El Informe SEG/CTE Nº 037-2000 emitido por la División de Generación y Transmisión de la Secretaría Ejecutiva de la Comisión de Tarifas de Energía (en adelante, "CTE" o "Comisión"), el informe AL-DC-092-2000 emitido por la Asesoría Legal externa y el informe AL/CTE N° 030-2000 emitido por la Asesoría Legal Interna, con relación al recurso presentado;
De conformidad con lo establecido en el Decreto Ley N° 25844, LCE, su Reglamento aprobado por Decreto Supremo N° 009-93-EM y sus modificatorias; y
CONSIDERANDO:
A.- EL RECURSO DE RECONSIDERACION
El COES-SICN interpone Recurso de Reconsideración contra la Resolución Nº 021-2000 P/CTE, en el que solicita:
A.1.- Incorporación de Generación con el Gas Natural de Camisea a partir de Agosto del Año 2004.
-El COES-SICN señala que “hasta la fecha no se ha firmado el contrato para la explotación
del yacimiento, ni tampoco para el transporte y distribución del gas” y menciona además que
“es necesario que el Congreso apruebe una norma para ampliar a cuatro años el plazo
permitido para el internamiento temporal, libre del pago de impuestos, de los equipos requeridos para el desarrollo de la infraestructura”, así como “que es preciso se modifique la norma recientemente aprobada, para eliminar la estabilidad tributaria y jurídica a las empresas que tienen algún tipo de modificación societaria”; siendo estas sus razones para
concluir que no es posible determinar con certeza la fecha de entrada en operación del proyecto. Adjunta como Prueba Instrumental copia de un artículo periodístico (Anexo 1 de su Recurso de Reconsideración).
Asimismo, el COES-SICN considera que para los proyectos de generación debe aplicarse el mismo criterio aplicado por la CTE a la proyección de la demanda con arreglo al Art. 47 inciso a) de la Ley, es decir, con contratos y compromisos a firme.
Finalmente, menciona que, de acuerdo a criterios aplicados por el COES-SICN para la formulación del programa de obras, debe tenerse en cuenta la información alcanzada por las empresas responsables de los proyectos involucrados, información que en el presente caso no le ha sido alcanzada.
A.2. Precio de Carbón a ser Utilizado en la Central Térmica de Ilo2.
-El COES-SICN menciona que la CTE ha considerado que el precio del carbón a utilizar en la central térmica de Ilo2 es de 41,56 US$/Tonelada, con un precio FOB promedio de 25,66 US$/Tonelada. Asimismo, indica haber revisado los cálculos de la CTE tomando como referencia la metodología seguida por la Comisión Nacional de Energía de Chile (CNE) para la determinación del precio del carbón debido a que a su entender “presenta mucha similitud
con los lineamientos seguidos por la CTE”.
En su argumentación, el COES-SICN menciona que en la metodología empleada por la CNE “el rubro DESCARGA EN MUELLE presenta como valor mínimo 3,56 US$/Ton”, y señala que al considerar este valor más otros rubros y después de adicionar el Impuesto Selectivo al Consumo, se tendría un valor promedio de 6,97 US$/Ton que difiere del valor promedio de 5,07 US$/Ton obtenido por la CTE pese a incluir otros rubros adicionales.
Al final de su argumentación, el COES-SICN sostiene que el precio de carbón resultante debería ser como mínimo de 43,44 US$/Ton; acompaña como prueba instrumental un detalle del cálculo correspondiente (Anexo 2 de su Recurso de Reconsideración).
A.3.- No Inclusión del Impuesto Selectivo al Consumo dentro del Costo de los Combustibles (Diesel 2) Utilizados en las Centrales Termoeléctricas de Pacasmayo (unidad Man), Malacas (unidades TG 1, 2 y 3) y
Verdún.-En este extremo de su recurso, el COES-SICN señala que la Ley N° 27216, publicada el 10 de diciembre de 1999, establece que están exoneradas del Impuesto Selectivo al Consumo (ISC) “La importación o venta de petróleo diesel o residual a las empresas de generación y
a las empresas concesionarias de distribución de electricidad, hasta el 31 de diciembre del año 2003. En ambos casos, tanto las empresas de generación como las empresas concesionarias de distribución electricidad, deberán estar autorizadas por Decreto Supremo”.
En este sentido, sostiene que la exoneración del Impuesto Selectivo al Consumo (ISC) para las empresas de generación por la compra del petróleo no es automática sino que tiene como condición previa una autorización por decreto supremo, la cual no tienen las generadoras Cementos Norte Pacasmayo Energía S.A.A. y Empresa Eléctrica de Piura, propietarias de las centrales termoeléctricas de Pacasmayo, Malacas y Verdún respectivamente.
Asimismo, el COES-SICN menciona que en la Absolución de Observaciones de la CTE a su Estudio Tarifario para la Fijación de Noviembre 2000 se expresó “(i) que los precios de
combustibles Diesel 2 con ISC para dichas centrales son los precios que se están reconociendo en el despacho real del sistema; (ii) que la Empresa Eléctrica de Piura S.A. nos ha expresado que no se puede acoger a la exoneración del ISC, por tener operaciones de procesamiento de gas; y (iii) que la empresa CNP Energía S.A.A. viene solicitando sin éxito - desde abril del 2000- que se les autorice la exoneración”.
En este sentido, el COES-SICN solicita que la CTE considere que los precios consignados en su Estudio Tarifario, para las centrales en cuestión, sean los precios vigentes en setiembre del 2000. En el Anexo 3 de su Recurso de Reconsideración adjunta como prueba instrumental las facturas de venta respectivas así como un informe de su asesoría legal.
A.4.- No Inclusión del Impuesto Selectivo al Consumo dentro del Costo de los Combustibles a partir del Año
2004.-El COES-SICN solicita que el precio de los combustibles a utilizar para el cálculo de los precios en barra incluyan el Impuesto Selectivo al Consumo (ISC) a partir del año 2004. En este sentido, el COES-SICN señala que “El criterio básico de la Ley de Concesiones
eléctricas es que las tarifas deben ser fijadas sobre la base de proyecciones de la oferta, la demanda y los costos de generación, estimados para un período que comprende los cuarentiocho meses siguientes a cada fijación tarifaria (Art. 47 de la Ley)”. Agrega el
recurrente que “como las proyecciones a 48 meses deben traerse a valor actual a un mes
determinado, la Ley establece que todos los costos que se utilicen en los cálculos deberán ser expresados a precios vigentes en los meses de marzo o setiembre, según se trate de las fijaciones de precio de mayo o de noviembre, respectivamente (Art. 50 de la Ley). Dicho de otro modo, los costos deben proyectarse y luego actualizarse; vale decir expresar los precios proyectados a valor actual a un mes determinado”.
El COES-SICN sostiene que el artículo 124° del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas originalmente dispuso que los costos serán tomados de las proyecciones que publique una entidad especializada y, que en su modificatoria dispone que los costos de los combustibles serán determinados utilizando los precios y condiciones que se señalan en el artículo 50° de la Ley, y que se tomarán los precios del mercado interno con el límite de los precios publicados por una entidad especializada, lo cual no ha alterado el criterio básico de la ley, de proyección de costos a 48 meses.
Asimismo, el COES-SICN menciona que “Respecto de los costos proyectados de los
combustibles, que ordena la Ley, es obvio que deben considerarse los costos totales de compra de combustibles para los próximos 48 meses; vale decir el precio de compra más cualquier tributo a cargo de las empresas generadoras que resulte aplicable en el período de 48 meses, ya que ambos elementos –precio de compra y tributos- integran los costos de combustibles para las empresas generadoras”. Añade que este criterio está reconocido en el
Reglamento para la fijación de los precios básicos de la potencia (artículo 126° del Reglamento) y que no puede establecerse un criterio diferente para la energía.
Menciona que la CTE no ha tomado en cuenta el ISC como parte del costo proyectado de los combustibles que gravará el petróleo diesel 2 a partir del año 2004. Agrega que “Una cosa es
proyectar el costo de los combustibles para los próximos 48 meses, en base a precios proyectados y traídos a valor actual a setiembre del 2000, que es el criterio actual de la Ley y el Reglamento, y otra muy distinta es no efectuar proyección alguna, y sólo considerar a efecto del costo de combustibles el precio vigente al mes de setiembre del 2000, que es el criterio que sostiene la CTE”.
En conclusión, el COES-SICN solicita se revisen los criterios que determinaron la exclusión del ISC como un elemento que forma parte de la proyección de los costos de los combustibles a 48 meses, y se modifique en consecuencia la resolución impugnada.
El COES-SICN acompaña como prueba instrumental un informe de su asesoría legal (Anexo 4 de su Recurso de Reconsideración).
A.5.- El Precio Básico de
Potencia.-Al inicio de su argumentación, el COES-SICN menciona que “… la CTE ha planteado que a
partir de la interconexión de los sistemas SICN y SIS se utilizará un precio básico de potencia igual a 67,28 US$/ kW-año, determinado a partir de una unidad turbogas de 122,48 MW. Sin embargo no presenta el detalle necesario para el sustento de dicho cálculo”.
Asimismo, el COES-SICN considera que la determinación del precio básico de potencia “sólo
puede efectuarse de acuerdo: (i) al procedimiento básico establecido en el Art. 126 del Reglamento, habida cuenta de su modificación por D.S. N° 004-99-EM; (ii) al procedimiento de detalle que deberá definir la CTE según dicha norma y (iii) a un estudio detallado que deberá revisar el tamaño, ubicación y costo de la unidad de punta”.
El COES-SICN señala haber presentado a la CTE un estudio de acuerdo con los requerimientos establecidos, por lo cual solicita se revisen los siguientes temas:
A.5.1.- Tasa de Indisponibilidad
Fortuita.-En este punto, el COES-SICN solicita modificar la Tasa de Indisponibilidad Fortuita de la unidad de punta por las razones expuestas en su Recurso de Reconsideración contra la Resolución N° 019-2000 P/CTE.
A.5.2. Factor de Ubicación de la Unidad de Punta
El COES-SICN señala que la CTE ha considerado un Factor de Ubicación para Lima de 0,95 que permite ajustar la potencia de la unidad en condiciones ISO (diesel 2) para llevarla a las condiciones de sitio. Añade que, sin embargo, de acuerdo a sus cálculos dicho factor es de 0,93 para la unidad de punta Alstom GT11N2 determinada en su Estudio Tarifario y de 0,936 para la unidad Westinghouse W501D5A seleccionada por la CTE. Los cálculos se adjuntan en el Anexo 5 de su Recurso de Reconsideración y destaca que la revisión efectuada para ambas unidades se basa en catálogos de los fabricantes.
A.5.3. Costos de Conexión de la Unidad al Sistema
El COES-SICN menciona que ha observado “una importante diferencia en los costos
asociados a la conexión de las unidades a la red considerados por la CTE en su Informe SEG/CTE N° 031-2000, y aquellos presentados por el COES con su estudio”. Agrega que el
ítem más importante es el costo del transformador y que a base de este nuevo monto ha efectuado un ajuste a los costos de conexión. Adjunta en el Anexo 6 de su Recurso de Reconsideración la copia de una cotización para un transformador trifásico TOSHIBA de 100 MVA, de 220/60/10 kV por un monto de US$ 1 100 000, así como el detalle del ajuste de los costos de conexión.
A.5.4. Cálculo del Precio Básico de Potencia
Sobre la base de lo expuesto en los puntos anteriores, el COES-SICN ha efectuado el cálculo del Precio Básico de Potencia, considerando la unidad de punta propuesta por el COES-SICN
(Alstom GT11N2) y la unidad propuesta por la CTE (Westinghouse W501D5A), obteniendo los resultados de 79,17 y 77,61 US$/kW-año respectivamente. El detalle del cálculo lo presenta en el Anexo 7 de su Recurso de Reconsideración.
B.- ANALISIS DE LAS CUESTIONES EN DISCUSION
B.1.- Incorporación de Generación con el Gas Natural de Camisea a partir de Agosto del Año
2004.-Que, de acuerdo con los plazos establecidos por los términos de las licitaciones para la concesión de las actividades de producción, transporte y distribución de gas natural, la llegada a Lima del gas natural de Camisea se produciría dentro del horizonte de la regulación, estimándose como fecha probable agosto del año 2004;
Que, asimismo, es de conocimiento público que se ha firmado el Contrato de Suministro de Gas de Camisea suscrito entre Electroperú y el CECAM (Comité Especial del Proyecto Camisea), en el cual se tiene un compromiso a firme de consumo de gas natural de 70 MMpcd (millones de pies cúbicos diarios) una vez iniciada la operación comercial del ducto;
Que, de acuerdo a lo expresado, la posición del COES-SICN de excluir la generación con el gas de Camisea con el argumento de que aún no se han firmado los contratos para la explotación, transporte y distribución del gas natural, no constituye suficiente justificación para tal exclusión; especialmente, si se toma en cuenta los plazos para el contrato de suministro a que se hace mención en el párrafo anterior, y a que las licitaciones para las concesiones de producción, transporte y distribución ya se han otorgado quedando pendiente solamente la firma de los respectivos contratos, lo que como es de conocimiento público está próximo a efectuarse;
Que, en este sentido y en virtud de haberse adjudicado las concesiones para las diferentes etapas del gas natural de Camisea, el ingreso de una nueva planta de generación que utilice el gas natural de Camisea a partir del mes de agosto del año 2004 pertenece a los escenarios factibles, probables y razonables de realizarse; más aún si se tiene en cuenta que los ganadores de la licitación de transporte y distribución aseguran que el inicio de la operación comercial se puede realizar en 36 meses;
Que, con relación al tamaño de la central, es importante hacer mención a la carta de Electroperú (señalada en el segundo párrafo del presente extremo) en la que también se precisa lo siguiente: “Aún no se ha definido la central en la cual se utilizará el gas natural;
sin embargo, de acuerdo a las cantidades contratadas, la cantidad diaria máxima (CDM) de 2,832 MMmcd (100 MMpcd) alcanza para operar un conjunto eficiente de unidades térmicas (TG) por un total de 420 MW a 430 MW en ciclo abierto. Considerando la cantidad contratada diaria (70 MMpcd), el factor de carga anual del conjunto de unidades sería del 70%”.
Que, en consecuencia, al haber la Comisión asumido una central de 300 MW en ciclo simple abastecida con gas natural proveniente de Camisea, está aplicando un valor razonable tomando en consideración el compromiso de Electroperú y el tamaño de la unidad a capacidad máxima de suministro;
Que, por tanto, no se justifica alterar la consideración de la Comisión al incorporar en el plan de obras la generación de una central térmica de 300 MW en ciclo simple a base del gas de Camisea a partir de agosto del año 2004;
Que, en tales razones, el Recurso de Reconsideración del COES SICN en este extremo debe declararse infundado.
B.2.- Precio de Carbón a ser Utilizado en la Central Térmica de
Ilo2.-Que, para la determinación del precio máximo del carbón, la Comisión ha empleado una metodología basada en una importación eficiente del mismo tomando como fuente de información de precios FOB la publicación semanal “Coal Week International”. En el cálculo del precio total, adicional al precio FOB, se consideran otros rubros como son el flete marítimo, seguro, aranceles, Impuesto Selectivo al Consumo, gastos de aduana, descarga y transporte a silos, etc. Finalmente, se calcula un Precio de Paridad de Importación Equivalente (PPIEq) referido a un Poder Calorífico Inferior (PCI) estándar de 6 000 kcal/kg;
Que, con relación a las observaciones, resultado de la revisión efectuada por el COES-SICN de la metodología empleada por la CTE tomando como referencia la metodología seguida por la Comisión Nacional de Energía de Chile (CNE), se tiene lo siguiente:
1. En este extremo, el COES-SICN presenta, como sustento de su Recurso de Reconsideración, valores de rubros considerados por la CNE en la determinación del precio máximo del carbón para el Sistema Interconectado Central (SIC); sin embargo, dadas las características de la Central Térmica Ilo2 (similar a la Central Nueva Tocopilla de Chile) así como por su proximidad geográfica, el COES-SICN debió tomar como referencia comparativa el Informe Técnico de la CNE para el Sistema Interconectado del Norte Grande (SING), donde se tiene para el rubro “Descarga en Muelle”, según estudios CNE, un valor mínimo de 2,62 US$/Ton que es menor al valor mínimo considerado para el SIC de Chile (3,56 US$/Ton);
2. Asimismo, es importante precisar que el rubro “Descarga Muelle” en el Informe Técnico de la CNE para el SIC corresponde al ítem D “Costos de Descarga y Fletes Terrestres” del Anexo N° 1 - Precios de Combustible del referido informe, y que en consecuencia, este rubro incluye costo de flete terrestre (por ejemplo, 4,3 US$/Ton para la Central Laguna Verde, según estudios CNE), costo que en el caso de la Central Térmica Ilo2 es reemplazado por el costo de transporte a la central directamente del muelle hasta la cancha por medio de una faja transportadora y que comprende costos de personal, energía eléctrica y mantenimiento y que en conjunto representan un costo mucho menor al de un flete terrestre;
3. La metodología de la CTE ha considerado sólo los costos variables asociados al proceso de descarga debido a que el concepto de precio en barra se basa en un modelo de costos marginales que considera en el costo variable de operación de las centrales del sistema el empleo de los costos de combustible y los costos variables no combustibles, y en consecuencia los costos fijos de inversiones en el muelle incluyendo la inversión en las grúas no se considera en la conformación del costo total de este rubro;
Que, es importante señalar, además, que la empresa Enersur presentó en su carta N° GC 164-2000 con fecha 11 de setiembre 164-2000, la información para el cálculo del precio de paridad del
carbón que le fuera solicitada por la CTE. En este documento el rubro “Descarga de Carbón-Transporte a Silos-Compactación” representaba para Enersur utilizando su muelle un valor máximo total de 1,36 US$/Ton considerando costos fijos y costos variables en la conformación de este costo, valor que es mucho menor al valor mínimo referido por el COES-SICN en su recurso (3,56 US$/Ton);
Que, por lo tanto, el precio de carbón resultante de 43,44 US$/Ton señalado por el COES-SICN sobre la base de la información presentada en su Recurso de Reconsideración carece de sustento técnico tomando en cuenta los argumentos expuestos en los párrafos precedentes; Que, en tal razón, la solicitud del COES-SICN en este extremo debe declararse infundada.
B.3.- No Inclusión del Impuesto Selectivo al Consumo dentro del Costo de los Combustibles (Diesel 2) Utilizados en las Centrales Termoeléctricas de Pacasmayo (unidad Man), Malacas (unidades TG 1, 2 y 3) y
Verdún.-Que, la Ley N° 27216, publicada el 10 de diciembre de 1999, que modifica el Artículo 73° del Texto Unico Ordenado de la Ley del Impuesto General a las Ventas e Impuesto Selectivo al Consumo (ISC) aprobado por Decreto Supremo N° 055-99-EF, señala que se mantienen vigentes las inafectaciones, exoneraciones y demás beneficios del Impuesto Selectivo al Consumo a “La importación o venta de petróleo diesel o residual a las empresas de
generación y a las empresas concesionarias de distribución de electricidad, hasta el 31 de diciembre del año 2003. En ambos casos, tanto las empresas de generación como las empresas concesionarias de distribución de electricidad deberán estar autorizadas por Decreto Supremo”;
Que, el COES-SICN argumenta que, de acuerdo al texto de la Ley, la exoneración no es automática sino que tiene un requisito o condición previa que es una autorización por decreto supremo, autorización que no poseen las generadoras Cementos Norte Pacasmayo Energía S.A.A. y Empresa Eléctrica de Piura S.A., propietarias de las centrales termoeléctricas de Pacasmayo, Malacas y Verdún respectivamente;
Que, la empresa CNP Energía S.A.A. recién gestionó en abril 2000 se le autorice la exoneración respectiva. Por lo señalado, es improcedente considerar el impuesto selectivo al consumo como parte del costo del combustible al constituirse en un costo ineficiente originado por la demora en los trámites administrativos que debieron ser gestionados por la empresa de generación en su debida oportunidad. En este sentido, no es posible transferir al usuario final a través de la tarifa eléctrica, aquellos costos ineficientes que forman parte del precio de los combustibles y que pudieron ser evitados oportunamente;
Que, asimismo, el argumento del COES-SICN respecto a que no existe actualmente exoneración del ISC a la compra de combustible para la empresa CNP Energía S.A.A. y de que lo más probable es que no se dé a futuro, carece de sustento toda vez que las autoridades a las cuales se ha solicitado la exoneración, no se han pronunciado al respecto y más aún cuando las demás empresas generadoras que constituyen parte del COES-SICN no han tenido problemas de ningún tipo para lograr esta exoneración habiendo realizado las gestiones necesarias en su debido momento;
Que, del mismo modo, la expresión del COES-SICN de que los precios de combustibles Diesel 2 con ISC para las centrales cuestionadas son aquellos que se están reconociendo en el
despacho real del sistema, no representa un argumento válido debido a que la Ley de Concesiones Eléctricas y su Reglamento no señalan que se deba considerar en los costos de combustibles para el cálculo de la tarifa los costos reconocidos por el COES en el despacho real del sistema; es decir, en los costos de los combustibles en la tarifa no se reconocen necesariamente los costos empleados por el COES, como es el caso del gas natural y del carbón donde la CTE emplea precio referenciales al no existir precios de competencia, sino que se emplean costos eficientes a fin de no trasladar aquellos costos incurridos innecesariamente por las empresas generadoras y que no contribuyen a darle valor agregado al producto final;
Que, para el caso de la Empresa Eléctrica de Piura S.A. que según el COES-SICN no puede acogerse a la exoneración del ISC para el combustible Diesel 2 por tener operaciones de procesamiento de gas, no puede ser tomada en cuenta dicha afirmación por cuanto no se ha presentado prueba instrumental alguna, más aún si la propia empresa interesada no ha presentado recurso reconsiderativo alguno;
Que, en consecuencia, de acuerdo a los argumentos expuestos, se debe declarar infundado el presente extremo del recurso.
B.4.- No Inclusión del Impuesto Selectivo al Consumo dentro del Costo de los Combustibles a partir del Año
2004.-Que, conforme ha sucedido en anteriores regulaciones tarifarias, el argumento básico del COES-SICN en este punto consiste en sostener que la LCE prevé que “… las tarifas deben
ser fijadas sobre la base de las proyecciones de la oferta, la demanda y los costos de generación, estimados para un período que comprende los cuarentiocho meses siguientes a cada fijación tarifaria”, posición que resulta singular;
Que, el Artículo 47º de la LCE, en lo que se refiere al método para determinar los precios en barra especifica claramente que las variables a proyectar serán la demanda y el programa de obras de generación y transmisión (inciso a), en ningún lugar se refiere que también se debe proyectar el precio de los combustibles. Antes bien, el Artículo 50º de la misma ley señala que
“Todos los costos que se utilicen en los cálculos indicados en el Artículo 47 deberán ser expresados a precios vigentes en los meses de marzo o setiembre… ”, de donde no es
correcta la afirmación del COES-SICN en el sentido que la ley prevé una proyección de precios (ya sea por variaciones del mercado o por aplicación de impuestos) en el caso de los combustibles;
Que, los precios de los combustibles no deben ser proyectados porque si así fuera no sería correcto incluir fórmulas de reajuste en la regulación de las tarifas según manda la ley (Artículo 46º y Artículo 51º inciso j) de la LCE). Dichas fórmulas de reajuste toman en cuenta el impacto sobre las tarifas ocasionado por las variaciones que pudieran ocurrir en los precios de los combustibles, con respecto a la referencia utilizada al momento de determinar los precios en barra;
Que, conforme dispone el Art. 42º de la Ley de Concesiones Eléctricas, los precios regulados deben reflejar los costos marginales de suministro y estructurarse de modo que promuevan la eficiencia del sector;
Que, según lo dispuesto por el Decreto Legislativo Nº 821 y sus modificatorias, la utilización de combustibles para generación eléctrica se encuentra exonerada del ISC hasta el 31 de
diciembre del año 2003;
Que, para el cálculo de los precios en barra se utilizan los costos marginales de corto plazo previstos para un período de 48 meses, que abarca hasta el 31 de octubre del año 2004. Dichos costos marginales son utilizados para obtener un costo unitario equivalente estabilizado, al que se denomina precio básico de la energía para la barra de referencia;
Que, para el cálculo de los precios en barra correspondientes a la fijación tarifaria de abril del año 2000, la Comisión ha utilizado los precios vigentes en el mes de setiembre del año 2000, tal como lo dispone el Art. 50º de la LCE;
Que, el objetivo fundamental de la LCE, al establecer el precio en barra de la energía, es estabilizar dichos precios que, de otra manera, estarían sujetos a la alta variabilidad a que se ven sometidos los costos marginales de corto plazo de la energía;
Que, desde el punto de vista económico es posible demostrar que no sería correcto incorporar en la fijación de Precios en Barra actual, el Impuesto Selectivo al Consumo (ISC) aplicable a los combustibles a partir del 1° de enero del año 2004 porque esto daría lugar a un sobre ingreso de la renta de los generadores no previsto en la Ley por cuanto los mismos recibirían un ingreso superior al que hubieran logrado sin el mecanismo de estabilización introducido por el precio en barra y se produciría, en consecuencia, un pago adelantado del efecto del ISC por parte de los consumidores;
Que, tal proceder significa cobrar en el precio en barra a partir de noviembre del año 2000, un impuesto que por Ley se encuentra exonerado hasta el 31 de diciembre del año 2003, en beneficio exclusivo de las empresas generadoras y en perjuicio del usuario final y se contravendría el objetivo principal de tal exoneración;
Que, en tal razón, la solicitud del COES-SICN en este extremo debe declararse infundada.
B.5.- El Precio Básico de
Potencia.-Que, el precio básico de potencia para el Sistema Interconectado Nacional (SINAC) se determinó inicialmente mediante un estudio realizado por la CTE para la Fijación Tarifaria Mayo 2000. El resultado de los análisis efectuados estableció que la unidad más económica para abastecer la demanda de punta es una unidad W501D5A de 122,48 MW de potencia ISO ubicada en Lima (subestación San Juan 220 kV). El precio resultante en este caso fue de 66,64 US$/kW-año. El Margen de Reserva Firme Objetivo y la Tasa de Indisponibilidad Fortuita utilizados fueron 19% y 5% respectivamente (Quinta Disposición Transitoria del Decreto Supremo N° 004-99-EM publicado el 20 de marzo de 1999);
Que, en esa oportunidad se aclaró al COES-SICN que el Artículo 126° del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas detalla el procedimiento que permite determinar el precio básico de potencia, procedimiento que es aplicado por la Comisión al efectuar los análisis y estudios de detalle para la determinación de los diferentes parámetros que conforman este precio;
Que, asimismo, es importante señalar que los cálculos y procedimientos que efectúa la Comisión en cada regulación tarifaria son publicados regularmente de acuerdo con el mandato del Artículo 81° de la Ley de Concesiones Eléctricas;
Que, para la presente regulación tarifaria, el COES-SICN propuso una alternativa similar para la unidad de punta (unidad Alstom GT11N2 de 103,99 MW de potencia efectiva en Lima) pero con un precio básico de 77,46 US$/kW-año. Para este fin utilizó un Margen de reserva Firme Objetivo de 17,4% y una Tasa de Indisponibilidad Fortuita de 5%;
Que, a la vista de dicha propuesta, la Comisión efectuó lo siguiente:
1. Se revisaron los costos utilizados por la CTE para el turbogenerador W501D5A de 122,48 MW de potencia ISO, tomando como base el precio FOB de la publicación “Gas Turbine World, 1999-2000 Handbook”, los cuales muestran un incremento del orden de 8,9% respecto a los precios utilizados para la fijación de precios en barra de mayo 2000. Asimismo, se verificaron los costos de instalación y conexión así como los metrados de las instalaciones requeridas y los costos de mercado de los componentes y equipos, corrigiéndose el costo fijo de operación y mantenimiento sobre la base de cálculos recientes. Los costos de mano de obra y montaje corresponden a los costos más recientes del mercado local;
2. Se ajustó la potencia efectiva de sitio en función de información técnica de performance suministrada por la firma Siemens Westinghouse, lo que resultó, para el SINAC, en una unidad de 113,04 MW de potencia efectiva ubicada en Lima;
3. Finalmente, el Precio Básico de Potencia resultante fue de 67,28 US$/kW-año, considerando la Tasa de Indisponibilidad Fortuita de la unidad igual a 2,35% y el Margen de Reserva Firme Objetivo del sistema igual a 19,5% determinados por la CTE para el SINAC, periodo 2000-2004, mediante Resolución N° 019-2000 P/CTE;
Que, asimismo, con respecto a los temas puntuales observados por el COES-SICN en su Recurso de Reconsideración, se tiene lo siguiente:
B.5.1.- Tasa de Indisponibilidad
Fortuita.-Que, la CTE, después de analizar el Recurso de Reconsideración presentado por el COES-SICN contra la Resolución N° 019-2000 P/CTE en cuanto al valor de la Tasa de Indisponibilidad Fortuita de la unidad de punta, declaró infundado el mismo por los fundamentos expuestos en la parte considerativa de la Resolución N° 028-2000 P/CTE; Que, en consecuencia, la Tasa de Indisponibilidad Fortuita de la unidad se mantiene igual a 2,35%, valor determinado por la CTE para el cálculo del Precio Básico de Potencia.
B.5.2.- Factor de Ubicación de la Unidad de
Punta.-Que, es importante precisar que la revisión del factor de ubicación de la unidad de punta no debe centrarse exclusivamente en los factores de ajuste de potencia proporcionados por los fabricantes, sino que debe considerar también el valor inicial de la capacidad a ser ajustada. En concordancia a lo señalado, la capacidad de una turbina a gas se define en función del régimen de operación al que va a ser sometido:
− La Capacidad en Carga Base o “Base Load Capacity” que corresponde a la capacidad para un régimen de operación anual de 6000 horas o más (también llamada capacidad en forma continua);
− La Capacidad en Carga Pico o “Peak Rating Capacity” que es la capacidad de la turbina a gas para operar a un régimen anual de hasta 2000 horas. Esta capacidad es mayor que la Capacidad en Carga Base entre el 5% y 10%, dependiendo del fabricante;
Que, de acuerdo a los análisis de la unidad de punta, el régimen de operación esperado para la turbina a gas es de 1000 horas anuales; en este sentido, la especificación de capacidad que correspondería emplear para la definición efectiva de la unidad de punta es la Capacidad en Carga Pico y no la Capacidad en Carga Base dada por el fabricante;
Que, la capacidad de una turbina a gas varía también con el tipo de combustible a ser utilizado como insumo de la unidad. La diferencia existente al operar con estos combustibles puede llegar hasta el 3% dependiendo del fabricante; sin embargo, algunos fabricantes especifican capacidades similares para la turbina a gas tanto al operar con gas natural como con diesel 2; Que, el COES-SICN presenta en su reconsideración una revisión del factor de ubicación de la unidad Westinghouse W501D5A, cuyo valor 0,936 se ha determinado como consecuencia de aplicar factores de corrección por altitud (0,980) y por temperatura (0,955), para lo cual adjunta las curvas de corrección respectivas. Sin embargo, en el informe del precio básico de potencia presentado en su estudio técnico–económico para la fijación tarifaria noviembre 2000, el COES-SICN presentó factores diferentes. La discusión sobre esta diferencia se trata en el párrafo siguiente;
Que, la diferencia entre estos factores se debe a que en la revisión presentada en su recurso, el COES-SICN asume las condiciones de potencia efectiva que figuran en su Procedimiento N° 33 “Determinación de la Potencia Efectiva y Rendimiento de las Centrales Termoeléctricas” y que corresponden a una temperatura de 22,36°C y 200 m. de altitud. Sin embargo, es preciso señalar que las condiciones establecidas en el Procedimiento N° 33 del COES-SICN, que es un “Procedimiento Interno”, son válidas para las unidades que operan de acuerdo a lo establecido en este procedimiento, y que en el caso de la unidad de punta las condiciones de ajuste o “derating” se definen de acuerdo a la ubicación física de la unidad. En este sentido, si consideramos los factores de corrección de acuerdo a la ubicación física de la unidad que fueron dados por el COES-SICN en su informe para la fijación tarifaria noviembre 2000, se tienen las siguientes correcciones: por temperatura a 22,5°C (0,950), por altura a 50 m. (0,9947) y por humedad relativa a 85% (1,0008) lo que resulta en un Factor de Ubicación aproximado de 0,95;
Que, asimismo, es necesario mencionar que, de acuerdo con la información proporcionada por el fabricante, la Comisión ha considerado en la determinación del precio básico de potencia una unidad de potencia Westinghouse modelo W501D5A con capacidad de 118,99 kW a condiciones ISO operando en carga base con petróleo destilado diesel 2. A esta Capacidad en Carga Base se le han aplicado los factores de corrección correspondientes obteniéndose un Factor de Ubicación de 0,95 que de acuerdo a lo señalado en el párrafo anterior es similar al factor resultante utilizando los factores de corrección presentados por el COES-SICN en su estudio técnico-económico.
B.5.3.- Costos de Conexión de la Unidad al
Sistema.-Que, en la revisión de los costos asociados a la conexión de la unidad de punta, el COES-SICN observa el costo del transformador, adjuntando al respecto la copia de una cotización para la compra de un transformador trifásico TOSHIBA de 100 MVA y de 220/60/10 kV por
un monto de US$ 1 100 000. De acuerdo con este nuevo valor, el costo FOB de US$ 780 000 empleado por el COES-SICN en su estudio técnico-económico para el transformador de la unidad Westinghouse W501D5A ha sido reemplazado en su recurso por el costo FOB de esta cotización (US$ 900 000 según el COES-SICN).
Que, al respecto cabe señalar lo siguiente:
1. El transformador TOSHIBA cotizado por el COES-SICN no corresponde al transformador requerido por la unidad de generación cuya relación de transformación específica debe ser de 220/13,8 kV en razón de que la tensión de generación para este tamaño de unidades es de 13,8 kV para los principales fabricantes. En caso de emplear esta cotización, se deben efectuar las siguientes correcciones a fin de hacerlo comparable al transformador requerido: corrección de costos por transporte, seguro, aranceles, supervisión de importación y agencia de aduanas, corrección de costos para considerar sólo dos devanados, corrección de costos para no tomar en cuenta el regulador automático, con lo que finalmente se tendría un costo FOB aproximado de US$ 786 000; 2. El transformador requerido para la unidad de punta debe tener como características
básicas las siguientes: 220 ± 8x1,25%/13,8 kV, 130/160 MVA (Onan/Onaf) con “regulación bajo carga manual”. El costo FOB de este equipo obtenido en condiciones de competencia es de aproximadamente US$ 784 000, valor que se verifica de un concurso reciente para el suministro de un autotransformador de 120 MVA, 220/138/13,8 kV con conmutador bajo carga y tableros duplex con regulación automática. El costo de este equipo, resultado de un concurso, se reduciría a U$ 734,000 si se le aplica al generador considerado para la unidad de punta el cual cuenta con su respectivo regulador automático de tensión y que, en consecuencia, no requiere de regulación automática bajo carga; Que, de lo expuesto en los párrafos anteriores, se verifica que el costo FOB del transformador requerido para la unidad de punta, considerando las correcciones a la cotización del transformador TOSHIBA, es muy cercano al costo del suministro de un transformador de similares características efectuado mediante concurso. Asimismo, es importante tener presente que por lo general, los precios ofertados en licitaciones en condiciones de competencia son menores que los obtenidos por cotización individual.
B.5.4.- Cálculo del Precio Básico de
Potencia.-Que, en consideración a lo planteado por el COES-SICN en los apartados A.5.1, A.5.2 y A.5.3 de su solicitud de reconsideración, el COES-SICN propone el cálculo de un nuevo valor del Precio Básico de Potencia, tanto para la unidad Alstom GT11N2 como para la unidad Westinghouse W501D5A;
Que, de acuerdo con las razones expuestas por la Comisión en el análisis de los apartados B.5.1, B.5.2 y B.5.3 con respecto a los planteamientos señalados por el COES-SICN, no procede rectificación alguna de los valores empleados por la CTE para la determinación del Precio Básico de Potencia;
Que, en consecuencia, en consideración a los argumentos expuestos, la solicitud del COES-SICN en este extremo debe declararse infundada.
Por lo expuesto y de conformidad con lo establecido en el Artículo 74º de la Ley de Concesiones Eléctricas; y
Estando a lo acordado por su Consejo Directivo en su Sesión N° 026-2000 de fecha 1 de diciembre del año 2000;
RESUELVE:
Artículo Único: Declarar infundado en todos sus extremos el Recurso de Reconsideración
interpuesto por el Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Centro Norte, COES-SICN, contra la Resolución N° 021-2000 P/CTE, por los fundamentos expuestos en la parte considerativa de la presente Resolución.
Regístrese, comuníquese y publíquese
JORGE CÁRDENAS BUSTÍOS Vicepresidente
Encargado de la Presidencia Comisión de Tarifas de Energía
