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Pág. 159954 NORMAS LEGALES Lima, martes 19 de mayo de 1998 2000 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, produciéndose 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 mayo de 1998, un impuesto que por Ley se encuentra exonerado hasta el 31 de diciembre de 1999; En tal razón, la solicitud de EDEGEL en este aspecto debe declararse infundada. B.4. Precio del gas natural utilizado por la central térmica de Talara Que, la Empresa Eléctrica de Piura compra el combus- tible gas natural en forma de gas asociado (húmedo) y mediante un proceso de fraccionamiento lo separa en gas seco y Líquidos del Gas Natural (LGN). Los Líquidos del Gas Natural poseen un valor comercial independiente del desenvolvimiento del sector eléctrico. El gas seco es vendido en parte a la Refinería de Talara a un precio 15% por encima del costo de compra del gas húmedo, y en parte es consumido por su planta generadora de Malacas. El precio que se ha venido utilizando para el gas seco consumido por la planta de Malacas ha sido igual al precio de venta a la Refinería de Talara; Que, el proceso de fraccionamiento se realiza a un costo que la CTE presume se equilibra con los beneficios derivados de los líquidos obtenidos en la separación, siempre que se utilice un procedimiento tecnológico efi- ciente para su realización. Para verificar tal suposición la CTE encargó a un asesor independiente la tarea de analizar la relación entre el costo del gas natural asocia- do comprado por EEPSA para su planta de Talara y el beneficio obtenido por el valor comercial de los LGN obtenidos como producto de la separación; Que, el resultado del referido análisis ha confirmado la hipótesis de la Comisión en el sentido que utilizando un proceso de separación eficiente para las necesidades de la planta (hasta para 40 MMPCD), los productos de la separa- ción compensan plenamente el costo del fraccionamiento. Ante este resultado se considera que resulta injustificado incluir un sobrecosto de 15% al precio de compra del gas natural asociado para determinar el precio del gas seco que utiliza EEPSA para su planta de Talara (Malacas); Que, como conclusión de lo anterior se establece que el precio por unidad de gas seco utilizado por la central de Malacas no debe ser superior al precio unitario que EEPSA paga a sus proveedores por el gas húmedo; Que, por las razones que anteceden, el recurso de EDE- GEL en este extremo deviene en infundado. B.5. Central Hidroeléctrica de Machupicchu Que, con relación a la rehabilitación de la Central Hidroeléctrica de Machupicchu es necesario tener presente que la evaluación definitiva del tiempo necesario para restablecer dicha central al servicio es una tarea que todavía no ha sido concluida por los responsables de la central; Que, la Comisión cuenta con información presentada por el COES-SUR para la regulación de precios en barra en la cual se considera que la central se encontraría rehabili- tada antes que entre en servicio la línea de interconexión Mantaro-Socabaya; Que, aunque no es posible asegurar con exactitud la fecha del retorno al servicio de la central, debe tenerse en cuenta que en los próximos meses se definirá con claridad si se rehabilita la misma o si se opta por desarrollar la alternativa de bajo costo a partir de gas natural que ha sido sugerida por las autoridades del sector ante la probabilidad de que, después de haberse realizado en detalle las evalua- ciones, dicha central resultara irrecuperable; Que, en consecuencia, la asunción efectuada por la CTE con relación al reingreso de la central de Machupicchu antes de la interconexión a través de la línea de transmisión Mantaro – Socabaya (30 meses) se encuentra dentro de lo razonable, por lo que la petición de EDEGEL en este extremo debe ser declarada infundada. B.6. Ingreso Tarifario Que, con relación a los ingresos tarifarios tanto la CTE como EDEGEL efectúan el procedimiento de determinación de los mismos por tramos aplicando para tal fin lo dispuesto por el Artículo 60º de la LCE, utilizando para el efecto las Tarifas en Barra sin incluir el Peaje de Conexión, que es el elemento que se busca determinar al final del proceso; Que, la aplicación del Artículo 135º del Reglamento especifica que el ingreso tarifario se considerará como talúnicamente si la diferencia entre la valorización de los retiros menos la valorización de los ingresos resulta positivo; Que, EDEGEL solicita que en la determinación de los ingresos tarifarios, que en su gran mayoría resultan nega- tivos en este procedimiento, se considere que aquellos ingresos que resulten positivos no se tomen como tales en forma individual sino que la condición de negatividad se verifique únicamente al final después de haber agregado todos los ingresos tarifarios de cada uno de los tramos. Esto resulta en que los ingresos tarifarios de aquellos escasos tramos con ingreso tarifario positivo sea anulado, resultan- do como consecuencia que el Costo Total de transmisión (CT) sea exactamente igual al Peaje de Conexión (Ingreso Tarifario total igual a cero); Que, de aplicarse este concepto, en la operación del sistema se generaría un ingreso al sistema de transmisión superior al Costo Total y en consecuencia un costo a los consumidores superior al necesario para cubrir los requeri- mientos del costo de la transmisión. Como se ha indicado, el Peaje de Conexión genera un ingreso igual al CT, pero además se tendría el Ingreso Tarifario de aquellos tramos con resultado positivo; Que, por lo expuesto, este extremo del recurso deviene en infundado. B.7. Peaje Unitario de Conexión Que, el peaje unitario de conexión se calcula como la relación entre, el costo anual de transmisión menos el ingreso tarifario, dividido por la máxima demanda anual esperada del sistema. EDEGEL considera que la máxima demanda esperada para 1998 al nivel de generación es de 2092 MW pero que la máxima demanda anual tomada por los clientes será únicamente el monto que resulte de restar las pérdidas del valor de 2092 MW. La CTE ha utilizado para el cálculo el valor de 2092 MW; Que, con relación a este extremo del recurso, la Comi- sión de Tarifas Eléctricas advirtió en su oportunidad al COES-SICN sobre la presencia de un factor de coincidencia en la facturación efectuada por los generadores a sus clientes, factor que opera en el sentido de compensar el efecto de las pérdidas en el sistema de transmisión. Esto es, que la suma de la facturación efectuada por los generadores en forma individual a sus clientes es superior a la máxima demanda efectivamente ocurrida en el sistema al nivel de la entrega a los distribuidores; Que, la observación anterior no fue absuelta satisfacto- riamente por el COES-SICN motivo por el cual la Comisión de Tarifas Eléctricas dispuso la utilización de la máxima demanda de 2092 MW para el cálculo del respectivo peaje de conexión unitario; Que, en su recurso de reconsideración EDEGEL mues- tra en su caso que el efecto de las pérdidas no consideradas en el cálculo del peaje unitario sería de 1,64% y 3.88% para 1995 y 1996, respectivamente, diferente del 7% que se propone para 1997; lo cual es concordante con la asunción de que existe un factor de coincidencia que debe ser aplica- do, pero que el mismo no se puede deducir únicamente a partir de los datos suministrados por EDEGEL ya que el factor de coincidencia es una característica de todo el sistema; Que, corresponde a todos los generadores del Sistema Interconectado Centro Norte establecer los factores de coincidencia de sus respectivos clientes y efectuar las trans- ferencias que fueran necesarias al interior del COES-SICN. En todo caso, procedería un reconocimiento de pérdidas en el caso que se demuestre fehacientemente que las pérdidas no se compensan con el factor de coincidencia global del sistema; Que, en el presente recurso EDEGEL solicita la conside- ración de las pérdidas de transmisión para el cálculo del peaje unitario de conexión, sin aportar pruebas suficientes que desvirtúen la hipótesis fundamental de la Comisión en el sentido que el factor de coincidencia compensa el efecto de las pérdidas de transmisión en todo el sistema; Que, de acuerdo con la información de tipo comercial que obra en poder de la CTE hay razones suficientes para presumir que los factores de pérdidas y de coincidencia se anulan mutuamente, en tal razón, no hay motivo suficiente para cambiar el procedimiento para el cálculo del Peaje de Conexión, el mismo que es utilizado por la CTE desde la primera regulación tarifaria; Que, a base de las consideraciones expuestas, la recon- sideración de la impugnante en este extremo debe declarar- se infundada.