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Pág. 173024 NORMAS LEGALES Lima, martes 11 de mayo de 1999 tud, según el cronograma propuesto y poner en servicio la Central Termoeléctrica Ilo 2 antes del 1 de octubre del 2001. La no ejecución de dichas obras, conllevará a la caducidad de la presente autorización.” ; Que, en tal sentido, es inaceptable un retraso de dieci- séis (16) meses en el plan de obras de esta central con un documento por parte de ENERSUR sin justificación técnica alguna y sin haber comunicado oficialmente al Ministerio su decisión de postergar las obras a fin de mantener la validez de la autorización; Que, en consideración a lo expuesto, el Recurso del COES-SICN en este extremo, debe ser declarado infunda- do. B.3.- Impuesto Selectivo al Consumo a los Com- bustibles.- 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 en barra “…deben ser fijadas sobre la base de proyecciones de la oferta, la demanda y los costos de generación estima- dos para un período que comprende los cuarentiocho meses siguientes a cada fijación tarifaria (Artículo 47º de la Ley)”, 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 expresa- dos 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 proyec- tados 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 Concesio- nes 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, modificado por el Decreto Legislativo Nº 825, la utili- zación de combustibles para generación eléctrica se encuen- tra exonerada del ISC hasta el 31 de diciembre de 1999; 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 30 de abril del año 2003. 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 correspon- dientes a la fijación tarifaria de mayo de 1999, la Comisión ha utilizado los precios vigentes en el mes de marzo de 1999, 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 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 intro- ducido por el precio en barra y se produciría, en consecuen- cia, 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 1999, un impuesto que por Ley se encuentra exonerado hasta el 31 de diciembre de 1999, en beneficio exclusivo de las empresas generadoras y en per- juicio del usuario final y se contravendría el objetivo prin- cipal de tal exoneración;En tal razón, la solicitud del COES-SICN en este extre- mo debe declararse infundada. B.4.- Precio Básico de Potencia.- Que, el precio básico de potencia para la presente fija- ción ha sido determinado por la Comisión a partir del estudio que se realizó para la fijación de noviembre de 1997 y en el cual se obtuvo un precio básico de 16,68 S/./kW-mes (79,46 US$/kW-año). Este valor corresponde a la suma de la inversión anual más los costos fijos de operación y man- tenimiento de una central a turbina de gas de 100 MW de potencia ISO ubicada en Lima. El valor indicado se reajus- tó previamente a 16,65 S/./kW-mes considerando la Tasa de Indisponibilidad Fortuita de la unidad igual a 5% y el Margen de Reserva Firme Objetivo del sistema igual a 19% (D.S. Nº 004-99-EM publicado el 23 de enero del presente) para posteriormente actualizarse al mes de marzo de 1999 de acuerdo a los correspondientes factores de actualización de lo que resultó el precio básico de potencia igual 20,24 S/./kW-mes; Que, a diferencia de lo expresado líneas arriba, la propuesta del COES-SICN considera como base para su cálculo el mismo estudio de noviembre de 1997, conserva el valor del precio en dólares para marzo de 1999 (79,46 US$/kW-año) y simplemente recalcula este valor para considerar la Tasa de Indisponibilidad Fortuita de la unidad y el Margen de Reserva Firme Objetivo del siste- ma (D.S. Nº 004-99-EM) y se obtiene un valor final de 79,11 US$/kW-año que al tipo de cambio vigente resulta en 20,88 S/. /Kw-mes; Que, mientras el COES-SICN no presente una propues- ta del precio básico de potencia basado en un estudio reciente que incluya el detalle de los costos involucrados, y que el mismo sea encontrado conforme por la CTE, no es pertinente aceptar mantener el resultado “en Dólares” de un estudio de noviembre de 1997 para simplemente aplicar- le el tipo de cambio vigente. Los precios básicos se fijan por la Comisión “en Nuevos Soles” y en función de las fórmulas de actualización se reajustan “en Nuevos Soles” por lo que es, en consecuencia, pertinente seguir este procedimiento tal como lo ha hecho la Comisión; Que, asimismo, el COES-SICN interpreta equivocada- mente el Artículo 46º de la Ley de Concesiones Eléctricas que dice “las tarifas en barra y sus respectivas fórmulas de reajuste serán fijados semestralmente por la Comisión... ” y afirma que, por consiguiente, el Precio Básico de potencia y las fórmulas de reajuste deben ser calculados cada seis meses. El Artículo 46º de la Ley es claro al indicar que la Comisión “fijará” (a diferencia del COES-SICN que lo interpreta como “calculará” ) el Precio Básico de Potencia lo cual ha sido efectuado por la Comisión al fijar el precio y su fórmula de reajuste con el procedimiento indicado al inicio de este análisis por no existir una propuesta del COES- SICN con un estudio que involucre cálculos recientes; Que, en consideración a los argumentos señalados, el presente extremo del recurso debe ser declarado infundado. B.5.- Cálculo de Peaje de Conexión Unitario.- Que, de acuerdo al D.S. 004-99-EM que modificó entre otros el Artículo 137º del Reglamento de la Ley de Concesio- nes Eléctricas, el Peaje por Conexión Unitario se calcula como la relación entre, el Costo Total de transmisión menos el Ingreso Tarifario Esperado Total para el Sistema Princi- pal de Transmisión, dividido entre la “… Máxima Demanda anual proyectada a ser entregada a los clientes.” En esta disposición no se hace referencia a que la máxima demanda a ser utilizada sea la máxima demanda anual coincidente de todos los clientes; en este sentido toma en cuenta que la facturación de los generadores no se da únicamente, como ocurre en la realidad, por la máxima demanda tomada por los clientes (distribuidores o clientes libres) durante la hora de máxima demanda anual de todo el sistema, sino que admite que la facturación pueda ser mayor a la máxima demanda del sistema. Este aspecto concuerda con las con- diciones de aplicación reguladas por la Comisión de Tarifas Eléctricas en lo relativo a que la facturación de las empresas generadoras a sus clientes debe efectuarse considerando la demanda coincidente del distribuidor en cada subesta- ción base y no la demanda coincidente con la máxima demanda de todo el sistema ; Que, con relación al uso de 2038,6 MW en lugar de 2192 MW como divisor para determinar el Peaje por Conexión Unitario, la Comisión observó en su oportunidad al COES- SICN (así como en las fijaciones tarifarias de noviembre de 1998 y mayo de 1999) y advirtió sobre la presencia de un