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Pág. 195612 NORMAS LEGALES Lima, martes 5 de diciembre de 2000 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 reconocien- do en el despacho real del sistema, no representa un argu- mento 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 precios referenciales al no existir precios de compe- tencia, 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 instru- mental 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 Consu- mo 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 47º 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 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 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 correspon- dientes 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 demos- trar 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 1º 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 hubieranlogrado 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 Interco- nectado Nacional (SINAC) se determinó inicialmente me- diante 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$/kW- año. El Margen de Reserva Firme Objetivo y la Tasa de Indisponibilidad Fortuita utilizados fueron 19% y 5% respec- tivamente (Quinta Disposición Transitoria del Decreto Su- premo Nº 004-99-EM publicado el 20 de marzo de 1999); Que, en esa oportunidad se aclaró al COES-SICN que el Artículo 126º del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas detalla el procedimiento que permite determinar el precio básico de potencia, procedimiento que es aplicado por la Comisión al efectuar los análisis y estudios de detalle para la determinación de los diferentes parámetros que conforman este precio; Que, asimismo, es importante señalar que los cálculos y procedimientos que efectúa la Comisión en cada regulación tarifaria son publicados regularmente de acuerdo con el mandato del Artículo 81º de la Ley de Concesiones Eléctricas; Que, para la presente regulación tarifaria, el COES- SICN propuso una alternativa similar para la unidad de punta (unidad Alstom GT11N2 de 103,99 MW de potencia efectiva en Lima) pero con un precio básico de 77,46 US$/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, corrigién- dose 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 Indispo- nibilidad Fortuita de la unidad igual a 2,35% y el Margen de Reserva Firme Objetivo del sistema igual a 19,5% determi- nados por la CTE para el SINAC, período 2000-2004, median- te Resolución Nº 019-2000 P/CTE; Que, asimismo, con respecto a los temas puntuales obser- vados 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 Reconsi- deración presentado por el COES-SICN contra la Resolución Nº 019-2000 P/CTE en cuanto al valor de la Tasa de Indispo- nibilidad Fortuita de la unidad de punta, declaró infundado el mismo por los fundamentos expuestos en la parte conside- rativa de la Resolución Nº 028-2000 P/CTE; Que, en consecuencia, la Tasa de Indisponibilidad Fortui- ta 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 exclusiva- mente 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