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Pág. 186870 NORMAS LEGALES Lima, sábado 20 de mayo de 2000 A.3.- Modificación del Precio de Carbón a Utili- zar en la Central Térmica de Ilo2 (de 45 US$/Ton a 35,16 US$/Ton incluyendo el ISC).- Al inicio de su argumentación, el COES-SICN señala que ha empleado para el cálculo del costo variable corres- pondiente, el valor del precio de carbón a utilizar en la Central Térmica de Ilo2 el cual le fue proporcionado por el COES-SUR, y que este precio era de 45 US$/Ton incluyen- do el Impuesto Selectivo al Consumo (ISC) de 11 Nuevos Soles por Tonelada. El COES-SICN menciona que la CTE ha considerado en el informe SEG/CTE Nº 014-2000 que dicho valor es excesivo con respecto a su valor de mercado y modifica dicho precio a 35,16 US$/Ton incluidos todos los gastos complementarios e impuestos. Además se señala que el precio utilizado por la CTE se ha obtenido " tomando como referencia los precios internacionales suministrados por la publicación "Coal Week International", la calidad del carbón a utilizar por ENERSUR y los costos adicionales mencionados ". El COES-SICN concluye su argumentación, mencio- nando que por su parte " el precio del carbón fijado por la CTE no corresponde al mercado, como lo probamos con los precios internacionales que constan en publicaciones espe- cializadas y cotizaciones de proveedores a ENERSUR que presentaremos a la brevedad. Enfáticamente, nos opone- mos a que un precio sea sustancialmente rebajado por la CTE sobre la base de una primera aproximación a ser refinada en el futuro ". El COES-SICN no acompaña prueba instrumental alguna. A.4.- Impuesto Selectivo al Consumo como parte del Costo Proyectado de los Combustibles.- El COES-SICN solicita que el precio de los combusti- bles a utilizar para el cálculo de los precios en barra incluya 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 deban 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. 47º 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. 50º de la Ley). Dicho de otro modo, los costos deben proyectarse y luego actualizarse; vale decir expresar los precios proyec- tados a valor actual a un mes determinado ". El COES-SICN sostiene que el Artículo 124º del Regla- mento 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 50º 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 proyec- ción 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 em- presas generadoras ". Añade que este criterio está reconoci- do en el Reglamento para la fijación de los precios básicos de la potencia (Artículo 126º 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 marzo del 2000, que es el criterio actual de la Ley y el Reglamento, y otra muy distinta es no efectuarproyección alguna, y sólo considerar a efecto del costo de combustibles el precio vigente del mes de marzo 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, modificando en consecuencia la resolución impugnada. Termina el COES-SICN su sustentación adjuntando como Prueba Instrumental un informe de su asesoría legal. A.5.- El Precio Básico de Potencia.- En este extremo de su recurso, el COES-SICN mencio- na que " En el informe SEG/CTE N º 014-2000, pg. 27, 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 66,64 US$/ kW-año, determinado a partir de una unidad turbogas de 122,48 MW. Sin embar- go no presenta sustento para dicho cálculo ". Asimismo, el COES-SICN considera que la determi- nación del precio básico de potencia " sólo puede efectuarse de acuerdo: (i) al procedimiento básico establecido en el Art. 126º del Reglamento, habida cuenta de su modifica- ción por D.S. N º 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 ". Concluye su fundamentación haciendo mención que, debido a no haberse definido el procedimiento de detalle y no habiéndose efectuado estudio detallado alguno por parte del COES-SICN o de la CTE, considera que se debe mantener el precio básico de potencia vigente hasta la próxima regulación tarifaria de noviembre 2000. El COES-SICN no ha acompañado prueba instrumen- tal alguna. A.6.- Modificación de Cifras del VNR del Siste- ma Principal de Transmisión (SPT), Incorpora- ción de Nuevas Instalaciones al Sistema Princi- pal de Transmisión, Centro de Control del SPT y el Factor de Actualización del Peaje Unitario por Conexión al SPT.- El COES-SICN divide este extremo de su recurso en los siguientes puntos: A.6.1.- VNR del Sistema Principal de Transmi- sión.- El COES-SICN afirma que no se le ha alcanzado el detalle del reajuste efectuado al Valor Nuevo de Reempla- zo (VNR) de las instalaciones de transmisión del SPT, por lo cual desconoce específicamente los valores unitarios reajustados. Sin embargo, menciona que ha evaluado y analizado la valorización presentada a los equipos de compensación reactiva, en el que señala " que si bien es cierto que el Sistema Económicamente Adaptado conside- ra en la mayoría de subestaciones un SVC; sólo se ha valorizado a precios de mercado los SVC’s de Chiclayo Oeste y Trujillo Norte, mientras que el resto de equipos han sido subvaluados, aun considerando los equipos realmen- te instalados que son reactores y bancos de capacitores ". Como ejemplo señala que en la subestación San Juan, el monto de la valorización de los equipos de compensa- ción reactiva del Sistema Económicamente Adaptado (35 MVAR + SVC 30 MVAR), equivalente a US$ 915 308, es 73% menor que su valor de mercado real. Menciona que en la realidad existen dos bancos de capacitores: de 30 MVAR y 15 MVAR, conectados al SPT mediante un transforma- dor de potencia de 50 MVA, los cuales según los costos de mercado ascienden a US$ 3 373 921. Asimismo, pone como ejemplo la valorización de un reactor de 20 MVAR, para el cual señala que " según el último concurso público internacional efectuado por Elec- troPerú para la subestación Talara asciende a US$ 798 628, con equipos de menor calidad a los existentes en el SPT. Este monto de la adquisición no incluye la supervisión de la obra, gastos administrativos, valorización de servicios co- munes (terrenos, pórticos, comunicaciones, ingeniería y supervisión comunes, gastos financieros y gastos adminis- trativos), acoplamiento ni servicios auxiliares. Consideran- do esto, se llega a los costos propuestos en el estudio del COES-SICN ". En el Anexo 8 de su recurso presenta una prueba instrumental de la valorización del reactor.