Norma Legal Oficial del día 20 de mayo del año 2000 (20/05/2000)

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NORMAS LEGALES

MORDAZA, sabado 20 de MORDAZA de 2000

A.3.- Modificacion del Precio de Carbon a Utilizar en la Central Termica de Ilo2 (de 45 US$/Ton a 35,16 US$/Ton incluyendo el ISC).Al inicio de su argumentacion, el COES-SICN senala que ha empleado para el calculo del costo variable correspondiente, el valor del precio de carbon a utilizar en la Central Termica de Ilo2 el cual le fue proporcionado por el COES-SUR, y que este precio era de 45 US$/Ton incluyendo el Impuesto Selectivo al Consumo (ISC) de 11 Nuevos Soles por Tonelada. El COES-SICN menciona que la CTE ha considerado en el informe SEG/CTE Nº 014-2000 que dicho valor es excesivo con respecto a su valor de MORDAZA y modifica dicho precio a 35,16 US$/Ton incluidos todos los gastos complementarios e impuestos. Ademas se senala que el precio utilizado por la CTE se ha obtenido "tomando como referencia los precios internacionales suministrados por la publicacion "Coal Week International", la calidad del carbon a utilizar por ENERSUR y los costos adicionales mencionados". El COES-SICN concluye su argumentacion, mencionando que por su parte "el precio del carbon fijado por la CTE no corresponde al MORDAZA, como lo probamos con los precios internacionales que constan en publicaciones especializadas y cotizaciones de proveedores a ENERSUR que presentaremos a la brevedad. Enfaticamente, nos oponemos a que un precio sea sustancialmente rebajado por la CTE sobre la base de una primera aproximacion a ser refinada en el futuro". El COES-SICN no acompana 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 combustibles a utilizar para el calculo de los precios en MORDAZA incluya el Impuesto Selectivo al Consumo (ISC) a partir del ano 2004. En este sentido, el COES-SICN senala que "El criterio basico de la Ley de Concesiones electricas es que las tarifas deban ser fijadas sobre la base de proyecciones de la oferta, la demanda y los costos de generacion, estimados para un periodo que comprende los cuarentiocho meses siguientes a cada fijacion 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 calculos deberan ser expresados a precios vigentes en los meses de marzo o setiembre, segun se trate de las fijaciones de precio de MORDAZA 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 proyectados a valor actual a un mes determinado". El COES-SICN sostiene que el Articulo 124º del Reglamento de la Ley de Concesiones Electricas originalmente dispuso que los costos seran tomados de las proyecciones que publique una entidad especializada y, que en su modificatoria dispone que los costos de los combustibles seran determinados utilizando los precios y condiciones que se senalan en el Articulo 50º de la Ley, y que se tomaran los precios del MORDAZA interno con el limite de los precios publicados por una entidad especializada, lo cual no ha alterado el criterio basico de la ley, de proyeccion 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 proximos 48 meses; vale decir el precio de compra mas cualquier tributo a cargo de las empresas generadoras que resulte aplicable en el periodo de 48 meses, ya que ambos elementos ­precio de compra y tributos- integran los costos de combustibles para las empresas generadoras". Anade que este criterio esta reconocido en el Reglamento para la fijacion de los precios basicos de la potencia (Articulo 126º del Reglamento) y que no puede establecerse un criterio diferente para la energia. Menciona que la CTE no ha tomado en cuenta el ISC como parte del costo proyectado de los combustibles que gravara el petroleo diesel 2 a partir del ano 2004. Agrega que "una cosa es proyectar el costo de los combustibles para los proximos 48 meses, en base a precios proyectados y traidos a valor actual a marzo del 2000, que es el criterio actual de la Ley y el Reglamento, y otra muy distinta es no efectuar

proyeccion alguna, y solo 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 conclusion, el COESSICN solicita se revisen los criterios que determinaron la exclusion del ISC como un elemento que forma parte de la proyeccion de los costos de los combustibles a 48 meses, modificando en consecuencia la resolucion impugnada. Termina el COES-SICN su sustentacion adjuntando como Prueba Instrumental un informe de su asesoria legal. A.5.- El Precio Basico de Potencia.En este extremo de su recurso, el COES-SICN menciona que "En el informe SEG/CTE Nº 014-2000, pg. 27, la CTE ha planteado que a partir de la interconexion de los sistemas SICN y SIS se utilizara un precio basico de potencia igual a 66,64 US$/ kW-ano, determinado a partir de una unidad turbogas de 122,48 MW. Sin embargo no presenta sustento para dicho calculo". Asimismo, el COES-SICN considera que la determinacion del precio basico de potencia "solo puede efectuarse de acuerdo: (i) al procedimiento basico establecido en el Art. 126º del Reglamento, habida cuenta de su modificacion por D.S. Nº 004-99-EM; (ii) al procedimiento de detalle que debera definir la CTE segun dicha MORDAZA y (iii) a un estudio detallado que debera revisar el tamano, ubicacion y costo de la unidad de punta". Concluye su fundamentacion haciendo mencion que, debido a no haberse definido el procedimiento de detalle y no habiendose efectuado estudio detallado alguno por parte del COES-SICN o de la CTE, considera que se debe mantener el precio basico de potencia vigente hasta la proxima regulacion tarifaria de noviembre 2000. El COES-SICN no ha acompanado prueba instrumental alguna. A.6.- Modificacion de Cifras del VNR del Sistema Principal de Transmision (SPT), Incorporacion de Nuevas Instalaciones al Sistema Principal de Transmision, Centro de Control del SPT y el Factor de Actualizacion del Peaje Unitario por Conexion al SPT.El COES-SICN divide este extremo de su recurso en los siguientes puntos: A.6.1.- VNR del Sistema Principal de Transmision.El COES-SICN afirma que no se le ha alcanzado el detalle del reajuste efectuado al Valor MORDAZA de Reemplazo (VNR) de las instalaciones de transmision del SPT, por lo cual desconoce especificamente los valores unitarios reajustados. Sin embargo, menciona que ha evaluado y analizado la valorizacion presentada a los equipos de compensacion reactiva, en el que senala "que si bien es MORDAZA que el Sistema Economicamente Adaptado considera en la mayoria de subestaciones un SVC; solo se ha valorizado a precios de MORDAZA los SVC's de Chiclayo Oeste y MORDAZA Norte, mientras que el resto de equipos han sido subvaluados, aun considerando los equipos realmente instalados que son reactores y bancos de capacitores". Como ejemplo senala que en la subestacion San MORDAZA, el monto de la valorizacion de los equipos de compensacion reactiva del Sistema Economicamente Adaptado (35 MVAR + SVC 30 MVAR), equivalente a US$ 915 308, es 73% menor que su valor de MORDAZA real. Menciona que en la realidad existen dos bancos de capacitores: de 30 MVAR y 15 MVAR, conectados al SPT mediante un transformador de potencia de 50 MVA, los cuales segun los costos de MORDAZA ascienden a US$ 3 373 921. Asimismo, pone como ejemplo la valorizacion de un reactor de 20 MVAR, para el cual senala que "segun el ultimo concurso publico internacional efectuado por ElectroPeru para la subestacion Talara asciende a US$ 798 628, con equipos de menor calidad a los existentes en el SPT. Este monto de la adquisicion no incluye la supervision de la obra, gastos administrativos, valorizacion de servicios comunes (terrenos, porticos, comunicaciones, ingenieria y supervision comunes, gastos financieros y gastos administrativos), acoplamiento ni servicios auxiliares. Considerando 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 valorizacion del reactor.