Norma Legal Oficial del día 11 de diciembre del año 2001 (11/12/2001)

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NORMAS LEGALES

MORDAZA, martes 11 de diciembre de 2001

situaciones que atrasen dicha fecha, por lo que los plazos establecidos en el contrato de licencia para la explotacion de hidrocarburos en el lote 88, se mantendran inalterables, sin perjuicio que el consorcio inicie la operacion comercial en una fecha anterior como la anticipada". En este sentido, el consorcio reconoce que pueden existir situaciones imprevistas que retrasen la fecha estimada, por lo que nunca podra eliminarse totalmente la incertidumbre y en estos casos debe tratarse de encontrar un escenario posible de razonable certidumbre tal como el senalado por el consorcio que, de acuerdo al avance de las obras, constituye su mejor estimacion. Al respecto, el inciso a) del Articulo 47º de la LCE6 establece que "para la fijacion de las Tarifas en MORDAZA cada COES efectuara los calculos correspondientes en la siguiente forma: a) Proyectara la demanda para los proximos 48 meses y determinara un programa de obras de generacion y transmision factibles de entrar en operacion en dicho periodo, considerando las que se encuentren en construccion y aquellas que esten contempladas en el Plan Referencial elaborado por el Ministerio de Energia y Minas". Por lo tanto, el 31 de marzo del ano 2004, fecha considerada por Pluspetrol para la llegada del gas natural de Camisea a MORDAZA, no puede ser ignorada ni descartada. En consecuencia, la posibilidad de que el gas llegue a MORDAZA en la fecha considerada por el OSINERG pertenece a un escenario posible y probable de realizarse, el cual debe ser tomado en cuenta tal como lo ordena la LCE. Con respecto al precio del gas natural correspondiente a las centrales de Aguaytia y Malacas, es necesario mencionar que, segun el Articulo 124º del Reglamento, los precios del combustible deben ser tomados de los precios del MORDAZA interno. Sin embargo, para el gas natural no existen en la actualidad precios de MORDAZA interno por lo que, de acuerdo con la Resolucion Directoral Nº 007-2001-EM/DGE el precio MORDAZA del gas natural para todas las unidades de generacion existentes debera ser determinado tomando como referencia el precio del gas en Camisea mas el costo del transporte y distribucion respectiva en Lima. No obstante, para no ocasionar un impacto significativo que pudiera desestabilizar el nivel de las tarifas vigentes y la credibilidad en el MORDAZA regulatorio, el precio del gas de Camisea para las demas MORDAZA de gas natural se ha establecido como un objetivo a alcanzar en el plazo que transcurrira entre el mes de marzo de 2001 y la fecha prevista como mas probable para la llegada del gas a Lima. La aplicacion de este dispositivo da un precio MORDAZA para la presente regulacion igual a 2,640 US$/MMBtu, valor que resulta de asumir una tendencia lineal iniciada en la regulacion de MORDAZA 2001. La reduccion en el precio del gas, manifestada por el COESSINAC, por la consideracion de la fecha mas probable es del orden de 0,9%; sin embargo, de no hacerlo se estaria incurriendo en un error de calculo. No obstante, es importante destacar que la disposicion anterior establece unicamente el precio MORDAZA a considerar para fines de generacion, el cual se ha utilizado tambien para fijar el costo variable combustible de las unidades termoelectricas que utilizan gas natural. Es importante que mas adelante se establezca una metodologia para determinar el precio del gas natural a partir de su valor economico. Debe tenerse presente que para fines del despacho la central de Malacas ha estado declarando un costo variable de cero debido a la naturaleza de take or pay de su contrato de abastecimiento de gas. Del mismo modo, mas recientemente Aguaytia ha estado hablando de reducir el precio del gas sustancialmente por debajo del limite senalado anteriormente, de tal manera que le permita a Termoselva competir de manera eficaz en el despacho. Son estos valores los que deberian utilizarse para la determinacion de la tarifa ya que ellos refleja de manera mas efectiva la internalizacion que efectuan los agentes generadores de los diferentes arreglos contractuales que pudieran lograr para competir eficazmente en el abastecimiento del mercado. Efectivamente, un valor declarado de manera inteligente les permitiria extraer el MORDAZA beneficio de sus contratos, MORDAZA a que la ubicacion que su central de generacion logre en la curva de carga del despacho, depende de dicho valor.

De acuerdo con la Ley, lo que se debe utilizar como precio del gas natural para determinar el costo variable de las unidades termoelectricas que emplean este combustible deberia ser el costo variable de dicho gas. Sin embargo, debido a la naturaleza del producto, es materialmente imposible establecer el costo variable del gas natural a traves de un MORDAZA de auditoria. En efecto, no existe un MORDAZA competitivo del gas donde el precio del mismo se pueda establecer por las leyes de la oferta y la demanda, y, por consiguiente, no existe un precio del mismo que se pueda traducir en un costo variable para quien lo adquiere. En las transacciones comerciales de compraventa de gas natural se incorporan conceptos tales como los de take or pay, carry forward, make up, etc. que desnaturalizan e imposibilitan la determinacion de un costo variable del gas natural para fines del despacho. Los estudios efectuados por la ex CTE (hoy OSINERG) han establecido que la mejor manera de establecer el costo variable del gas es a traves de la declaracion de precios que efectuen los generadores para el despacho de energia en el COES, teniendo como tope superior el valor MORDAZA senalado anteriormente. Asimismo, con relacion al tamano de la central, es importante hacer mencion al oficio G-641-00 del 07.04.2000 en el que ELECTROPERU precisa lo siguiente: "Aun no se ha definido la central en la cual se utilizara el gas natural; sin embargo, de acuerdo a las cantidades contratadas, la cantidad diaria MORDAZA (CDM) de 2,832 MMmcd (100 MMpcd) alcanza para operar un conjunto eficiente de unidades termicas (TG) por un total de 420 MW a 430 MW en ciclo abierto. Considerando la cantidad contratada diaria (70 MMpcd), el factor de carga anual del conjunto de unidades seria del 70%". Actualmente, ELECTROPERU menciona que estan en MORDAZA de actualizacion los estudios para la definicion de las caracteristicas de la central, previendo posiblemente la instalacion de una planta de ciclo combinado, declaracion que no altera su estimacion anterior ya que esta fue hecha basandose en la utilizacion optima de la cantidad de gas natural contratada.

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Articulo 47º.- Para la fijacion de Tarifas en MORDAZA, cada COES efectuara los calculos correspondientes en la siguiente forma: a) Proyectara la demanda para los proximos cuarentiocho meses y determinara un programa de obras de generacion y transmision factibles de entrar en operacion en dicho periodo, considerando las que se encuentren en construccion y aquellas que esten contempladas en el Plan Referencial elaborado por el Ministerio de Energia y Minas; b) Determinara el programa de operacion que minimice la suma del costo actualizado de operacion y de racionamiento para el periodo de estudio, tomando en cuenta, entre otros: la hidrologia, los embalses, los costos de combustible, asi como la Tasa de Actualizacion a que se refiere el Articulo 79º de la presente Ley; c) Calculara los Costos Marginales de Corto Plazo esperados de energia del sistema, para los Bloques Horarios que establece la Comision de Tarifas de Energia, correspondiente al programa de operacion a que se refiere el acapite anterior; d) Determinara el Precio Basico de la Energia por Bloques Horarios para el periodo de estudio, como un promedio ponderado de los costos marginales MORDAZA calculados y la demanda proyectada, debidamente actualizados; e) Determinara el MORDAZA de unidad generadora mas economica para suministrar potencia adicional durante las horas de demanda MORDAZA anual del sistema electrico y calculara la anualidad de la inversion con la Tasa de Actualizacion correspondiente fijada en el Articulo 79º de la presente Ley; f) Determinara el precio basico de la potencia de punta, segun el procedimiento que se establezca en el Reglamento, considerando como limite superior la anualidad obtenida en el inciso anterior. En caso de que la reserva del sistema sea insuficiente se considerara para este fin un margen adicional, al precio establecido en el parrafo precedente; g) Calculara para cada una de las barras del sistema un factor de perdidas de potencia y un factor de perdidas de energia en la transmision. Estos factores seran iguales a 1,00 en la MORDAZA en que se fijen los precios basicos; h) Determinara el Precio de la Potencia de Punta en MORDAZA, para cada una de las barras del sistema, multiplicando el Precio Basico de la Potencia de Punta por el respectivo factor de perdidas de potencia, agregando a este producto el Peaje por Conexion a que se refiere el Articulo 60º de la presente Ley; y, i) Determinara el Precio de Energia en MORDAZA, para cada una de las barras del sistema, multiplicando el Precio Basico de la Energia correspondiente a cada Bloque Horario por el respectivo factor de perdidas de energia.