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Pág. 213730 NORMAS LEGALES Lima, martes 11 de diciembre de 2001 situaciones que atrasen dicha fecha, por lo que los plazos establecidos en el contrato de licencia para la explotación de hidrocarburos en el lote 88, se mantendrán inalterables, sin perjuicio que el consorcio inicie la operación comercial en una fecha anterior como la anticipada ". En este sentido, el consorcio reconoce que pueden existir situaciones im- previstas que retrasen la fecha estimada, por lo que nunca podrá eliminarse totalmente la incertidumbre y en estos casos debe tratarse de encontrar un escenario posible de razonable certidumbre tal como el señalado por el consor- cio que, de acuerdo al avance de las obras, constituye su mejor estimación. Al respecto, el inciso a) del Artículo 47º de la LCE6 establece que " para la fijación de las Tarifas en Barra cada COES efectuará los cálculos correspondientes en la si- guiente forma: a) Proyectará la demanda para los próximos 48 me- ses y determinará un programa de obras de genera- ción y transmisión factibles de entrar en operación en dicho período, considerando las que se encuentren en construcción y aquellas que estén contempladas en el Plan Referencial elaborado por el Ministerio de Energía y Minas". Por lo tanto, el 31 de marzo del año 2004, fecha con- siderada por Pluspetrol para la llegada del gas natural de Camisea a Lima, no puede ser ignorada ni descartada. En consecuencia, la posibilidad de que el gas llegue a Lima en la fecha considerada por el OSINERG pertene- ce 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 correspondien- te a las centrales de Aguaytía y Malacas, es necesario mencionar que, según el Artículo 124º del Reglamento, los precios del combustible deben ser tomados de los pre- cios del mercado interno. Sin embargo, para el gas natu- ral no existen en la actualidad precios de mercado interno por lo que, de acuerdo con la Resolución Directoral Nº 007-2001-EM/DGE el precio máximo del gas natural para todas las unidades de generación existentes deberá ser determinado tomando como referencia el precio del gas en Camisea más el costo del transporte y distribución res- pectiva en Lima. No obstante, para no ocasionar un im- pacto significativo que pudiera desestabilizar el nivel de las tarifas vigentes y la credibilidad en el marco regulato- rio, el precio del gas de Camisea para las demás fuentes de gas natural se ha establecido como un objetivo a al- canzar en el plazo que transcurrirá entre el mes de marzo de 2001 y la fecha prevista como más probable para la llegada del gas a Lima. La aplicación de este dispositivo da un precio máximo para la presente regulación igual a 2,640 US$/MMBtu, valor que resulta de asumir una ten- dencia lineal iniciada en la regulación de mayo 2001. La reducción en el precio del gas, manifestada por el COES- SINAC, por la consideración de la fecha más probable es del orden de 0,9%; sin embargo, de no hacerlo se estaría incurriendo en un error de cálculo. No obstante, es importante destacar que la disposi- ción anterior establece únicamente el precio máximo a considerar para fines de generación, el cual se ha utiliza- do también para fijar el costo variable combustible de las unidades termoeléctricas que utilizan gas natural. Es importante que más adelante se establezca una metodo- logía para determinar el precio del gas natural a partir de su valor económico. Debe tenerse presente que para fines del despacho la central de Malacas ha estado declarando un costo va- riable de cero debido a la naturaleza de take or pay de su contrato de abastecimiento de gas. Del mismo modo, más recientemente Aguaytía ha estado hablando de re- ducir el precio del gas sustancialmente por debajo del límite señalado anteriormente, de tal manera que le per- mita a Termoselva competir de manera eficaz en el des- pacho. Son estos valores los que deberían utilizarse para la determinación de la tarifa ya que ellos refleja de ma- nera más efectiva la internalización que efectúan los agentes generadores de los diferentes arreglos contrac- tuales que pudieran lograr para competir eficazmente en el abastecimiento del mercado. Efectivamente, un valor declarado de manera inteligente les permitiría extraer el máximo beneficio de sus contratos, gracias a que la ubi- cación que su central de generación 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 termoeléctricas que emplean este com- bustible debería ser el costo variable de dicho gas. Sin embargo, debido a la naturaleza del producto, es mate- rialmente imposible establecer el costo variable del gas natural a través de un proceso de auditoría. En efecto, no existe un mercado competitivo del gas donde el pre- cio 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 va- riable para quien lo adquiere. En las transacciones co- merciales 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 de- terminación 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 ma- nera de establecer el costo variable del gas es a través de la declaración de precios que efectúen los generado- res para el despacho de energía en el COES, teniendo como tope superior el valor máximo señalado anterior- mente. Asimismo, con relación al tamaño de la central, es im- portante hacer mención al oficio G-641-00 del 07.04.2000 en el que ELECTROPERÚ precisa lo siguiente: " Aún no se ha definido la central en la cual se utilizará el gas natural; sin embargo, de acuerdo a las cantidades contratadas, la cantidad diaria máxima (CDM) de 2,832 MMmcd (100 MMpcd) alcanza para operar un conjunto eficiente de uni- dades térmicas (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 uni- dades sería del 70% ". Actualmente, ELECTROPERÚ men- ciona que están en proceso de actualización los estudios para la definición de las características de la central, pre- viendo posiblemente la instalación de una planta de ciclo combinado, declaración que no altera su estimación ante- rior ya que ésta fue hecha basándose en la utilización ópti- ma de la cantidad de gas natural contratada. 6Artículo 47º.- Para la fijación de Tarifas en Barra, cada COES efectuará los cál- culos correspondientes en la siguiente forma: a)Proyectará la demanda para los próximos cuarentiocho meses y determina- rá un programa de obras de generación y transmisión factibles de entrar en operación en dicho período, considerando las que se encuentren en cons- trucción y aquellas que estén contempladas en el Plan Referencial elabora- do por el Ministerio de Energía y Minas; b)Determinará el programa de operación que minimice la suma del costo ac- tualizado de operación y de racionamiento para el período de estudio, to- mando en cuenta, entre otros: la hidrología, los embalses, los costos de combustible, así como la Tasa de Actualización a que se refiere el Artículo 79º de la presente Ley; c)Calculará los Costos Marginales de Corto Plazo esperados de energía del sistema, para los Bloques Horarios que establece la Comisión de Tarifas de Energía, correspondiente al programa de operación a que se refiere el acá- pite anterior; d)Determinará el Precio Básico de la Energía por Bloques Horarios para el período de estudio, como un promedio ponderado de los costos marginales antes calculados y la demanda proyectada, debidamente actualizados; e)Determinará el tipo de unidad generadora más económica para suministrar potencia adicional durante las horas de demanda máxima anual del siste- ma eléctrico y calculará la anualidad de la inversión con la Tasa de Actuali- zación correspondiente fijada en el Artículo 79º de la presente Ley; f)Determinará el precio básico de la potencia de punta, según el procedi- miento que se establezca en el Reglamento, considerando como límite su- perior la anualidad obtenida en el inciso anterior. En caso de que la reserva del sistema sea insuficiente se considerará para este fin un margen adicional, al precio establecido en el párrafo precedente; g)Calculará para cada una de las barras del sistema un factor de pérdidas de potencia y un factor de pérdidas de energía en la transmisión. Estos factores serán iguales a 1,00 en la barra en que se fijen los precios básicos; h)Determinará el Precio de la Potencia de Punta en Barra, para cada una de las barras del sistema, multiplicando el Precio Básico de la Potencia de Punta por el respectivo factor de pérdidas de potencia, agregando a este producto el Peaje por Conexión a que se refiere el Artículo 60º de la presen- te Ley; y, i)Determinará el Precio de Energía en Barra, para cada una de las barras del sistema, multiplicando el Precio Básico de la Energía correspondiente a cada Bloque Horario por el respectivo factor de pérdidas de energía.