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Pág. 213732 NORMAS LEGALES Lima, martes 11 de diciembre de 2001 son económicamente sostenibles, contiene suposicio- nes que no concuerdan con la información proporcio- nada por los concesionarios y que sesgan excesiva- mente la evaluación económica, según se detalla a con- tinuación: - Los costos de inversión de las centrales en cuestión se encuentran sobrevaluados con respecto de aquellos contenidos en los contratos de concesión suscritos con el Estado Peruano (MEM). - El plan de expansión de largo plazo considerado por el COES-SINAC en su evaluación económica contiene una sobreoferta innecesaria de generación a gas (verifi- cado con un plan de expansión de mínimo costo), lo que disminuye claramente los costos marginales proyectados, reduciendo los ingresos esperados por energía de las centrales en cuestión. - En el caso del proyecto de Tarucani, su expediente técnico plantea un financiamiento del 80% del costo total de las obras, en diez años, a pagar con los ingresos que se obtengan de la operación de la central; mientras que el COES-SINAC plantea que el financiamiento de la in- versión se cancele antes que la central entre en opera- ción, lo cual no es razonable, resultando inusual desde el punto de vista financiero y perjudica notablemente la ren- tabilidad del proyecto. - Se considera indebidamente el Peaje por Conexión como un costo del proyecto. Como se sabe dicho peaje es pagado por los usuarios finales y no constituye un costo para los generadores; - Finalmente, bajo las premisas asumidas por el COES-SINAC se obtienen Tasas Internas de Retorno (TIR) después de impuestos menores de 8%; Sin embar- go, a partir de la información contenida en los expedien- tes técnicos de concesión, que obran en poder del Minis- terio de Energía y Minas, se obtienen TIR estimados mayores como, por ejemplo, el del proyecto Tarucani que muestra un valor de 20%. • Como ya se indicó anteriormente, sobre la base del presupuesto de inversión y la potencia instalada que fi- guran en los contratos de concesión respectivos, se pue- de verificar fácilmente que ninguno de ellos supera el monto de inversión de 1 200 US$/kW por lo que, de acuer- do a un plan de expansión óptima del sistema y conside- rando un precio objetivo del gas del orden de 1,80 US$/ MMBtu se tendría que estos proyectos hidroeléctricos in- gresarían antes que los proyectos con gas natural, como puede comprobarse partiendo del estudio realizado para la determinación del Margen de Reserva Firme Objetivo del Sistema para el SEIN (Informe SEG/CTE Nº 029-2000) y sobre la base del cual es posible garantizar que la rela- ción beneficio / costo para estas centrales es mayor que la unidad, es decir, la proyección de los ingresos percibi- dos a través de los cargos por potencia y energía serían suficientes como para cubrir los gastos totales de inver- sión y operación esperados, a una tasa de descuento especificada, de manera de lograr el sostenimiento de dichas plantas a lo largo del tiempo. De acuerdo con lo mencionado anteriormente, no co- rresponde al OSINERG intervenir en las decisiones de inversión de los agentes del mercado, por cuanto la eva- luación real compete al inversionista pues es éste el que tomará el riesgo de inversión de acuerdo a sus expecta- tivas de negocio. Asimismo, la estimación de los plazos necesarios para que una nueva central entre en opera- ción es una tarea que concierne exclusivamente a la empresa a cargo del proyecto y que, en el caso particular de las centrales señaladas en este extremo, han presen- tado al OSINERG un cronograma completo de sus res- pectivos proyectos (información coincidente con los pla- zos de inversión y cronogramas que se indican en los contratos de concesión). De otro lado, en caso de que el titular requiera solici- tar una prórroga de los plazos establecidos en los con- tratos de concesión, éste debe sustentar que el incumpli- miento de los plazos obedece a un caso fortuito o fuerza mayor, debidamente acreditado, conforme a lo señalado en los Artículos 1315º y 1317º del Código Civil. Una ra- zón distinta a la señalada daría lugar al inicio del proce- dimiento para la declaración de caducidad a que se refie- re el inciso b) del Artículo 36º de la LCE7. En este senti- do, el incumplimiento de los plazos establecidos en la concesión fuera de la condición de fuerza mayor daríalugar a pérdida de la concesión, de lo que se deduce que no es factible efectuar prórrogas en los plazos simple- mente por demora en el financiamiento, siendo entonces obvio que aún cuando el concesionario sea un promotor, tal como ha sucedido en otros proyectos ya concluidos, éste deberá necesariamente cumplir con los plazos esta- blecidos o perderá la concesión otorgada. Con relación a los requisitos adicionales recomenda- dos por el COES-SINAC para considerar proyectos de generación en los procesos de fijación tarifaria, cabe rei- terar que no es competencia del organismo regulador exigir que el inversionista sea un operador de reconocida experiencia o que se cuente con el financiamiento com- prometido para la construcción del proyecto, tal como se ha señalado en los párrafos precedentes. Al respecto, el OSINERG, de acuerdo con lo señalado en la LCE y su Reglamento, ha considerado dentro del horizonte del es- tudio aquellos proyectos que cuentan con concesión de- finitiva otorgada por el Estado y cuyos responsables han hecho llegar al OSINERG información técnica y el crono- grama de sus respectivos proyectos siendo así que tres de ellos: Huanza, Tarucani y Marañón, de acuerdo con la información proporcionada, entrarían en operación comer- cial dentro del horizonte de estudio, información que no puede ser ignorada por el OSINERG. Las fechas probables de ingreso de los proyectos indicados podrían inclusive ser adelantadas por los pro- pios agentes de generación como sucedió con el caso de las centrales hidroeléctricas de Chimay y Yanango, las cuales fueron incorporadas en el plan de obras, en cada regulación, con un adelanto significativo respecto a la fecha prevista en la regulación anterior, de acuer- do con las previsiones de la propia empresa encargada de los proyectos. En el caso de estas dos centrales las mismas fueron consideradas en el plan de obras única- mente dos años antes de su puesta en operación, si- tuación que, de haberse conocido antes, debería ha- berse incorporado por lo menos con cuatro años de anticipación. Un generador incumbente interesado en que no exis- ta competencia puede afirmar que si las tarifas se redu- cen por efecto del ingreso de demasiadas plantas de ge- neración, entonces no habría interesados en desarrollar los nuevos proyectos y, por consiguiente, que el regula- dor considere estos últimos en el escenario de lo posible resulta irracional desde el punto de vista económico. Esto no es totalmente cierto porque si se considera que aproxi- madamente el 45% del mercado de electricidad no está sujeto a regulación sino al libre acuerdo entre las partes entonces existe un fuerte incentivo al ingreso de nuevas obras que consideren que su precio de generación pue- de ser competitivo con el de los incumbentes como para llegar a compartir una parte del mercado de tales clien- tes. Esto es tanto más real si se considera que aproxi- madamente el 36% de la energía del mercado libre se encuentra contratado a menos de 4 años y que por con- siguiente habría una demanda de unos 245 GWh/mes (460 MW) interesada en suscribir contratos de abasteci- miento con quien le ofrezca mejores condiciones econó- micas que las actuales. 7Artículo 36 º.- La concesión caduca cuando: a)El concesionario no eleve a escritura pública el contrato de concesión den- tro del plazo señalado; b)El concesionario no realice los estudios y/o no ejecute las obras e instala- ciones en los plazos establecidos en el contrato de concesión, salvo caso fortuito o fuerza mayor debidamente acreditados; c)El concesionario deje de operar sus instalaciones sin causa justificada, por 876 horas acumuladas durante un año calendario; d)El concesionario de generación de transmisión luego de habérsele aplica- do las sanciones correspondientes, no opere sus instalaciones de acuerdo a las normas de coordinación del Comité de Operación Económica del Sis- tema, salvo autorización expresa del Ministerio de Energía y Minas por cau- sa debidamente justificada; e)El concesionario de distribución, luego de habérsele aplicado las multas correspondientes, no cumpla con sus obligaciones de dar servicio en los plazos prescritos y de acuerdo a los estándares de calidad establecidos en su contrato de Concesión; y f)El concesionario de distribución no acredite garantía de suministro por el plazo previsto en inciso b) del Artículo 34º de la presente Ley.