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Pág. 213733 NORMAS LEGALES Lima, martes 11 de diciembre de 2001 A toda esta discusión es necesario agregar que un as- pecto fundamental de la misma está dado por el hecho de que uno nunca podrá estar totalmente seguro de lo que acon- tecerá en el futuro. Por tanto, no se podrá afirmar con un 100% de seguridad que las centrales de generación ingresarán, o no ingresarán, en el futuro de acuerdo a lo que se ha previsto. Para poner el problema en su dimensión correcta a lo que uno debe referirse es a la probabilidad de que determinados eventos ocurran. En tal sentido se puede asignar una alta o baja probabilidad al ingreso de las centrales, esto le da un sentido práctico al problema porque entonces la discusión se reduce a considerar si lo que se está previendo es fácil (muy probable) o difícil (poco probable) que ocurra. Para este caso en particular la dimensión correcta de la discusión se da en términos de si lo que el regulador ha adoptado como decisión es algo probable (o posible) de ocurrir, o si más bien se está adoptando una posición irracional de admitir como posible algo que estamos seguros nunca ocurrirá. De lo afirmado se concluye que existen indicios razona- bles para presumir que las centrales de Huanza y Marañón entrarían en servicio en las fechas indicadas por los respon- sables de los proyectos. En el caso de la central de Tarucani, que presenta el costo de inversión por unidad más alto de las tres, que se encuentra dentro del plazo límite para la conclu- sión de la etapa de financiamiento del proyecto y que además no ha sido considerada en el plan referencial del Ministerio de Energía y Minas, la misma podría ser excluida del plan de obras a fin efectuar una mejor verificación de sus posibilida- des de entrar en servicio en el plazo señalado. En este senti- do, con la exclusión del proyecto Tarucani dentro del plan de obras de la regulación tarifaria correspondiente al período noviembre 2001 - abril 2002, se estaría asumiendo un esce- nario razonable, posible de ocurrir y de mayor probabilidad. Finalmente, se debe precisar, que el informe técnico que acompaña el recurso del COES-SINAC con relación a los proyectos Huanza, Tarucani y Marañón hace mención a que el OSINERG ha sido también muy optimista en los plazos considerados en la ejecución de la central hidroeléctrica Yun- cán y "... que no tiene en cuenta las condiciones financieras en las que se encuentra el proyecto ". Al respecto, y sólo a manera de aclaración, es necesario señalar que el COES- SINAC presentó estos plazos en su propuesta adjuntando para ello la información recibida de la empresa EGECEN S.A.; por tanto, habría que cuestionar en el informe al COES-SI- NAC y no a OSINERG por haber aceptado y propuesto un proyecto optimista, según manifiesta el recurrente, y con pla- zos que no tienen en cuenta las condiciones financieras en que éste se encuentra y que sí están siendo observadas en los demás proyectos que no fueron incluidos en la propuesta del COES-SINAC. En vista de lo expuesto en el análisis, este extremo del recurso debe declararse fundado en parte. Con independencia de lo expresado, el OSINERG en cumplimiento de su función fiscalizadora deberá efectuar el seguimiento del cumplimiento estricto de los cronogra- mas de obra contenidos en los contratos de concesión definitiva otorgados. B.5.- EXCLUSIÓN DEL IMPUESTO SELECTIVO AL CONSUMO DENTRO DEL COSTO DEL DIESEL Nº 2 A PARTIR DEL AÑO 2004 B.5.1.- Sustento del Pedido El COES-SINAC solicita que el precio de los combus- tibles 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-SINAC señala que "El criterio básico de la Ley de Concesiones eléctricas es que las tarifas deben 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. 47 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 to- dos los costos que se utilicen en los cálculos deberán ser expresados a precios vigentes en los meses de marzo o se- tiembre, 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 actualizar- se; vale decir expresar los precios proyectados a valor actual a un mes determinado" . El COES-SINAC señala que el Artículo 124º del Regla- mento de la LCE8 originalmente dispuso que los costosserán tomados de las proyecciones que publique una enti- dad especializada y, que en su modificatoria9 dispone que los costos de los combustibles serán determinados utili- zando los precios y condiciones que se señalan en el Artí- culo 50º de la LCE, y que se tomarán los precios del mer- cado interno con el límite de los precios publicados por una entidad especializada, lo cual no ha alterado el criterio básico de la Ley, de proyección de costos a 48 meses. Asimismo, el COES-SINAC 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 tri- butos- integran los costos de combustibles para las empre- sas generadoras ". Añade que este criterio está reconocido en el Reglamento de la LCE para la fijación de los precios básicos de la potencia (Artículo 126º)10 y que no puede esta- blecerse un criterio diferente para la energía. 8Artículo 124 º.- El programa de operación a que se refiere el inciso b) del Artículo 47º de la Ley, se determinará considerando los siguientes aspectos: a)El comportamiento hidrológico para el período de análisis será estimado mediante modelos matemáticos basados en probabilidades, tomando en cuenta la estadística disponible; b)Se reconocerá el costo de oportunidad del agua almacenada, de libre dis- ponibilidad, en los embalses de capacidad horaria, diaria, mensual, anual y plurianual; y, c)El costo de los combustibles será determinado utilizando los precios y con- diciones que se señalan en el Artículo 50º de la Ley y se tomarán los pre- cios del mercado interno, teniendo como límite los precios que publique una entidad especializada de reconocida solvencia en el ámbito internacio- nal. 9Modificatoria efectuada por D.S. Nº011-98-EM. 10Artículo 126 º.- La Anualidad de la Inversión a que se refiere el inciso e) del Artículo 47º de la Ley, así como el Precio Básico de Potencia a que se refiere el inciso f) del Artículo 47º de la Ley, serán determinados según los siguientes criterios y procedimientos: a) Procedimiento para determinar el Precio Básico de la Potencia: I)Se determina la Anualidad de la Inversión a que se refiere el inciso e) del Artículo 47º de la Ley, conforme al literal b) del presente artículo. Dicha Anualidad se expresa como costo unitario de capacidad están- dar; II)Se determina el Costo Fijo anual de Operación y Mantenimiento están- dar, considerando la distribución de los costos comunes entre todas las unidades de la central. Dicho costo se expresa como costo unitario de capacidad estándar; III)El Costo de Capacidad por unidad de potencia estándar, es igual a la suma de los costos unitarios estándares de la Anualidad de la Inversión más la Operación y Mantenimiento definidos en los numerales I) y II) que anteceden; IV)El Costo de Capacidad por unidad de potencia efectiva, es igual al Cos- to de Capacidad por unidad de potencia estándar por el factor de ubica- ción. El factor de ubicación es igual al cociente de la potencia estándar entre la potencia efectiva de la unidad; V)Se determina los factores que tomen en cuenta la Tasa de Indisponibili- dad Fortuita de la unidad y el Margen de Reserva Firme Objetivo del sistema; y VI)El Precio Básico de la Potencia es igual al Costo definido en el numeral IV) por los factores definidos en el numeral V) que anteceden. b)Procedimiento para determinar la Anualidad de la Inversión: I)La Anualidad de la Inversión es igual al producto de la Inversión por el factor de recuperación de capital obtenido con la Tasa de Actualización fijada en el Artículo 79º de la Ley, y una vida útil de 20 años para el equipo de Generación y de 30 años para el equipo de Conexión. II)El monto de la Inversión será determinado considerando: 1)El costo del equipo que involucre su precio, el flete, los seguros y todos los derechos de importación que les sean aplicables (equiva- lente a valor DDP de INCOTERMS); y, 2)El costo de instalación y conexión al sistema. III)Para el cálculo se considerarán los tributos aplicables que no generen crédito fiscal. c)La Comisión fijará cada 4 años la Tasa de Indisponibilidad Fortuita de la unidad de punta y el Margen de Reserva Firme Objetivo del sistema, de acuerdo a los criterios de eficiencia económica y seguridad contenidos en la Ley y el Reglamento. La Comisión fijará los procedimientos necesarios para la aplicación del presen- te artículo.