Norma Legal Oficial del día 11 de diciembre del año 2001 (11/12/2001)
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TEXTO DE LA PÁGINA 35
MORDAZA, martes 11 de diciembre de 2001
NORMAS LEGALES
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A toda esta discusion es necesario agregar que un aspecto fundamental de la misma esta dado por el hecho de que uno nunca podra estar totalmente seguro de lo que acontecera en el futuro. Por tanto, no se podra afirmar con un 100% de seguridad que las centrales de generacion ingresaran, o no ingresaran, en el futuro de acuerdo a lo que se ha previsto. Para poner el problema en su dimension 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 practico al problema porque entonces la discusion se reduce a considerar si lo que se esta previendo es facil (muy probable) o dificil (poco probable) que ocurra. Para este caso en particular la dimension correcta de la discusion se da en terminos de si lo que el regulador ha adoptado como decision es algo probable (o posible) de ocurrir, o si mas bien se esta adoptando una posicion irracional de admitir como posible algo que estamos seguros nunca ocurrira. De lo afirmado se concluye que existen indicios razonables para presumir que las centrales de Huanza y Maranon entrarian en servicio en las fechas indicadas por los responsables de los proyectos. En el caso de la central de Tarucani, que presenta el costo de inversion por unidad mas alto de las tres, que se encuentra dentro del plazo limite para la conclusion de la etapa de financiamiento del proyecto y que ademas no ha sido considerada en el plan referencial del Ministerio de Energia y Minas, la misma podria ser excluida del plan de obras a fin efectuar una mejor verificacion de sus posibilidades de entrar en servicio en el plazo senalado. En este sentido, con la exclusion del proyecto Tarucani dentro del plan de obras de la regulacion tarifaria correspondiente al periodo noviembre 2001 - MORDAZA 2002, se estaria asumiendo un escenario razonable, posible de ocurrir y de mayor probabilidad. Finalmente, se debe precisar, que el informe tecnico que acompana el recurso del COES-SINAC con relacion a los proyectos Huanza, Tarucani y Maranon hace mencion a que el OSINERG ha sido tambien muy optimista en los plazos considerados en la ejecucion de la central hidroelectrica Yuncan y "... que no tiene en cuenta las condiciones financieras en las que se encuentra el proyecto". Al respecto, y solo a manera de aclaracion, es necesario senalar que el COESSINAC presento estos plazos en su propuesta adjuntando para ello la informacion recibida de la empresa EGECEN S.A.; por tanto, habria que cuestionar en el informe al COES-SINAC y no a OSINERG por haber aceptado y propuesto un proyecto optimista, segun manifiesta el recurrente, y con plazos que no tienen en cuenta las condiciones financieras en que este se encuentra y que si estan siendo observadas en los demas proyectos que no fueron incluidos en la propuesta del COES-SINAC. En vista de lo expuesto en el analisis, este extremo del recurso debe declararse fundado en parte. Con independencia de lo expresado, el OSINERG en cumplimiento de su funcion fiscalizadora debera efectuar el seguimiento del cumplimiento estricto de los cronogramas de obra contenidos en los contratos de concesion definitiva otorgados. B.5.- EXCLUSION DEL IMPUESTO SELECTIVO AL CONSUMO DENTRO DEL COSTO DEL DIESEL Nº 2 A PARTIR DEL ANO 2004 B.5.1.- Sustento del Pedido El COES-SINAC 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-SINAC senala que "El criterio basico de la Ley de Concesiones electricas es que las tarifas deben 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. 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 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-SINAC senala que el Articulo 124º del Reglamento de la LCE8 originalmente dispuso que los costos
seran tomados de las proyecciones que publique una entidad especializada y, que en su modificatoria9 dispone que los costos de los combustibles seran determinados utilizando los precios y condiciones que se senalan en el Articulo 50º de la LCE, 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-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 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 de la LCE para la fijacion de los precios basicos de la potencia (Articulo 126º)10 y que no puede establecerse un criterio diferente para la energia.
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Articulo 124º.- El programa de operacion a que se refiere el inciso b) del Articulo 47º de la Ley, se determinara considerando los siguientes aspectos: a) El comportamiento hidrologico para el periodo de analisis sera estimado mediante modelos matematicos basados en probabilidades, tomando en cuenta la estadistica disponible; b) Se reconocera el costo de oportunidad del agua almacenada, de libre disponibilidad, en los embalses de capacidad horaria, diaria, mensual, anual y plurianual; y, c) El costo de los combustibles sera determinado utilizando los precios y condiciones que se senalan en el Articulo 50º de la Ley y se tomaran los precios del MORDAZA interno, teniendo como limite los precios que publique una entidad especializada de reconocida solvencia en el ambito internacional. Modificatoria efectuada por D.S. Nº011-98-EM. Articulo 126º.- La Anualidad de la Inversion a que se refiere el inciso e) del Articulo 47º de la Ley, asi como el Precio Basico de Potencia a que se refiere el inciso f) del Articulo 47º de la Ley, seran determinados segun los siguientes criterios y procedimientos: a) Procedimiento para determinar el Precio Basico de la Potencia: I) Se determina la Anualidad de la Inversion a que se refiere el inciso e) del Articulo 47º de la Ley, conforme al literal b) del presente articulo. Dicha Anualidad se expresa como costo unitario de capacidad estandar; II) Se determina el Costo Fijo anual de Operacion y Mantenimiento estandar, considerando la distribucion de los costos comunes entre todas las unidades de la central. Dicho costo se expresa como costo unitario de capacidad estandar; III) El Costo de Capacidad por unidad de potencia estandar, es igual a la suma de los costos unitarios estandares de la Anualidad de la Inversion mas la Operacion y Mantenimiento definidos en los numerales I) y II) que anteceden; IV) El Costo de Capacidad por unidad de potencia efectiva, es igual al Costo de Capacidad por unidad de potencia estandar por el factor de ubicacion. El factor de ubicacion es igual al cociente de la potencia estandar entre la potencia efectiva de la unidad; V) Se determina los factores que tomen en cuenta la Tasa de Indisponibilidad Fortuita de la unidad y el Margen de Reserva Firme Objetivo del sistema; y VI) El Precio Basico 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 Inversion: I) La Anualidad de la Inversion es igual al producto de la Inversion por el factor de recuperacion de capital obtenido con la Tasa de Actualizacion fijada en el Articulo 79º de la Ley, y una MORDAZA util de 20 anos para el equipo de Generacion y de 30 anos para el equipo de Conexion. II) El monto de la Inversion sera determinado considerando: 1) El costo del equipo que involucre su precio, el flete, los seguros y todos los derechos de importacion que les MORDAZA aplicables (equivalente a valor DDP de INCOTERMS); y, 2) El costo de instalacion y conexion al sistema. III) Para el calculo se consideraran los tributos aplicables que no generen credito fiscal. c) La Comision fijara cada 4 anos 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 economica y seguridad contenidos en la Ley y el Reglamento. La Comision fijara los procedimientos necesarios para la aplicacion del presente articulo.
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