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Pág. 213741 NORMAS LEGALES Lima, martes 11 de diciembre de 2001 aproximadamente 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 genera- ción puede ser competitivo con el de los incumbentes como para llegar a compartir una parte del mercado de tales clientes. Esto es tanto más real si se considera que aproximadamente el 36% de la energía del mercado libre se encuentra contratado a menos de 4 años y que por consiguiente habría una demanda de unos 245 GWh- mes (460 MW) interesada en suscribir contratos de abas- tecimiento con quien le ofrezca mejores condiciones económicas que las actuales. EGENOR pide que para que el OSINERG considere un proyecto de generación el mismo debe contar con el financiamiento adecuado y con un estudio definitivo que permita asegurar que la ejecución del proyecto será via- ble. Aunque no deja de tener sentido una propuesta de este tipo, también es cierto que muchas obras de de- manda, cuyo ingreso afecta los precios de la energía en sentido opuesto al ocasionado por el ingreso de una nue- va central de generación, son propuestas e incluidas en los escenarios de demanda sin contar con una exigen- cia del mismo tipo, lo cual sería lo mínimo indispensable para mantener la equidad. El OSINERG en estos casos ha utilizado, a la luz de las evidencias, su mejor criterio para optar por un escenario posible y suficientemente probable de ocurrir. Es interesante notar, que las fechas probables de in- greso de los proyectos indicados podrían inclusive ser adelantadas por los propios 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 sig- nificativo respecto a la fecha prevista en la regulación anterior, de acuerdo con las previsiones de la propia em- presa encargada de los proyectos. En el caso de estas dos centrales las mismas fueron consideradas en el plan de obras únicamente dos años antes de su puesta en operación, situación que, de haberse conocido antes, debería haberse incorporado por lo menos con cuatro años de anticipación. Un aspecto fundamental en esta discusión está dado por el hecho de que uno nunca podrá estar totalmente seguro de lo que acontecerá 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 even- tos 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 dis- cusión se reduce a considerar si lo que se está previen- do es fácil (muy probable) o difícil (poco probable) que ocurra. Para este caso en particular la dimensión co- rrecta 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 ra- zonables para presumir que las centrales de Huanza y Marañón entrarían 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 inversión por unidad más alto de las tres, que se encuentra den- tro del plazo límite para la conclusión 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 posibilidades de entrar en servicio en el plazo señala- do. En este sentido, con la exclusión del proyecto Taru- cani dentro del plan de obras de la regulación tarifaria correspondiente al período noviembre 2001 - abril 2002, se estaría asumiendo un escenario razonable, posible de ocurrir y de mayor probabilidad. En vista de lo expuesto, este extremo del recurso debe- rá ser declarado 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.3.- PRECIOS BÁSICOS DE POTENCIA Y ENERGÍA B.3.1.- Sustento del Pedido Al inicio de su argumentación EGENOR señala que la Resolución reconsiderada "... incurre en un serio equívoco al considerar que la fecha más probable de llegada del gas de Camisea a Lima se produciría en abril del 2004 ". A continuación el recurrente manifiesta que no ha- bría razón para apartarse de la fecha establecida por el OSINERG en la fijación tarifaria de mayo 2001 que con- sideraba el mes de setiembre de 2004 como la fe- cha más probable de la llegada del gas de Camisea a Lima. Más adelante, el recurrente hace alusión a lo señalado en el literal c) de las cláusulas 3.2.2 del Contrato BOOT de Transporte de Gas Natural por Ductos desde Camisea al City Gate y del Contrato BOOT de Transporte de Líquidos de Gas Natural desde Camisea al City Gate (en adelante "Los Contratos BOOT") para afirmar que la fecha más pro- bable de llegada del gas de Camisea a Lima sería el mes de agosto de 2004. Más adelante, EGENOR cita lo establecido en los literales (a) y (b) del Artículo 47º de la LCE19 para afir- mar que existe una relación directa entre el programa de obras y de operación y la fijación de tarifas que efec- túa el OSINERG. En este sentido, EGENOR manifiesta que los efectos de asumir equivocadamente abril de 2004 como la fecha más probable de la llegada a Lima del gas de Camisea serían los siguientes: 19Artículo 47 º.- Para la fijación de Tarifas en Barra, cada COES efectuará los cálculos 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 mar- ginales antes calculados y la demanda proyectada, debidamente actua- lizados; e)Determinará el tipo de unidad generadora más económica para sumi- nistrar potencia adicional durante las horas de demanda máxima anual del sistema eléctrico y calculará la anualidad de la inversión con la Tasa de Actualización correspondiente fijada en el Artículo 79º de la presen- te 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 correspon- diente a cada Bloque Horario por el respectivo factor de pérdidas de energía.