Norma Legal Oficial del día 11 de diciembre del año 2001 (11/12/2001)

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TEXTO DE LA PÁGINA 43

MORDAZA, martes 11 de diciembre de 2001

NORMAS LEGALES

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aproximadamente el 45% del MORDAZA de electricidad no esta sujeto a regulacion sino al libre acuerdo entre las partes entonces existe un fuerte incentivo al ingreso de nuevas obras que consideren que su precio de generacion puede ser competitivo con el de los incumbentes como para llegar a compartir una parte del MORDAZA de tales clientes. Esto es tanto mas real si se considera que aproximadamente el 36% de la energia del MORDAZA libre se encuentra contratado a menos de 4 anos y que por consiguiente habria una demanda de unos 245 GWhmes (460 MW) interesada en suscribir contratos de abastecimiento con quien le ofrezca mejores condiciones economicas que las actuales. EGENOR pide que para que el OSINERG considere un proyecto de generacion el mismo debe contar con el financiamiento adecuado y con un estudio definitivo que permita asegurar que la ejecucion del proyecto sera viable. Aunque no deja de tener sentido una propuesta de este MORDAZA, tambien es MORDAZA que muchas obras de demanda, cuyo ingreso afecta los precios de la energia en sentido opuesto al ocasionado por el ingreso de una nueva central de generacion, son propuestas e incluidas en los escenarios de demanda sin contar con una exigencia del mismo MORDAZA, lo cual seria lo minimo 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 ingreso de los proyectos indicados podrian inclusive ser adelantadas por los propios agentes de generacion como sucedio con el caso de las centrales hidroelectricas de Chimay y Yanango, las cuales fueron incorporadas en el plan de obras, en cada regulacion, con un adelanto significativo respecto a la fecha prevista en la regulacion anterior, de acuerdo 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 unicamente dos anos MORDAZA de su puesta en operacion, situacion que, de haberse conocido MORDAZA, deberia haberse incorporado por lo menos con cuatro anos de anticipacion. Un aspecto fundamental en esta discusion 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. En vista de lo expuesto, este extremo del recurso debera ser declarado 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.3.- PRECIOS BASICOS DE POTENCIA Y ENERGIA B.3.1.- Sustento del Pedido Al inicio de su argumentacion EGENOR senala que la Resolucion reconsiderada "... incurre en un serio equivoco al considerar que la fecha mas probable de llegada del gas de Camisea a MORDAZA se produciria en MORDAZA del 2004". A continuacion el recurrente manifiesta que no habria razon para apartarse de la fecha establecida por el OSINERG en la fijacion tarifaria de MORDAZA 2001 que consideraba el mes de setiembre de 2004 como la fecha mas probable de la llegada del gas de Camisea a Lima. Mas adelante, el recurrente hace alusion a lo senalado en el literal c) de las clausulas 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 Liquidos de Gas Natural desde Camisea al City Gate (en adelante "Los Contratos BOOT") para afirmar que la fecha mas probable de llegada del gas de Camisea a MORDAZA seria el mes de agosto de 2004. Mas adelante, EGENOR cita lo establecido en los literales (a) y (b) del Articulo 47º de la LCE 19 para afirmar que existe una relacion directa entre el programa de obras y de operacion y la fijacion de tarifas que efectua el OSINERG. En este sentido, EGENOR manifiesta que los efectos de asumir equivocadamente MORDAZA de 2004 como la fecha mas probable de la llegada a MORDAZA del gas de Camisea serian los siguientes:

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Articulo 47º.- Para la fijacion de Tarifas en MORDAZA, cada COES efectuara los calculos correspondientes en la siguiente forma: a) Proyectara la demanda para los proximos cuarentiocho meses y determinara un programa de obras de generacion y transmision factibles de entrar en operacion en dicho periodo, considerando las que se encuentren en construccion y aquellas que esten contempladas en el Plan Referencial elaborado por el Ministerio de Energia y Minas; b) Determinara el programa de operacion que minimice la suma del costo actualizado de operacion y de racionamiento para el periodo de estudio, tomando en cuenta, entre otros: la hidrologia, los embalses, los costos de combustible, asi como la Tasa de Actualizacion a que se refiere el Articulo 79º de la presente Ley; c) Calculara los Costos Marginales de Corto Plazo esperados de energia del sistema, para los Bloques Horarios que establece la Comision de Tarifas de Energia, correspondiente al programa de operacion a que se refiere el acapite anterior; d) Determinara el Precio Basico de la Energia por Bloques Horarios para el periodo de estudio, como un promedio ponderado de los costos marginales MORDAZA calculados y la demanda proyectada, debidamente actualizados; e) Determinara el MORDAZA de unidad generadora mas economica para suministrar potencia adicional durante las horas de demanda MORDAZA anual del sistema electrico y calculara la anualidad de la inversion con la Tasa de Actualizacion correspondiente fijada en el Articulo 79º de la presente Ley; f) Determinara el precio basico de la potencia de punta, segun el procedimiento que se establezca en el Reglamento, considerando como limite superior la anualidad obtenida en el inciso anterior. En caso de que la reserva del sistema sea insuficiente se considerara para este fin un margen adicional, al precio establecido en el parrafo precedente; g) Calculara para cada una de las barras del sistema un factor de perdidas de potencia y un factor de perdidas de energia en la transmision. Estos factores seran iguales a 1,00 en la MORDAZA en que se fijen los precios basicos; h) Determinara el Precio de la Potencia de Punta en MORDAZA, para cada una de las barras del sistema, multiplicando el Precio Basico de la Potencia de Punta por el respectivo factor de perdidas de potencia, agregando a este producto el Peaje por Conexion a que se refiere el Articulo 60º de la presente Ley; y, i) Determinara el Precio de Energia en MORDAZA, para cada una de las barras del sistema, multiplicando el Precio Basico de la Energia correspondiente a cada Bloque Horario por el respectivo factor de perdidas de energia.