TEXTO PAGINA: 54
Pág. 235368 NORMAS LEGALES Lima, jueves 19 de diciembre de 2002 Que, el COES-SINAC muestra una proyección de la producción para el año 2002 realizada con datos históri- cos recientes y que resulta en un valor de 19 626 GWh concluyendo que, a partir de los resultados mostrados, la metodología utilizada por el OSINERG y descrita en el In- forme OSINERG-GART/GRGT Nº 081-2002, tanto para la proyección de ventas de los meses de setiembre a diciem- bre de 2002 como para la proyección de las pérdidas en distribución y subtransmisión carecen de base real y sus- tento técnico; Que, finalmente, resalta que "... en base a los cálculos efectuados por OSINERG de los porcentajes de pérdidas en distribución y subtransmisión para el año 2002 (deno- minados "reales"), dicho organismo proyecta los porcenta- jes de pérdidas para los siguientes cuatro años (2003 a 2006) "; Que, adjunta como Anexo 2 de su recurso impugnativo, los cuadros Nº 1 y Nº 2 con las proyecciones efectuadas así como una archivo magnético con las lecturas de medi- dores de los meses de enero a octubre del 2002 del SEIN; 2.1.1.3 Cargas Incorporadas del Subsistema San Martín Que, el COES-SINAC señala que en el oficio Nº 817- 02-EM/DEP, el cual adjunta como Anexo 3 de su recurso, la Dirección Ejecutiva de Proyectos (en adelante "DEP") del Ministerio de Energía y Minas (en adelante "MEM"), se informa que la interconexión del subsistema San Martín se efectuaría a fines del año 2005 y la interconexión del sub- sistema Yurimaguas en el año 2007. Agrega que en dicho oficio se confirma que la magnitud de las proyecciones de demanda de potencia y energía corresponden a cifras res- paldadas por consultores externos, las mismas que fueron anexadas al oficio Nº 0974-01-EM/DEP que fuera presen- tado en el Estudio Técnico Económico del COES-SINAC en el presente proceso regulatorio; Que, en consecuencia, solicita se utilicen las cifras de demanda propuestas por el COES-SINAC y confirmadas por la DEP del MEM, con las fechas referidas en el párrafo anterior. 2.1.2 ANÁLISIS DEL OSINERG Que, con respecto a lo reconsiderado por el COES- SINAC, en esta parte se debe tener en cuenta lo siguiente: 2.1.2.1 Pérdidas en Distribución y Subtransmisión a) Que, el OSINERG viene utilizando el mismo crite- rio empleado en anteriores regulaciones de precios en barra. Tanto en la regulación de mayo 2002 como en la de noviembre 2002 se señala que " debe tomarse en cuenta la señal de las pérdidas reconocidas en las tari- fas de distribución "; el tomar en cuenta esta señal como tendencia no debe ser considerado como un impedimento para que se desconozca la realidad en el punto de inicio de la proyección, es decir, que las pérdidas reales han alcanzado en esta oportunidad valores menores que las pérdidas reconocidas, situación que no puede ser ob- viada para propósitos de estimación de la demanda real del sistema; Que, en consecuencia, tomando en cuenta la informa- ción de la evolución de las pérdidas reales durante el pe- ríodo 1997-2002 (Gráficos Nº A.1, A.2 y A.35), se deter mi- nó la proyección de las pérdidas reales en forma lineal de forma tal que las empresas alcancen los valores estánda- res en octubre 2005; b) Que, toda proyección se inicia con un valor histórico (real) y termina en un valor límite establecido de acuerdo con los criterios aplicables para tal fin. El OSINERG para la realización de sus cálculos orienta su modo de proceder estrictamente de acuerdo con lo establecido en la LCE y su Reglamento. Los criterios para determinar el cálculo de los factores de expansión de pérdidas para las tarifas de distribución eléctrica se establecen en el Artículo 143º y la Segunda Disposición Transitoria del Reglamento6. De acuerdo con los objetivos de eficiencia de la regulación, las pérdidas estándares (físicas + comerciales) deben ser alcanzadas en 3 periodos de fijación, es decir, en octubre de 2005. Esta es la razón por la cual, para el año 2006 se emplea un valor límite establecido, más allá del cual no es recomendable técnicamente utilizar otro valor para proyec- tar las pérdidas; Que, los comentarios del COES-SINAC (Anexo 1, nu- meral 2.2 de su recurso de reconsideración), cuando se- ñala que el OSINERG no usa criterios y procedimientosde cálculo uniformes para la fijación de precios de distribu- ción y precios en barra, no corresponden a una correcta interpretación de los procedimientos para la regulación de precios de las actividades de generación y distribución establecidos en la LCE y su Reglamento. Así, las bases de cálculo de las tarifas están diseñadas para cada actividad en forma específica. El cálculo de los precios de energía y potencia de las Tarifas en Barra se realiza a costos margi- nales y el Valor Agregado de Distribución (en adelante "VAD") refleja el costo medio de una empresa modelo di- señada bajo el concepto de Sistema Económicamente Adaptado (regulación por incentivos); c) Que, el OSINERG ha utilizado un criterio conserva- dor que contempla la estacionalidad presentada en los años 2000 y 2001; es más, el método de ajuste (dos años) obje- tado por el COES-SINAC, permite converger el porcentaje anual del inicio de proyección de cada fijación con el valor real del ejercicio, con lo cual se eliminan las posibles dis- torsiones entre la elección de un método de ajuste con la realidad; Que, el COES-SINAC manifiesta que el OSINERG " sólo ha utilizado información de dos años ". En este sentido, se verifica que el OSINERG ha sido conservador en sus cál- culos porque en caso de haberse utilizado datos desde el año 1994, el factor resultante sería de 0,9917 que es me- nor al 1,011 empleado en la fijación. Otro método de pro- yección también sería un ajuste de tipo cuadrático el cual, con los datos de pérdidas del período 1993-2001, pronos- ticaría valores menores a los finalmente empleados en la fijación; d) Que, la proyección de pérdidas reconocidas calcula- das por el OSINERG en la hoja de cálculo "modelo de- manda por barras_1102" es utilizada en el pronóstico como una señal de que las pérdidas en distribución tienden a decrecer hasta octubre de 2005, fecha a partir de la cual las pérdidas en distribución serían iguales a las pérdidas estándares. En el informe técnico que sustentó la fijación de las Tarifas en Barra para el período noviembre 2002 - abril 2003 se mostró que las pérdidas reales en el 2002 estaban por debajo de las pérdidas reconocidas y en con- sideración a que la señal se orienta a alcanzar " por lo me- nos" el valor de las pérdidas estándares (físicas + comer- ciales) en octubre 2005, se ha utilizado este valor como meta en la proyección del período 2002-2006; e) Que, lo expresado por el COES en el sentido que "(...) el supuesto de que los niveles de pérdidas se man- tendrán constantes a lo largo de los próximos años, es in- consistente y no responde al menor análisis (...)" carece de validez ya que el mismo responde al análisis que el OSINERG ha efectuado en la determinación del Sistema Económicamente Adaptado como parte del proceso de fi- jación de las tarifas y compensaciones de los sistemas secundarios de transmisión; Que, en efecto, si bien existe una correlación entre las inversiones en los activos de transmisión y el crecimiento de la demanda, cuya consecuencia puede ser reflejada en las pérdidas de transmisión, esta correlación puede ser de cualquiera de las siguientes formas que se señalan a se- guir: • Si las inversiones aumentan en mayor proporción que el crecimiento de la demanda, las pérdidas de transmisión tenderán a disminuir; • Si las inversiones aumentan en menor proporción que el crecimiento de la demanda, las pérdidas de transmisión tenderán a aumentar; 5Estos gráficos se adjuntaron en el Anexo A del Informe OSINERG-GART/GRGT Nº 081-2002 el cual sustentó la Resolución OSINERG Nº 1458-2002-OS/CD que fijó las Tarifas en Barra para el período noviembre 2002 - abril 2003. 6Artículo 143 º.- Las pérdidas estándares a considerar para el cálculo del Valor Agregado de Distribución comprenderán las pérdidas físicas y las comerciales. Las pérdidas físicas serán las resultantes del cálculo efectuado considerando la caída de tensión máxima, especificada en la norma de calidad, según el Artículo 64º del Reglamento. Las pérdidas comerciales a reconocer no podrán ser superiores al 50% de las pérdidas físicas. Segunda Disposición Transitoria .- Las pérdidas estándares fijadas conforme a lo establecido en el Artículo 143º del Reglamento, deberán ser alcanzados progresivamente en tres períodos de fijación de las tarifas de distribución. En la primera fijación se deberá reducir por lo menos el 50% de la diferencia entre las pérdidas reales y las pérdidas estándares.