Norma Legal Oficial del día 19 de junio del año 2003 (19/06/2003)

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TEXTO DE LA PÁGINA 37

MORDAZA, jueves 19 de junio de 2003

NORMAS LEGALES

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duccion progresiva de las perdidas para cada ano hasta alcanzar las perdidas estandar; Que, agrega, el OSINERG establecio como criterio, en el Informe GART Nº 019-2002, correspondiente a la regulacion tarifaria del mes de MORDAZA 2002, que "debe tomarse en cuenta la senal de las perdidas reconocidas en las tarifas de distribucion, la misma que se encuentra explicita en la MORDAZA regulacion efectuada para el Valor Agregado de Distribucion, y sus parametros de calculo, entre ellos los factores de expansion de perdidas"; Que, sin embargo, senala, la resolucion impugnada desconoce la reduccion de perdidas reconocidas por la resolucion tarifaria de distribucion correspondiente a los anos 2003-2005, reemplazandola por una nueva proyeccion que toma en cuenta las perdidas reales alcanzadas por las empresas de distribucion en el ano 2002, no siguiendo los parametros de calculo de la resolucion tarifaria de distribucion; Que, seguidamente, hace mencion a que en el ano 2001, para el calculo de los factores de perdidas, el OSINERG acepto los valores teoricos de perdidas sin tomar en cuenta los valores reales que ya desde 1997 eran menores que los reconocidos en la fijacion de precios de noviembre de 1997; Que, precisa que el OSINERG no usa criterios de calculo uniformes para la fijacion de precios de distribucion y de Tarifas en MORDAZA, solicitando modificar la resolucion impugnada a efectos de considerar las perdidas reconocidas en la proyeccion de la demanda en los anos 2003-2005; 2.1.1.2 Demanda asociada a la Interconexion con el Ecuador Que, senala el COES-SINAC que, ni el Articulo 47º de la LCE ni su Reglamento limitan el concepto de "Sistema Interconectado" al ambito nacional, obligando al COES y al OSINERG a proyectar la demanda total del Sistema Interconectado, sin discriminar en funcion a la nacionalidad de dicha demanda. Ello hace que la proyeccion de la demanda que debe efectuar el COES, a efectos de la Decision 536, considere la demanda de los Paises de la Subregion equivalentes en los nodos de frontera (en el caso del Peru, el nodo Tumbes); Que, agrega que la inclusion de la demanda del Ecuador en la proyeccion de la demanda no requiere de regulacion alguna, por cuanto al registrarse la demanda del Ecuador en el nodo Tumbes, los criterios para su determinacion seran los de la LCE, lo que indica que la aplicacion de la Decision 536, en este extremo, es inmediata; Que, hace mencion a que la interconexion con el vecino MORDAZA es factible, conforme a los terminos del Articulo 47º, inciso a) de la LCE 5 , por cuanto Red de Energia del Peru debe construir la linea de transmision Zorritos-Zarumilla, que MORDAZA posible el enlace con el Ecuador, siendo la fecha de inicio de operacion de dicha linea, setiembre de 2004, en virtud del acuerdo celebrado entre la mencionada empresa transmisora y TRANSELECTRIC del Ecuador, que cuenta con el aval del Ministerio de Energia y Minas y su homologo ecuatoriano; Que, luego de hacer referencia al argumento tecnico utilizado por la entidad reguladora en el Informe OSINERG-GART/DGT Nº 010A-2003, respecto a que la tarifa electrica se calcula considerando proyecciones de la demanda de crecimiento medio, manifiesta que, como primera aproximacion, se tomo como demanda asociada a la interconexion con el Ecuador, el deficit correspondiente a un escenario intermedio de balance de potencia y energia presentado en el Plan de Electrificacion del Ecuador del ano 2002, y se considero que a fines del 2004 se puede exportar energia al Ecuador en los meses de diciembre a MORDAZA, considerando que se suministrara energia para otras condiciones cuando ello se justifique economicamente; Que, anota el COES-SINAC, que de acuerdo al Estudio Energetico de la Interconexion Ecuador - Peru a 230 kV preparado por ISA (Colombia), el flujo es claramente preponderante de Peru a Ecuador, y supera los 100 MW en horas de punta y media demanda, en los meses de avenida del Peru, de diciembre de 2004 hasta MORDAZA de 2007, potencia que es muy superior a la considerada como demanda asociada a la interconexion en el Estudio del COES-SINAC; Que, menciona el COES-SINAC que, en diversos estudios acerca del proyecto se senala que la interconexion Peru-Ecuador se operara en una primera etapa en forma

radial (abasteciendo determinada carga de la Subestacion San MORDAZA en Ecuador que sera separada del Sistema Interconectado Ecuatoriano), no previendose en esta modalidad de operacion exportacion desde el Ecuador hacia el Peru; Que, acompana como Anexo 3 de su recurso, MORDAZA de la carta de Red de Energia del Peru remitida al COES como sustento del adelanto de la fecha de la linea de transmision Zorritos-Zarumilla y, como Anexo 4, MORDAZA del "Estudio Energetico de la Interconexion Ecuador-Peru a 230 kV"; Que, finalmente hace referencia a que, mayor sustento legal sobre este punto se encuentra en el Informe que acompana como Anexo 5 de su recurso. 2.1.2 ANALISIS DEL OSINERG Que, con respecto a lo reconsiderado por el COESSINAC, en esta parte se debe tener en cuenta lo siguiente: 2.1.2.1 Perdidas de Distribucion Que, el COES-SINAC senala que el OSINERG ha cambiado de criterio en la presente regulacion respecto del que habria adoptado en MORDAZA de 2002. Al respecto, es preciso senalar que el OSINERG ha tomado el mismo criterio adoptado en la reciente regulacion de las Tarifas en MORDAZA de noviembre de 2002, regulacion a partir de la cual se verifico que las perdidas reales se encontraban por debajo de las perdidas reconocidas; Que, respecto a las perdidas de distribucion consideradas en la regulacion de Tarifas en MORDAZA de noviembre de 2002, se menciono en dicha oportunidad, que las perdidas que deben de servir de base para su proyeccion deben corresponder a las perdidas reales registradas por las empresas distribuidoras, criterio que se ajusta a los principios de la regulacion de precios en MORDAZA, debido a que se parte de una realidad tangible a fin de que su proyeccion tenga una base real; Que, sobre este tema en particular es necesario tener en cuenta que, de haber sucedido realmente que una premisa o un criterio fuera adoptado en una oportunidad anterior por el OSINERG, ello no significa que dicha premisa o criterio debe mantenerse y no ser sujeto de una revision, mas aun al haber alcanzado las perdidas reales valores menores que las perdidas reconocidas, situacion que no puede ser obviada o desconocida para propositos de estimacion de la demanda real del sistema; Que, a este respecto, la Ley del Procedimiento Administrativo General ha contemplado tal situacion cuando en el Articulo VI de su Titulo Preliminar establece que "Los criterios interpretativos establecidos por las entidades, podran ser modificados si se considera que no es correcta la interpretacion anterior o es contraria al interes general..."; Que, por otro lado, se debe precisar que las perdidas que senala la MORDAZA Disposicion Transitoria de la LCE y el Articulo 143º de su Reglamento6 solo son aplicables

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Articulo 47º.- Para la fijacion de Tarifas en MORDAZA, cada COES efectuara los calculos correspondientes en la siguiente forma: 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; .... Articulo 143º.- Las perdidas estandares a considerar para el calculo del Valor Agregado de Distribucion comprenderan las perdidas fisicas y las comerciales. Las perdidas fisicas seran las resultantes del calculo efectuado considerando la caida de tension MORDAZA, especificada en la MORDAZA de calidad, segun el Articulo 64º del Reglamento. Las perdidas comerciales a reconocer no podran ser superiores al 50% de las perdidas fisicas. MORDAZA Disposicion Transitoria.- Las perdidas estandares fijadas conforme a lo establecido en el Articulo 143º del Reglamento, deberan ser alcanzados progresivamente en tres periodos de fijacion de las tarifas de distribucion. En la primera fijacion se debera reducir por lo menos el 50% de la diferencia entre las perdidas reales y las perdidas estandares.

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