TEXTO PAGINA: 37
PÆg. 246247 NORMAS LEGALES Lima, jueves 19 de junio de 2003 ducción progresiva de las pérdidas para cada año hasta alcanzar las pérdidas estándar; Que, agrega, el OSINERG estableció como criterio, en el Informe GART Nº 019-2002, correspondiente a la regu-lación tarifaria del mes de mayo 2002, que “ debe tomarse en cuenta la señal de las pérdidas reconocidas en las tari- fas de distribución, la misma que se encuentra explícita en la última regulación efectuada para el Valor Agregado de Distribución, y sus parámetros de cálculo, entre ellos los factores de expansión de pérdidas ”; Que, sin embargo, señala, la resolución impugnada desconoce la reducción de pérdidas reconocidas por la resolución tarifaria de distribución correspondiente a losaños 2003-2005, reemplazándola por una nueva proyec- ción que toma en cuenta las pérdidas reales alcanzadas por las empresas de distribución en el año 2002, no si-guiendo los parámetros de cálculo de la resolución tarifa- ria de distribución; Que, seguidamente, hace mención a que en el año 2001, para el cálculo de los factores de pérdidas, el OSI- NERG aceptó los valores teóricos de pérdidas sin tomar en cuenta los valores reales que ya desde 1997 eranmenores que los reconocidos en la fijación de precios de noviembre de 1997; Que, precisa que el OSINERG no usa criterios de cálculo uniformes para la fijación de precios de distribu- ción y de Tarifas en Barra, solicitando modificar la resolu- ción impugnada a efectos de considerar las pérdidas re-conocidas en la proyección de la demanda en los años 2003-2005; 2.1.1.2 Demanda asociada a la Interconexión con el Ecuador Que, señala el COES-SINAC que, ni el Artículo 47º de la LCE ni su Reglamento limitan el concepto de “Sis- tema Interconectado” al ámbito nacional, obligando al COES y al OSINERG a proyectar la demanda total del Sis-tema Interconectado, sin discriminar en función a la nacio- nalidad de dicha demanda. Ello hace que la proyección de la demanda que debe efectuar el COES, a efectos de laDecisión 536, considere la demanda de los Países de la Subregión equivalentes en los nodos de frontera (en el caso del Perú, el nodo Tumbes); Que, agrega que la inclusión de la demanda del Ecua- dor en la proyección de la demanda no requiere de regu- lación alguna, por cuanto al registrarse la demanda delEcuador en el nodo Tumbes, los criterios para su deter- minación serán los de la LCE, lo que indica que la aplica- ción de la Decisión 536, en este extremo, es inmediata; Que, hace mención a que la interconexión con el ve- cino país es factible, conforme a los términos del Artículo 47º, inciso a) de la LCE 5, por cuanto Red de Energía del Perú debe construir la línea de transmisión Zorritos-Za- rumilla, que hará posible el enlace con el Ecuador, sien- do la fecha de inicio de operación de dicha línea, setiem-bre de 2004, en virtud del acuerdo celebrado entre la mencionada empresa transmisora y TRANSELECTRIC del Ecuador, que cuenta con el aval del Ministerio deEnergía y Minas y su homólogo ecuatoriano; Que, luego de hacer referencia al argumento técnico utilizado por la entidad reguladora en el Informe OSI-NERG-GART/DGT Nº 010A-2003, respecto a que la tari- fa eléctrica se calcula considerando proyecciones de la demanda de crecimiento medio, manifiesta que, comoprimera aproximación, se tomó como demanda asociada a la interconexión con el Ecuador, el déficit correspon- diente a un escenario intermedio de balance de potenciay energía presentado en el Plan de Electrificación del Ecuador del año 2002, y se consideró que a fines del 2004 se puede exportar energía al Ecuador en los me-ses de diciembre a abril, considerando que se suminis- trará energía para otras condiciones cuando ello se justi- fique económicamente; Que, anota el COES-SINAC, que de acuerdo al Estu- dio Energético de la Interconexión Ecuador - Perú a 230 kV preparado por ISA (Colombia), el flujo es claramentepreponderante de Perú a Ecuador, y supera los 100 MW en horas de punta y media demanda, en los meses de avenida del Perú, de diciembre de 2004 hasta abril de2007, potencia que es muy superior a la considerada como demanda asociada a la interconexión en el Estudio del COES-SINAC; Que, menciona el COES-SINAC que, en diversos es- tudios acerca del proyecto se señala que la interconexión Perú-Ecuador se operará en una primera etapa en formaradial (abasteciendo determinada carga de la Subestación San Ildefonso en Ecuador que será separada del Sistema Interconectado Ecuatoriano), no previéndose en esta mo- dalidad de operación exportación desde el Ecuador haciael Perú; Que, acompaña como Anexo 3 de su recurso, copia de la carta de Red de Energía del Perú remitida al COEScomo sustento del adelanto de la fecha de la línea de transmisión Zorritos-Zarumilla y, como Anexo 4, copia del “Estudio Energético de la Interconexión Ecuador-Perú a230 kV”; Que, finalmente hace referencia a que, mayor susten- to legal sobre este punto se encuentra en el Informe queacompaña como Anexo 5 de su recurso. 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 siguien- te: 2.1.2.1 Pérdidas de Distribución Que, el COES-SINAC señala que el OSINERG ha cambiado de criterio en la presente regulación respecto del que habría adoptado en mayo de 2002. Al respecto, es preciso señalar que el OSINERG ha tomado el mismocriterio adoptado en la reciente regulación de las Tarifas en Barra de noviembre de 2002, regulación a partir de la cual se verificó que las pérdidas reales se encontrabanpor debajo de las pérdidas reconocidas; Que, respecto a las pérdidas de distribución conside- radas en la regulación de Tarifas en Barra de noviembrede 2002, se mencionó en dicha oportunidad, que las pér- didas que deben de servir de base para su proyección deben corresponder a las pérdidas reales registradas porlas empresas distribuidoras, criterio que se ajusta a los principios de la regulación de precios en barra, debido a que se parte de una realidad tangible a fin de que su pro-yección tenga una base real; Que, sobre este tema en particular es necesario tener en cuenta que, de haber sucedido realmente que una pre-misa o un criterio fuera adoptado en una oportunidad ante- rior por el OSINERG, ello no significa que dicha premisa o criterio debe mantenerse y no ser sujeto de una revisión,más aún al haber alcanzado las pérdidas reales valores menores que las pérdidas reconocidas, situación que no puede ser obviada o desconocida para propósitos de esti-mación de la demanda real del sistema; Que, a este respecto, la Ley del Procedimiento Admi- nistrativo General ha contemplado tal situación cuandoen el Artículo VI de su Título Preliminar establece que “ Los criterios interpretativos establecidos por las entida- des, podrán ser modificados si se considera que no es correcta la interpretación anterior o es contraria al inte- rés general ...”; Que, por otro lado, se debe precisar que las pérdidas que señala la Segunda Disposición Transitoria de la LCE y el Artículo 143º de su Reglamento6 sólo son aplicables 5Artículo 47º.- Para la fijación de Tarifas en Barra, cada COES efectuará los cálculos correspondientes en la siguiente forma: Proyectará la demanda para los próximos cuarentiocho meses y determinará un programa de obras de generación y transmisión factibles de entrar enoperación en dicho período, considerando las que se encuentren en cons- trucción y aquellas que estén contempladas en el Plan Referencial elaborado por el Ministerio de Energía y Minas;.... 6Artículo 143º.- 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 consideran-do 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 laspérdidas físicas. Segunda Disposición Transitoria.- Las pérdidas estándares fijadas con- forme a lo establecido en el Artículo 143º del Reglamento, deberán seralcanzados 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.