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/G50/GE1/G67/G2E/G20/G37 /G50/G52/G4F/G59/G45/G43/G54/G4F Lima, viernes 28 de noviembre de 2003 Precio Básico de la Potencia de acuerdo con el mandato de los dispositivos legales citados anteriormente. Para un apropiado entendimiento de este documento es necesario tomar en cuenta que la determinación final del Precio Básico de la Potencia, de acuerdo con el manda- to legal, es un problema que no posee una solución úni-ca. Para resolverlo, como se podrá apreciar a lo largo del documento, se hace necesario asumir un conjunto de premisas y criterios que constituyen la manera prác- tica de resolver otros tantos compromisos entre solu- ciones factibles. En muchos casos no será posible de- mostrar, de la manera como se demuestra un teorema matemático, las razones que llevan a elegir un determi- nado criterio. Esto es un hecho que no se puede sosla- yar y debe ser reconocido desde el principio a fin de evitar, en la medida de lo posible, caer en el error de discusiones improductivas. Es importante se tome en cuenta que este procedimien- to recoge la experiencia de los últimos 10 años en la regulación tarifaria del sector eléctrico peruano, así como los avances logrados en el campo regulatorio en el mun-do. Un ejemplo de este conocimiento se encuentra ejem- plificado en la siguiente declaración del profesor Robert Wilson de la Universidad de Stanford: “Una característica singular de aquellos sistemas que se derivaron a partir de los sistemas eléctricos inter- conectados son los pagos para atraer mayor expan- sión de la capacidad y retener máquinas obsoletas en condiciones de funcionamiento. Los requerimientos de capacidad instalada y operable también induce a los pagos por capacidad cuando estas obligaciones se pueden negociar en mercados auxiliares. Un ejemplo típico fue el pago de capacidad en Gran Bretaña ba- sado sobre el producto de una probabilidad estimada de no tener capacidad suficiente, y un valor de la de- manda no servida que fue establecida administrativa- mente. (Como un cínico podría esperar, la frecuencia esperada de las desconexiones fue diez veces la fre- cuencia real). La teoría establece que realmente los pagos de capacidad son óptimos, y deberían ser igua- les al costo de capacidad de los generadores de pun- ta más eficientes, como podría ser, por ejemplo, una turbina de combustión. Este pago parece necesario por cuanto tal generador se encuentra ocioso la ma- yor parte del tiempo. En los hechos, sin embargo, esta teoría es un vestigio obsoleto de una era en la cual se ignoraba la respuesta de la demanda. Aquellos de- mandantes que acepten contratos en los cuales per- mitan que las cargas sean cortadas o interrumpidas son usualmente el sustituto más eficiente para la ca- pacidad de punta, y su costo de capacidad es cero de tal manera que no se requiere de ningún cargo de capacidad”2 Es indudable que este tipo de conocimiento debe ser tomado en cuenta para establecer los límites de lo que es y de lo que no es posible dentro del marco de las leyes peruanas, y de los modelos que se utilizan paraestablecer las tarifas. No reconocer los límites de los modelos regulatorios puede llevar a iniciar discusiones en un nivel de ingeniería que, aunque pueden ser perti-nentes para fines de construcción de las centrales de generación, resultan inapropiados para establecer las tarifas como una señal de precios que incentive la efi-ciencia del sector. En el procedimiento que se somete a consideración con este documento se ha prestado importancia especial a los preceptos regulatorios de estabilidad, transparencia o claridad, simplicidad de aplicación, predictibilidad delos resultados y economía procedimental. Estos pre- ceptos constituyen el eje alrededor del cual se han re- suelto los compromisos que se encontraron durante laetapa de su preparación. En el procedimiento para la determinación de la Anuali- dad de la Inversión de la Unidad de Punta se considera: •El monto de la inversión, definido en el Artículo 126º del Reglamento, constituido por el costo del equipode generación más adecuado para suministrar po- tencia de punta y el costo de la instalación y co- nexión al sistema.•La Tasa de Actualización fijada en el Artículo 79° de la Ley, una vida útil de 20 años para el equipo de Generación y de 30 años para el equipo de Co- nexión. El Factor de Recuperación de Capital obte-nido sobre la base de estos valores y multiplicado por el monto de inversión determina la Anualidad de la Inversión de la Unidad de Punta. En el procedimiento para la determinación del Precio Básico de la Potencia, definido en el Artículo 126º del Reglamento, se considera además de la Anualidad de laInversión de la Unidad de Punta, el Costo Fijo anual de Operación y Mantenimiento estándar y los Factores de Indisponibilidad Fortuita de la unidad y del Margen deReserva Firme Objetivo del sistema, respectivamente. 2. Aspectos Metodológicos De acuerdo con la Ley de Concesiones Eléctricas (en adelante “LCE”), corresponde al COES-SINAC la pre- sentación, en cada regulación tarifaria, de la propuesta del Precio Básico de la Potencia, sustentado medianteun estudio técnico económico. El OSINERG se encarga de la revisión y aprobación. En las últimas fijaciones tarifarias se han presentado discrepancias entre los operadores y el ente regulador respecto a los criterios que deben emplearse para de- terminar el Precio Básico de la Potencia. Para superar las diferencias el OSINERG ha considerado necesario realizar elaborar este procedimiento de acuerdo con lo establecido en el Artículo 126° del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas (en adelante “RLCE”). En la elaboración de este procedimiento se ha procedido a revisar los principios en la LCE y su Reglamento así como las discrepancias existentes entre el COES-SI- NAC y los titulares de las empresas de generación con el OSINERG en relación con la determinación del Precio Básico de la Potencia (en adelante “PBP”). Al considerar los fundamentos, modelos e hipótesis que originan la existencia de un precio de la potencia de punta, se concluye que no tiene sentido establecer una metodología excesivamente compleja para determinar el costo de capital y operación de la unidad de punta (cuyo detalle en su aplicación práctica podía llevar a discusiones y divergencias entre los agentes y el orga- nismo regulador lo cual atenta, en definitiva, contra la estabilidad y calidad de la señal que se desea transmi- tir). Lo importante es reflejar, con la precisión que la práctica dicte, tales costos, y dar señales de estabilidad sobre su procedimiento de regulación, estabilidad queno significa que los valores numéricos que se calculenresulten invariantes frente a cambios objetivos en suscomponentes de costos. En consecuencia, se recomienda la aplicación de un procedimiento simplificado pero sólido y sistemático para calcular y actualizar el Precio Básico de la Potencia, procedimiento que reviste la forma de una propuesta denorma reglamentaria, la misma que es motivo del pre- sente informe. 2Robert Wilson, Market Achitecture, pags.20-21, Stanford University, 1999. http:/ /www .market-design.com/files/wilson-mar ket-architecture .pdf. A peculiar feature of those systems derived from power pools are payments to attract further capacity expansion and to retain obsolete plants in working order. Requirements for installed and operable capacity also induce capacity pay- ments when these obligations are tradable in auxiliary markets. A typical exam-ple was Britain's capacity payment based on the product of an estimated pro- bability of insufficient capacity, and a value of unserved demand that was set administratively. (As a cynic might expect, the estimated frequency of outageswas ten times the actual frequency.) Theory establishes that indeed capacity payments are optimal, and should equal the capacity cost of the most efficient peaking generator, perhaps a combustion turbine. This payment seemsnecessary because such a generator is idle most of the year. In fact, however, this theory is an obsolete remnant of an era in which demand side responses were ignored. Demanders who accept contracts allowing loads to be curtailedor interrupted are usually the most efficient substitute for peaking capacity, and their capacity costs are nil so no capacity payment is required.