NORMA LEGAL OFICIAL DEL DÍA 25 DE SEPTIEMBRE DEL AÑO 2003 (25/09/2003)

/G50/GE1/G67/G2E/G20/G32/G35/G31/G39/G35/G35 /G4E/G4F/G52/G4D/G41/G53/G20/G4C/G45/G47/G41/G4C/G45/G53 Lima, jueves 25 de setiembre de 2003 Que, efectivamente, el proceso de fijación de tarifas y com- pensaciones para los Sistemas Secundarios de Transmisión(en adelante “SST”) se inició antes del 1 de febrero de 2003con la presentación de los “Estudios Técnico Económico conlas Propuestas de Tarifas y Compensaciones”, preparados porlos titulares de los SST y remitidos al OSINERG para su eva-luación. De acuerdo con el procedimiento aprobado, las refe-ridas propuestas fueron consignadas en la página WEB deOSINERG hasta el día 14 de febrero de 2003; Que, como parte del proceso regulatorio se convocó a au- diencia pública, que se llevó a cabo el día viernes 7 de marzode 2003. En esta audiencia los titulares de SST tuvieron laoportunidad de sustentar sus propuestas de fijación de tarifas,recibieron los comentarios y observaciones de los asistentes ydieron una primera respuesta a las observaciones recibidas; Que, posteriormente, el 28 de marzo de 2003, el OSI- NERG remitió a los titulares de los SST, los informes co-rrespondientes con las observaciones encontradas a losestudios técnico económicos señalados anteriormente; Que, las observaciones señaladas fueron revisadas y respondidas por los titulares de transmisión con fecha 22de abril de 2003. Los informes con las propuestas finalesde las empresas concesionarias fueron consignados en lapágina WEB del OSINERG hasta el día 25 de abril de 2003; Que, con fecha 2 de junio de 2003, el OSINERG publi- có, con Resolución OSINERG Nº 081-2003-OS/CD el “Pro-yecto de Resolución que Fija las Tarifas y Compensacio-nes para los Sistemas Secundarios de Transmisión” y pu-blicó en su pagina WEB la información que la sustenta; Que, se convocó a una segunda Audiencia Pública, lle- vada a cabo el día 24 de junio de 2003, en la cual el OSI-NERG expuso los criterios, metodología, modelos y resulta-dos empleados y contenidos en el Proyecto de Resolución.También recibió los comentarios y observaciones de los asis-tentes a los cuales se dieron las primeras respuestas; Que, posteriormente los interesados presentaron sus opiniones y sugerencias al Proyecto de Resolución hastael día 27 de junio de 2003; Que, después del análisis de las observaciones y suge- rencias recibidas, con fecha 16 de julio de 2003, el OSI-NERG publicó las Resoluciones OSINERG Nº 103-2003-OS/CD, OSINERG Nº 104-2003-OS/CD y OSINERGNº 105-2003/OS/CD, que fijan y, en su caso, consignan lasTarifas y Compensaciones de los SST; Que, de acuerdo al cronograma del proceso, los intere- sados interpusieron sus recursos de reconsideración, con-tra las resoluciones citadas anteriormente, hasta el día 08de agosto de 2003, los que fueron publicados en la páginaWEB del OSINERG hasta el 13 de agosto de 2003; Que, con fecha 16 de julio de 2003, el Organismo Super- visor de la Inversión en Energía (en adelante “OSINERG”)publicó las Resoluciones de Consejo Directivo OSINERGNº 103-2003-OS/CD y OSINERG Nº 105-2003-OS/CD con-tra las cuales la Sociedad Eléctrica del Sur Oeste S.A. (enadelante “SEAL ”), dentro del término de ley, presentó recursode reconsideración, siendo materia del presente acto admi-nistrativo el análisis y decisión de dicho recurso impugnativo; Que, con fecha 8 de agosto de 2003, SEAL interpuso su Recurso de Reconsideración contra las Resoluciones OSI-NERG Nº 103-2003-OS/CD y OSINERG Nº 105-2003-OS/CD; Que, posteriormente, ante el pedido del OSINERG para que acredite al representante legal de la empresa y acom-pañe la firma de un letrado en el recurso de reconsidera-ción, SEAL presentó su escrito, recibido el 13 de agosto de2003, remitiendo lo solicitado; Que, el Consejo Directivo del OSINERG convocó a una tercera Audiencia Pública para que los interesados, quepresentaron recursos de reconsideración contra las reso-luciones mencionadas anteriormente, pudieran exponer elsustento de sus respectivos recursos, la misma que se rea-lizó el 20 de agosto de 2003. 2.- EL RECURSO DE RECONSIDERACIÓNQue, SEAL solicita que se reconsideren los valores fija- dos en las Resoluciones OSINERG Nº 103-2003-OS/CD yOSINERG Nº 105-2003-OS/CD, tomando en cuenta los si-guientes aspectos: 1) Revisión del cálculo de la proyección de demanda de los sistemas Islay, Majes y Bella Unión, los cuales estimaque fueron sobredimensionadas; 2) Se efectúe los cálculos de los intereses intercalarios, utilizando como costo de capital inmovilizado la tasa deactualización de 12%; 3) Se efectúe el cálculo de los peajes del SST de SEAL, de conformidad con lo establecido por el Artículo 139º delreglamento de la LCE, eliminando el factor de reducción introducido por OSINERG; 4) Se complemente la Resolución, estableciendo que los precios y cargos en el punto de compra de SEAL debencorresponder a las barras de 138 kV y no deben incluir elpeaje por el uso de transformadores; 5) Se incluya en la resolución de Peajes de Transmisión Secundaria, los cargos por peaje de transmisión aplicablea los clientes que tienen suministro en 33 kV. Caso contra-rio, considerando que los cargos reconocidos para el siste-ma de Alta Tensión, corresponden a 138 kV, confirmar quelos usuarios en 33 kV, deben ser considerados como sumi-nistros en media tensión y aplicarse los cargos fijados endicho nivel de tensión. 2.1 PROYECCIÓN DE LA DEMANDA DE ISLAY, MA- JES Y BELLA UNIÓN 2.1.1 SUSTENTO DEL PETITORIO Que, SEAL indica que el modelo de proyección de de- manda utilizado por el OSINERG da resultados incoheren-tes, puesto que el número de habitantes / Abonado proyec-tados para el año 2017 resulta menor en las poblacionesrurales de Islay, Majes y Bella Unión en comparación conlos resultados obtenidos para la ciudad de Arequipa; Que, SEAL considera que no es razonable esperar que las poblaciones de ciudades menores, con alto porcentajede población dispersa en áreas rurales, con ingresos me-nores a los de la ciudad de Arequipa, Puedan llegar a unnivel de electrificación mayor, razón que evidencia que elnúmero de habitantes por abonado en estas localidadesdeba ser mayor a 4 habitantes/ abonado; Que, finalmente considera imprecisa la respuesta que diera el OSINERG respecto a sus comentarios sobre laresolución prepublicada. 2.1.2 ANÁLISIS DEL OSINERG Que, la recurrente sólo objeta los resultados obtenidos por el OSINERG, sin embargo, no aporta ni presenta alter-nativas de proyección para la demanda de los sistemasmenores a los que se refiere; Que, la demanda de la ciudad de Arequipa tiene patrones de comportamiento correspondiente a una urbe con un mer-cado con mayor madurez que el resto de localidades que sesirven del SST, por tanto el crecimiento del número de abona-dos responde a un crecimiento poblacional más estable conuna economía más definida. En estas condiciones, es válidotomar como indicador la relación Habitante/Abonado; Que, a falta de información por parte de SEAL, el OSI- NERG ha realizado la mejor estimación de la proyecciónde demanda, considerando la información comercial globalde los clientes regulados en BT y MT y, clientes libres enMT; así como la información de proyección de población aenero 2002 del INIE; Que, asimismo debe tomarse en cuenta que, los “Otros Sistemas” a que se refiere SEAL lo conforman las localida-des como Mollendo y Matarani, que no son rurales, y portanto la tasa de crecimiento del conjunto de estos sistemasresulta mayor al promedio rural nacional; Que, en consecuencia el presente extremo del recurso impugnativo debe declarase infundado. 2.2 COSTOS INDIRECTOS EN LA DETERMINACIÓN DEL COSTO DE LAS INVERSIONES 2.2.1 SUSTENTO DEL PETITORIO Que, SEAL sostiene que de acuerdo con lo establecido en el Artículo 79º de la Ley de Concesiones Eléctricas 4, el costo de capital de las inversiones se determina utilizandouna tasa de 12% anual; Que, asimismo, señala que dicha tasa de actualización refleja el costo del capital inmovilizado, independiente de siéste se obtiene vía financiamiento o aportes de capital propio; 4Artículo 79º .- La Tasa de Actualización a utilizar en la presente Ley será de 12% real anual. Esta tasa sólo podrá ser modificada por el Ministerio de Energía y Minas,previo estudio que encargue la Comisión de Tarifas de Energía a consultores especializados, en el que se determine que la tasa fijada es diferente a la Tasa Libre de Riesgo más el premio por riesgo en el país.En cualquier caso, la nueva Tasa de Actualización fijada por el Ministerio de Energía y Minas, no podrá diferir en más de dos puntos porcentuales de la tasa vigente.