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

/G50/GE1/G67/G2E/G20/G32/G35/G31/G39/G35/G36 /G4E/G4F/G52/G4D/G41/G53/G20/G4C/G45/G47/G41/G4C/G45/G53 Lima, jueves 25 de setiembre de 2003 Que, en consecuencia, afirma la recurrente, el OSI- NERG no debe tomar como referencia la tasa de interésTamex en el cálculo de los intereses intercalarios. 2.2.2 ANÁLISIS DEL OSINERG Que, el costo de inversión eficiente de una infraestruc- tura de transmisión está compuesto por los costos de to-dos los componentes de bienes y servicios requeridos enla implementación de la instalación. Dentro de estos com-ponentes se encuentran los intereses intercalarios, que vie-nen a ser los costos de la provisión de los recursos finan-cieros que son requeridos en forma variable en el tiempo;de tal manera que, en forma oportuna, se cuente con estosrecursos durante la construcción del proyecto. Los intere-ses intercalarios pueden ser capitalizados como parte delactivo. El costo de este servicio, como cualquier compo-nente de costos, está determinado por el mercado; Que, a diferencia de la tasa de interés para la determi- nación de los intereses intercalarios, la tasa de actualiza-ción, determinada por la LCE, es aplicada a la valoraciónde los recursos utilizados en las transacciones económi-cas establecidas por la Ley, durante la operación económi-ca de las instalaciones que ya se encuentran en servicio y,en ella se refleja el valor que el negocio del sector eléctricoda a los recursos económicos que ya se encuentran produ-ciendo; Que, por tanto, los intereses intercalarios son compo- nentes del costo de inversión, mientras que la tasa de ac-tualización que señala la LCE es una tasa de descuento delas operaciones económicas en las transacciones del mer-cado; Que, por las consideraciones expuestas, la tasa de in- terés que refleje el costo de los recursos financieros du-rante la construcción de la instalación debe ser un prome-dio de las tasas de interés activas provistas por el mercadofinanciero en el país. Por lo tanto, es apropiado utilizar laTasa Activa de Mercado Promedio Ponderado en MonedaExtranjera, TAMEX, expresada en términos anuales, publi-cada por el Banco Central de Reserva y vigente a la fechade la fijación tarifaria, 30 de junio del 2003; Que, por otra parte, el Artículo 79º de la LCE citado como sustento legal de su argumento por SEAL, especificaque la Tasa de Actualización a utilizar en la LCE será del12% real anual. Dicha tasa es utilizada para diferentes pro-cesos señalados en la propia ley: para calcular la anuali-dad de la inversión (Artículo 47º, inciso e) de la LCE); paracalcular el Costo Total de Transmisión (Artículo 59º de laLCE); para calcular la Tasa Interna de Retorno para el con-junto de concesionarios de distribución (Artículo 70º de laLCE); Que, para el caso específico de intereses intercala- rios o gastos financieros durante la construcción, el Artí-culo 76º de la LCE especifica: “El Valor Nuevo de Reemplazo, para fines de la presen- te Ley, representa el costo de renovar las obras y bienes físicos destinados a prestar el mismo servicio con la tecno- logía y precios vigentes, considerando además: a) Los gastos financieros dur ante el per iodo de la cons- trucción, calculados con una tasa de interés que no podr á ser super ior a la Tasa de Actualización, fijada en el Ar tículo 79º de la presente Le y; (...) Que, por tanto, para los gastos financieros durante la construcción la tasa de interés podrá ser menor que la fija-da en el Artículo 79º de la LCE, no existiendo base legal enel reclamo de SEAL para exigir se utilice la Tasa de Actua-lización de 12%; 2.3 FACTORES DE REDUCCIÓN DEL COSTO DE IN- VERSIÓN 2.3.1 SUSTENTO DEL PETITORIO Que, SEAL discrepa con los argumentos y procedimien- tos de cálculo usados por el OSINERG en la aplicación delDecreto Supremo Nº 029-2002-EM. Sostiene que el con-cepto de capacidad de transporte, a que se refiere dichoDecreto Supremo, está referido al flujo de potencia y no alflujo de energía; Que, la recurrente hace referencia al Artículo 139º del Reglamento de la LCE 5 y, reclama que el regulador está aplicando al Costo de Inversión un factor menor a 1,00, conlo cual no se reconoce el 100% del Costo Medio anual queestablece el artículo 139º del Reglamento de la LCE, en con-secuencia, solicita eliminar dicho factor de reducción.2.3.2 ANÁLISIS DEL OSINERG Que, al respecto, el OSINERG ha revisado la interpre- tación del mencionado Decreto Supremo, en lo correspon-diente a la aplicación del inciso a) del Artículo 1º para lossistemas radiales. Sobre este punto, la norma estableceque las tarifas se calculan considerando como demandaactualizada el valor presente de los flujos de potencia y/oenergía que permitan transportar las instalaciones en con-diciones de eficiencia, por lo tanto, si la restricción de lademanda anual mínima a considerar se refiriese a la de-manda de energía, ésta debería ser igualmente aplicable asu equivalente en potencia; Que, en consecuencia, en la determinación del 50% de la capacidad anual de transporte mínimo de energía de lasinstalaciones radiales se ha verificado que correspondeaplicar a la capacidad de diseño de las instalaciones el fac-tor de carga representativo de la demanda para cada año afin de hacer la comparación compatible con la demanda deenergía que pasaría por las instalaciones; Que, por consiguiente, este extremo del recurso de re- consideración debe ser declarado fundado. 2.4 CAMBIO DEL PUNTO DE COMPRA Y CARGOS POR PEAJE DE TRANSFORMACIÓN 2.4.1 SUSTENTO DEL PETITORIO Que, SEAL afirma que, actualmente adquiere energía en barras de 33 kV y, por tanto, el precio de compra incluyelos cargos por los peajes de transformación 138/33 kV ylos factores de pérdidas correspondientes; Que, sostiene que de conformidad con el Sistema Eco- nómicamente Adaptado reconocido a su sistema, cuyo ni-vel de tensión es 138 kV, los puntos de suministro deberíanser consignados al mismo nivel, por cuanto los peajes detransformación 138/33 kV no son reconocidos en los pea-jes de SEAL; Que, por tanto, la recurrente solicita que los precios y cargos en el punto de compra de éste deben correspondera las barras de 138 kV y no deben incluir el peaje por el usode la transformación 138/33 kV. 2.4.2 ANÁLISIS DEL OSINERG Que, la configuración del SEA, determinado para SEAL, incluye una red en 138 kV y la transformación desde esatensión hasta MT (22,9 kV) sin considerar las instalacionesde otras concesionarias; Que, en la actualidad el SST de SEAL que sirve a la ciudad de Arequipa, recibe energía del Sistema EléctricoInterconectado Nacional (SEIN) y de la generación localEGASA, a 33 kV; Que, para el abastecimiento de los clientes en la red de SEAL, se ha contemplado únicamente la transformación138/33 kV de la Subestación Socabaya, cuyo titular es Redde Energía del Perú S.A. (en adelante “REP”). Es decir,que la única subestación de transformación 138/33 kV asig-nada a la demanda es la que corresponde a REP; Que, en lo que se refiere a la fijación de los cargos de la subestación de transformación 138/33 kV de Socabaya, éstase encuentra incluida en el contrato de concesión de REPa través de la Remuneración Anual Garantizada (RAG). Portanto, este cargo deberá ser agregado a los correspondien-tes de SEAL para ser aplicados a los clientes libres y regu-lados; Que, en consecuencia, este extremo del recurso deber ser declarado fundado en parte. 2.5 CARGOS POR TRANSFORMACIÓN A CLIENTES LIBRES EN 33 KV 2.5.1 SUSTENTO DEL PETITORIO Que, SEAL sostiene que, en la actualidad, atiende a clientes libres a nivel de 33 kV, que son considerados clien-tes en AT, y por tanto, no se cobran cargos por transforma-ción AT/MT; 5Artículo 139º .- (...) La demanda servida exclusivamente por instalaciones del sistema secunda-rio de transmisión, pagará una compensación equivalente al 100% del Costo Medio Anual de las respectivas instalaciones. (...)