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/G50/GE1/G67/G2E/G20 /G32/G37/G30/G39/G35/G34 /G4E/G4F/G52/G4D/G41/G53/G20/G4C/G45/G47/G41/G4C/G45/G53 Lima, sábado 19 de junio de 2004 horas de operación y número de arranques históricos es de 0,00128 y 0,00126 para las unidades TG33 y TG34. Sinembargo, teniendo en cuenta que el cambio de combustibleprevisto para las unidades TG33 y TG34 de la central ter-moeléctrica de Ventanilla originará un cambio en el orden dedespacho de dichas unidades, es evidente que el régimende operación histórico no es una referencia adecuada parapropósitos de estimar la operación futura; y en este sentido,se ha tenido por conveniente asumir que los datos de lacentral termoeléctrica Costanera serán representativos dela operación de la central de Ventanilla con gas natural, ha-biéndose obtenido como resultado un índice de 0,00045, de-bido a un mayor régimen de operación, el cual correspondea 6,8% de las horas de operación de la unidad (valor inferioral propuesto por el recurrente), para el número de arran-ques considerado en el cálculo del CVNC; Que, en razón de las consideraciones expuestas, este extremo del recurso de reconsideración del COES-SINACdebe ser declarado fundado en parte. 2.3.2.2 FACTOR DE PLANTAQue, respecto de este punto, se debe manifestar que el OSINERG ha tomado en consideración que el cálculo delCVNC debe ser coherente con el cálculo del Costo Varia-ble Combustible (en adelante “CVC”), los cuales compo-nen el Costo Variable Total que se utiliza para efectos de lafijación de Tarifas en Barra. En este sentido, se ha tenidoen cuenta que el CVC se calcula considerando la eficien-cia correspondiente a la potencia efectiva de la unidad, ypor tanto, por coherencia se ha considerado la determina-ción del CVNC para las mismas condiciones; Que, de otro lado, se debe hacer notar al recurrente que su petición carece de fundamento, por cuanto el pro-cedimiento seguido para determinar el CVNC, estima unvalor unitario que se supone válido por unidad de energíaproducida (US$/MWh), es decir que es aplicable para laoperación en cualquier factor de planta 4. Así, debe recor- dar el recurrente que, el análisis realizado se efectúa paradiversas horas de operación por año, o lo que es lo mismodiferentes niveles de energía producida y en consecuen-cia múltiples factores de planta, y por tanto ya se halla con-siderado el factor que solicita el recurrente; Que, en razón de las consideraciones expuestas este extremo del recurso de reconsideración debe ser declara-do infundado. 2.4 TASA DE INTERÉS PARA LOS COSTOS FINAN- CIEROS POR STOCK DE COMBUSTIBLES LÍQUIDOS 2.4.1 SUSTENTO DEL PETITORIOQue, el COES-SINAC señala que de acuerdo con el infor- me de Apoyo Consultoría, que adjunta como Anexo 5, la tasade actualización establecida por la LCE (12%) debe ser apli-cada a todos los flujos correspondientes a un proyecto, sindiscriminar entre inversiones preoperativos o gastos talescomo los referidos al capital de trabajo (como los gastos fi-nancieros asociados a stocks de combustibles), que en lapráctica podrían ser financiados por préstamos bancarios. 2.4.2 ANÁLISIS DEL OSINERG Que, se debe manifestar que el informe que adjunta el recurrente como sustento de su solicitud, es en esencia elmismo que presentara con motivo de la absolución de ob-servaciones a su propuesta de tarifas, no aportando mayo-res elementos a las consideraciones que se realizaran en elAnexo F del informe OSINERG-GART/DGT Nº 028A-2004,que sustenta la RESOLUCIÓN. En consecuencia, el OSI-NERG reitera el contenido del informe señalado en el quese concluyó que para el costo de financiamiento de stock decombustibles se debe considerar tasas de mercado; Que, por lo expuesto, este extremo del recurso de re- consideración debe ser declarado infundado. 2.5 MANTENIMIENTOS MENORES DE LAS CEN- TRALES GENERADORAS DEL SEIN 2.5.1 SUSTENTO DEL PETITORIOQue, el COES-SINAC señala que el OSINERG ha ma- nifestado que se debe demostrar que los mantenimientosmenores afectan los costos marginales. Al respecto, ex-presa que se ha analizado el comportamiento de la capa-cidad de generación hidráulica promedio mensual durantelas horas de mínima demanda en los meses de avenida yestiaje del año 2003 a la fecha, demostrándose que la de- manda supera la capacidad hidráulica, y que por tanto cual-quier mantenimiento menor de las unidades hidroeléctri-cas incide en los costos operativos y costos marginalesdel sistema; Que, expresa, cualquier indisponibilidad ,así sea por mantenimientos menores, influirá en los costos margina-les del sistema y por ello deben ser consideradas en lasimulación del modelo PERSEO; Que, señala adjuntar, en Anexo 6, el informe técnico que sustenta su afirmación. 2.5.2 ANÁLISIS DEL OSINERG Que, en principio, es necesario recordar al recurrente que el OSINERG ha mencionado que es obligación delCOES-SINAC sustentar debidamente su propuesta tarifa-ria, en cumplimiento del Artículo 51º de la LCE; y por tanto,la pretensión de incluir los mantenimientos menores se deberealizar mediante un sustento adecuado, el cual implica unanálisis del efecto de los mantenimientos menores en elvalor de los costos marginales estimados en el marco delo requerido por el Artículo 47º de la LCE; Que, en este sentido, el COES-SINAC expresa haber realizado el análisis que supuestamente sustenta su posi-ción, por lo cual el OSINERG ha procedido a revisar ladocumentación que adjunta el recurrente como Anexo 5de su recurso; Que, se debe precisar que la LCE y su Reglamento seña- lan específicamente qué aspectos operativos deben ser in-cluidos en el cálculo tarifario, pues es evidente que éste re-presenta una señal de largo plazo que no se ve afectada porsituaciones de muy corto plazo. Así, por ejemplo, la planifica-ción de la operación, para la Tarifa en Barra, considera todaslas hidrologías y no únicamente aquélla que corresponde alcorto plazo; así también, en el caso de los mantenimientos,se consideran sólo aquellos que afectan la señal de largoplazo, es decir, los mantenimientos mayores y no los de aque-llos que afectan el corto plazo (mantenimientos menores); Que, los mantenimientos menores forman parte de los aspectos de la programación de corto plazo, y correspon-den a intervenciones que pueden ser en su mayor parteadministradas, en el sentido que pueden ser diferidas en elcorto plazo, y por lo tanto, no necesariamente afectan loscostos operativos ni los costos marginales. En contraste,los mantenimientos mayores no deberían ser diferidos, dadoque, por su duración, tienen consecuencias en la opera-ción óptima del SEIN, así como en la logística que los titu-lares disponen para contar, entre otros, con los repuestosy mano obra calificada (o especializada) oportunamente; Que, por la propia naturaleza de las intervenciones me- nores, éstas deben ser analizadas por central y en el con-texto de corto plazo (resolución diaria), y a partir de dichoanálisis reflejar su efecto en el costo marginal de largo pla-zo; es decir, se debe realizar una aproximación de lo microhacia lo macro, y una vez que posiblemente se establezcacual es el impacto que ocasiona a escala mensual, se debebuscar una forma de representar en el modelo de simula-ción sus efectos a dicha escala; Que, considerando lo anteriormente expresado, el análi- sis que el COES-SINAC indica haber efectuado, en el cualconsidera como argumento base la generación promediomensual durante las horas de mínima demanda de los me-ses de avenida y estiaje de 2003, y a partir de la cual, con-cluye que la demanda en horas de mínima demanda excedea la disponibilidad hidráulica y por lo tanto, cualquier trabajomenor en una central hidroeléctrica afectaría los costosmarginales; no puede considerarse como válido, pues a partirde un análisis que considera un promedio mensual (dato demediano plazo) es poco probable llegar a conclusiones acer-tadas acerca de los efectos de realizar mantenimientosmenores, cuyo impacto se refleja en la operación diaria (datode corto plazo) y que se diluye en el agregado mensual,especialmente considerando, además, que los mantenimien-tos menores en su mayor parte se efectúan sobre algunosgrupos que conforman una central, que su duración no al-canza a cubrir la totalidad de algún bloque de demanda anivel mensual, que no puede considerarse que estos traba- 4El factor de planta es el cociente entre la energía producida en un año y la máxima energía producible; o lo que es lo mismo el cociente de la potencia media generada durante el año y la máxima potencia de la unidad.