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El Peruano Viernes 27 de diciembre de 2013 511289 2.1 SUSTENTO DEL RECURSO Que, Eepsa sustenta su pedido indicando que conforme con el literal c) del Anexo 1 de su Contrato de Concesión del Proyecto “Reserva Fría e Generación - Planta Talara” y el Procedimiento Técnico PR-42 del COES “Régimen Aplicable a las Centrales de Reserva Fría de Generación”, debe considerarse el valor de 189,636 MW como Potencia Efectiva Contratada, para el cálculo de la remuneración que debe percibir la Central de Reserva Fría de Talara. Manifi esta que al no haberse considerado el valor de la Potencia Efectiva Contratada declarado al MEM y obtenido de acuerdo a lo establecido en el Procedimiento Técnico PR- 42 del COES, se ha efectuado una liquidación del cargo CUCSS de la Reserva Fría Talara que no corresponde, lo que a su vez determina que no se obtenga el factor de actualización “p” correcto; Que, en su escrito del 17 de diciembre de 2013, menciona que para los días 22 de julio, 11 de octubre y 17 de noviembre de 2013 su central alcanzó potencias de 189,09 MW, 192,30 MW y 189,.33 MW, respectivamente, que son superiores a la potencia efectiva de 186,6 MW que utilizó OSINERGMIN para el cálculo del factor de actualización “p”, y que más bien, confi rman el valor de 189,636 MW que declaró al MEM; Que, Eepsa concluye que acredita el cumplimiento de la entrega de la Potencia Efectiva Contratada por la unidad TG5 de la planta de Reserva Fría Talara, por lo cual corresponde que se recalcule la liquidación del CUCSS de la Reserva Fría Talara, considerando para la Potencia Efectiva Contratada el valor de 189,636 MW. 2.2 ANÁLISIS DE OSINERGMIN Que, con fecha 08 de enero de 2011, se suscribió el Contrato de Concesión “Reserva Fría de Generación – Planta Talara”, entre el Estado Peruano y Eepsa. En la defi nición 31 del Anexo N° 2 del Contrato, se indica que la Puesta en Operación Comercial es: “la fecha a partir de la cual una Central recibe la autorización del COES para operar, y está autorizada a cobrar el Precio por Potencia.” Que, la Cláusula 4.4 del Contrato establece que, por el servicio contratado, el Concesionario se obliga a entregar energía (MWh) al Sistema Eléctrico Interconectado Nacional - SEIN, cuando el COES se lo solicite; y que, por este servicio, las centrales obtienen como remuneración los ingresos indicados en la Cláusula 4.3, entre ellos, el referido a la Potencia Efectiva Contratada conforme al Anexo 1 del Contrato; Que, mediante comunicación del COES/D/DP-723- 2013, del 12 de julio de 2013, el COES aprobó “la Operación Comercial de la Unidad TG5 de la Central Térmica de Malacas 3 desde las 00:00 horas del día 13.07.2013, con una potencia efectiva de 186,6 MW…”; Que, con Resolución OSINERGMIN N° 053-2013-OS/ CD, se determinó el Cargo Unitario por Compensación por Seguridad de Suministro - CUCSS, para la central de Reserva Fría Talara en 0,742 S/. / kW–mes, a partir de la operación comercial, respecto del cual, mediante Resolución 215, fue aprobado el correspondiente factor “p” de la Reserva Fría Talara en 1,1685, tomando como base la comunicación del COES antes señalada. De ello, se desprende que al momento de emitir la decisión, el Regulador tomó la información válida y disponible; Que, de la revisión del Contrato, se tiene que se ha establecido la confi guración de la Central con una potencia requerida de 200 MW y un rango de variación de +/- 15%, más no se precisa un valor específi co y determinado para la Potencia Efectiva Contratada. Sobre el particular, la Potencia Efectiva Contratada se defi ne de acuerdo al Anexo 3, como “la potencia en MW a ser suministrada por el Concesionario en el Punto de Conexión”, y en el literal C) del Anexo 1, se establece que la Potencia Efectiva Contratada se utiliza para la facturación mensual; Que, se advierte que el Contrato no reconoce que la declaración que haga la empresa como su Potencia Efectiva Contratada, sea válida y vinculante para el Regulador; Que, bajo ese contexto, con sujeción a lo previsto en el Contrato y conforme lo reconoce Eepsa, los procedimientos para la operación de la Central son los establecidos por el COES. En este caso, recurrimos al Procedimiento Técnico PR-42 del COES, el mismo que señala, en sus numerales 4 y 15, que para determinar la Potencia Efectiva Contratada, se deberá utilizar el valor de la potencia de los medidores ubicados en el Punto de Conexión del SEIN que fuera medido en forma simultánea durante las pruebas de Potencia Efectiva y Rendimiento considerando lo establecido en el Procedimiento Técnico PR- 17 del COES “Determinación de la Potencia Efectiva y Rendimiento de las Centrales Termoeléctricas” o el que lo sustituya; Que, de la revisión del Procedimiento Técnico PR- 17 del COES, se advierte que, luego del cumplimiento de un procedimiento con la participación activa de la empresa generadora en sus diversas etapas, es el COES, el encargado de la aprobación del Informe Final de Ensayo, el mismo que contiene la determinación de la potencia efectiva, estando facultado además, de presentar las observaciones que considere, para la posterior subsanación de la empresa generadora, tal como lo prevé el numeral 8.16 del referido Procedimiento Técnico. En este caso, el COES mediante carta COES/D/DP-712-2013 de fecha 10 de julio de 2013, ha observado el Estudio de Determinación de Potencia Efectiva de la central, y que la misma recurrente considera como base para la declaración de la Potencia Efectiva Contratada, dándole un plazo de 10 días calendario para levantar las observaciones planteadas, las cuales hasta la fecha no se tiene evidencia que hayan sido absueltas por Eepsa; Que, a la fecha dicho procedimiento para la determinación de la potencia efectiva no ha concluido, siendo que el COES no ha comunicado, ninguna variación de la potencia efectiva que informó a OSINERGMIN, mediante su COES/D/DP-723-2013, razón por la cual, el Regulador no puede acoger una Potencia Efectiva Contratada diferente; Que, no obstante lo señalado, vale mencionar que con relación a los registros de medidores de los días 22 de julio, 11 de octubre y 17 de noviembre de 2013, indicados por Eepsa, que acreditarían que la central alcanza valores de potencias de 189,09 MW, 192,30 MW y 189,33 MW, respectivamente, se tiene que la potencia promedio de estos registros llega a 185 MW, cuando la unidad se encuentra a plena carga; Que, no resulta correcta la afirmación de la empresa de que con tales registros se comprueba fehacientemente que la central está cumpliendo con la Potencia declarada de 189,636 MW, dado que la definición de potencia efectiva, que se realiza en el Procedimiento Técnico PR-17 “Determinación de la potencia efectiva y rendimiento de las centrales termoeléctricas“, es que es la potencia continua entregada por la unidad cuando opera a máxima carga, para lo cual se realizan ensayos que no deben durar menos de 5 horas de operación continua, y no únicamente la potencia que alcanza en un instante o periodo corto de tiempo conforme argumenta Eepsa; Que, queda claro que Eepsa no está cumpliendo con lo establecido en el Procedimiento Técnico PR-42 “Régimen Aplicable a las Centrales de Reserva Fría de Generación”, y por lo tanto en su Contrato, así como estaría incumplimiento al no levantar las observaciones que el COES ha realizado a su Estudio de Determinación de Potencia Efectiva de la central; Que, en consecuencia, corresponde declarar infundado el recurso de reconsideración de Eepsa, manteniendo la Potencia Efectiva informada por el COES, siendo esta entidad la competente de su determinación; Que, por otra parte, de acuerdo a lo previsto en el Procedimiento Técnico PR-17 del COES, la aprobación del COES de la Potencia Efectiva, implica: a) La presentación del informe fi nal suscrito por el Jefe del Ensayo, consignando su número de registro profesional a la empresa generadora y al COES para su análisis, y si hubiera lugar, a la presentación de observaciones al Jefe del Ensayo para su absolución; b) La empresa generadora en un plazo máximo de 30 días calendario después del ensayo realizado presentará ofi cialmente al COES el informe fi nal, el mismo que fue remitido con Carta EEPSA-GC-112-2013 del 28 de junio de 2013; c) El COES tiene un plazo máximo de 15 días calendario para formular las observaciones, las mismas que se remitieron mediante Carta COES/DP-712-2013 el 10 de julio de 2013; d) La empresa tiene 10 días calendario para subsanar dichas observaciones. No obstante, como se ha señalado, Eepsa no ha presentado la absolución de las mismas, tal es así que con fecha 09 de diciembre de 2013, el COES mediante Carta COES/D/DP-1372, reiteró a Eepsa cumpla con la subsanación correspondiente;