Lima, 04 de mayo de 1998

El Recurso de Reconsideración recibido el 24 de abril de 1998 interpuesto por la Empresa Eléctrica de Piura (en adelante "EEPSA") contra la Resolución Nº 008-98 P/CTE, publicada en el Diario Oficial el 15 de abril de 1998, que fijó las Tarifas en Barra, peajes de conexión y las fórmulas de actualización para los suministros que se efectúen desde las subestaciones de generación - transporte a que se refiere el inciso c) del artículo 43 de la Ley de Concesiones Eléctricas, Decreto Ley Nº 25844 (en adelante LCE);

El informe SEG/CTE Nº 010-98 emitido por la División de Generación y Transmisión de la Secretaría Ejecutiva de la Comisión de Tarifas Eléctricas (en adelante, "CTE" o "Comisión"), y los informes emitidos por las Asesorías Legales interna y externa, con relación al recurso presentado;

De conformidad con lo establecido en el Decreto Ley N° 25844, LCE y su Reglamento aprobado por Decreto Supremo N° 009-93-EM y sus modificatorias; y

EEPSA interpone Recurso de Reconsideración contra la Resolución 008-98 P/CTE, en los siguientes términos:

A.1.- Factores de pérdidas para la expansión del Precio Básico de Potencia de Punta

EEPSA solicita la rectificación de los factores de pérdidas, calculados por la CTE, para la expansión del Precio Básico de Potencia de Punta por contener errores en las consideraciones de las proyecciones de las demandas por barras, las cuales –según EEPSA- no toman en cuenta una distribución y crecimiento conforme a los crecimientos históricos de las cargas. También manifiesta haber detectado errores en los parámetros de algunas líneas de transmisión del SICN al haberse utilizado valores que no reflejan el comportamiento real de dichas líneas.

Asimismo afirma EEPSA que el orden del despacho de las unidades durante la hora de la demanda máxima anual debe ser revisado para incluir las condiciones operativas más probables de ocurrir, es decir la compensación para regular la tensión en las barras de Lima ya que EDELNOR no tiene previsto instalar la compensación reactiva asumida por el COES-SICN dentro del período analizado;

Basado en dicha argumentación solicita la rectificación de los factores de pérdidas para la expansión del Precio Básico de Potencia de Punta.

EEPSA solicita que el cálculo de la tarifa para el Sistema Aislado de Talara debe considerar a la central térmica de Malacas operando con combustible Diesel N°2 en vez de gas natural debido a que no habría suficiente disponibilidad de gas natural en la zona.

EEPSA afirma tener contratos firmados con suministradores de gas por un total de 28.5 MMPCD (con preacuerdos para alcanzar a 33 MMPCD), y a su vez tener contratos de venta de gas natural para la Refinería de Talara por un total de 10.1 MMPCD (cuyo consumo real es de 6.5 MMPCD) y al poblado de Punta Arenas por un total de 0.5 MMPCD. EEPSA manifiesta tener un consumo total de 2.75 MMPCD de gas natural en los procesos de secado y fraccionamiento de gas natural en sus plantas de Pariñas y Verdum.

Como resultado del balance anterior, EEPSA asevera contar con un excedente de 1.8 MMPCD si opera el turbo gas con 80 MW (interconectado al SICN) y tener un déficit de 4.2 MMPCD de operar el turbo gas con 96,6 MW.

Finalmente, EEPSA manifiesta que para atender al sistema aislado de Talara se requiere un volumen promedio de 5.5 MMPCD, del cual no dispone pese a las gestiones realizadas para conseguirlo, afirma que al no poder incrementar sus contratos de suministro de gas, tendrá que generar en el sistema aislado de Talara con Diesel N°2.

La recurrente solicita que la tarifa del Sistema Aislado Talara sea corregida a 11.59 ctv US$/kWh mientras EEPSA no sea exceptuada de pagar el ISC al combustible que utiliza para generación y a 7.11 ctv US$/kWh a partir de la exoneración.

Manifiesta EEPSA que el precio del Gas Natural para la generación en la planta de Talara, considerada por la CTE en fijaciones pasadas, fue el 11.5% del PRFO cuya cifra fue establecida por PETROPERU y asimismo considerado en los contratos de privatización de EEPSA.

La recurrente no efectúa ningún petitorio sobre este particular, incumpliendo el expreso mandato del artículo 62° del Texto Unico Ordenado de la Ley de Normas Generales de Procedimientos Administrativos, lo que impide el pronunciamiento de la CTE sobre este extremo.

Que, para el cálculo de los factores de pérdidas para la expansión del Precio Básico de Potencia de Punta, la CTE ha tomado la información propuesta por el COES SICN tales como las demandas por barras, los parámetros de las líneas de transmisión y el resultado del despacho económico para el período de máxima demanda del sistema;

Que, la propuesta efectuada por el COES SICN fue el resultado de los estudios realizados, los mismos que fueron sometidos a su Directorio para la debida aprobación de los miembros que lo conforman, uno de los cuales es precisamente EEPSA;

Que, EEPSA considera en su petitorio condiciones y premisas inadecuadas para el cálculo de los flujos de potencia y factores de penalización, tales como:

Incremento de la demanda de Piura en 12 MW sin considerar la operación de la central hidráulica de Curumuy (contrato que tiene la empresa de distribución ELECTRO NOR OESTE S.A. con la empresa de generación SINERSA), que se encuentra interconectada al SICN a través del sistema en 60kV de ELECTRO NOR OESTE S.A. y suministra 12 MW en horas de punta;

Para mantener la máxima demanda propuesta por el COES SICN, altera la demanda de las otras barras del sistema con la finalidad de compensar el incremento de 12 MW de la barra Piura; esta alteración modifica la propuesta del COES SICN no sólo en el cálculo del factor de pérdidas para expandir los precios de la potencia, sino también el factor de pérdidas para expandir los precios de la energía en todas las barras del sistema, aspecto sobre el cual EEPSA no presenta reclamo;

Altera el despacho económico del sistema, sin justificar ni presentar prueba instrumental de que la empresa de distribución EDELNOR no instalará los equipos de compensación reactiva en el tiempo previsto por el COES SICN; por ejemplo, reemplaza 40 MW de la planta de SHOUGESA por el despacho de otras de mayor costo variable;

En tal razón la petición de EEPSA sobre este punto debe declarase infundada.

Que, EEPSA fundamenta la existencia de insuficiente volumen de gas natural para satisfacer la demanda de generación tanto del SICN como del sistema aislado de Talara al mismo tiempo;

Que, según lo dispuesto por el Decreto Legislativo Nº 821, modificado por el Decreto Legislativo Nº 825, la utilización de combustibles para generación eléctrica se encuentra exonerada del ISC hasta el 31 de diciembre de 1999;

Que, conforme dispone el artículo 42° de la Ley de Concesiones Eléctricas, los precios regulados deben reflejar los costos marginales de suministro y estructurarse de modo que promuevan la eficiencia del sector; por lo que dichos precios no deben ser gravados con sobrecostos evitables, como en el presente caso en el que la ley establece un mecanismo que permite la exoneración del Impuesto Selectivo al Consumo para las empresas generadoras y distribuidoras de electricidad;

Que, el plan de obras considerado por la CTE para la regulación de tarifas de mayo 1998 considera, al igual que lo propuesto por el COES SICN, que el referido sistema de generación de Talara se incorporará al SICN en el mes de enero de 1999 incluyendo la correspondiente demanda;

Que, resulta fundado el pedido de EEPSA de corregir la tarifa del Sistema Aislado Talara considerando como combustible de generación el petróleo Diesel 2, por la imposibilidad manifestada por la recurrente de contar con gas natural;

Que, sin embargo, resulta infundado en parte su pedido complementario de corregir la tarifa a 11.59 ctm. US$/kWh, por cuanto dicha tarifa debe determinarse tomando en consideración que dentro del período de los próximos cuarentiocho meses el sistema aislado Talara formará parte del Sistema Interconectado Centro Norte y que en consecuencia su tarifa debe reflejar el efecto de su interconexión;

Que, conforme está establecido en el artículo 47º de la LCE, el costo marginal de la energía debe corresponder al costo actualizado del periodo antes referido, procedimiento que aplicado al caso de Talara con un período de 12 meses aislado y 36 meses interconectado resulta en un precio de la energía de 10,70 ctm. S/./ kW.h;

Que, es necesario corregir las Tarifas en Barra y sus fórmulas de actualización para la S.E.B. Típico H (Sistema Aislado Talara) publicadas en la Resolución N° 008-98 P/CTE;

Estando a lo acordado por su Consejo Directivo en su sesión N° 013-98 de fecha 04 de mayo de 1998;

Artículo Primero.- Declarar inadmisible el Recurso de Reconsideración interpuesto por EEPSA contra la Resolución N° 008-98 P/CTE, en lo que se refiere al extremo C del mismo (Acápite A.3 de la parte considerativa de la presente Resolución), por los fundamentos expuestos en la parte considerativa de la presente Resolución.

Artículo Segundo.- Declarar fundado en parte el extremo B (Acápite A.2 de la parte considerativa de la presente Resolución) del Recurso de Reconsideración interpuesto por EEPSA, debiendo efectuarse las siguientes correcciones en la Resolución N° 008-98 P/CTE:

Cámbiese a 10,70 ctm. S/kW.h los valores PEMP y PEMF del Sistema Aislado Típico H contenido en el cuadro del literal A) del numeral 1 del Artículo Primero.

Cámbiese a 0,1962; 0,6075; 0,1075 y 0,0888 los valores de las columnas (d), (e), (f) y (g) respectivamente del Sistema Aislado Típico H contenido en el primer cuadro del numeral 1.2 del Artículo Segundo.

Cámbiese a "Aislado A,B,D,F y H ", el título de la cuarta fila, primera columna del segundo cuadro contenido en el numeral 1.2 del Artículo Segundo.

Artículo Tercero.- Declarar infundado el extremo A (Acápite A.1 de la parte considerativa de la presente Resolución) del Recurso de Reconsideración interpuesto por EEPSA contra la Resolución N° 008-98 P/CTE, por los fundamentos expuestos en la parte considerativa de la presente Resolución.

Regístrese, comuníquese y publíquese.