Lima, 07 de Mayo de 1999

El recurso de reconsideración recibido el 26 de abril de 1999 interpuesto por el Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Centro – Norte (COES-SICN) contra la Resolución Nº 004-99 P/CTE, publicada en el Diario Oficial El Peruano el 15 de abril de 1999, que fijó las Tarifas en Barra y las fórmulas de actualización para 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 010-99 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

El COES-SICN interpone Recurso de Reconsideración contra la Resolución Nº 004-99 P/CTE, en el que solicita:

A.1.- Reingreso de la Central Hidroeléctrica de Machupicchu.-

El COES-SICN solicita que se excluya del horizonte del Estudio el reingreso de la Central Hidroeléctrica de Machupicchu, por considerar que existe incertidumbre para precisar los plazos de recuperación de dicha Central;

Agrega el COES-SICN que según información periodística "...los generadores de la central se encuentran seriamente dañados y su reparación estará sujeta a los análisis y cálculos que se efectuarán en computadora; lo cual acrecienta los factores adversos para el financiamiento del proyecto.";

Señala además el COES-SICN que la CTE ha incumplido con los artículos 47°, inc. a) de la Ley de Concesiones Eléctricas (LCE) y 98° de su Reglamento al prever para la Central Hidroeléctrica de Machupicchu una potencia total de 140 MW. Considera no factible el reingreso de la Central para julio y diciembre del 2001 cuando la inversión para la repotenciación de la misma tendría que efectuarla la empresa que adquiera el 60% del accionariado de EGEMSA;

Adjunta como sustento de su pedido los cuadros de cálculos del análisis mencionado en los párrafos anteriores, una copia de nota periodística del diario El Comercio y un informativo de la COPRI.

A.2.- Adelanto de Ingreso de la Segunda Unidad a Carbón de C.T. de Ilo

El COES-SICN solicita se considere la postergación de la segunda unidad de carbón de la Central Termoeléctrica de Ilo a julio del año 2002. Señala que "la CTE por decisión propia y sin ningún sustento considera que la segunda unidad a carbón de la C.T. de Ilo debe adelantarse de julio del año 2002 a marzo del año 2001". Más adelante, el COES-SICN menciona que la empresa ENERSUR comunicó al COES-SUR su decisión de postergar la entrada de esta unidad a julio del año 2002 y que esto debe ser respetado por la CTE;

El COES-SICN concluye que "...el respectivo programa de obras determinado por el COES-SUR y adoptado por el COES-SICN, no tuvo que ser concordado con el indicado en el Plan Referencial, en aplicación de lo dispuesto por el artículo 98º del Reglamento, por cuanto el citado programa de obras refleja la decisión de inversión de la empresa propietaria (ENERSUR) del respectivo proyecto...";

Adjunta como prueba instrumental de su pedido una copia de la comunicación cursada por ENERSUR al COES-SUR.

A.3.- Impuesto Selectivo a los Combustibles.-

El COES-SICN solicita que el precio de los combustibles a utilizar para el cálculo de los precios en barra incluyan el Impuesto Selectivo al Consumo (ISC) a partir del año 2000;

Para tal efecto sostiene que "El criterio básico de la Ley de Concesiones Eléctricas es que las tarifas deben ser fijadas sobre la base de proyecciones de la oferta, la demanda y los costos de generación, estimados para un período que comprende los cuarentiocho meses siguientes a cada fijación tarifaria (Art. 47 de la Ley). Y como las proyecciones a 48 meses deben traerse a valor actual a un mes determinado, la Ley establece que todos los costos que se utilicen en los cálculos deberán ser expresados a precios vigentes en los meses de marzo o setiembre, según se trate de las fijaciones de precio de mayo o de noviembre, respectivamente (Art. 50 de la Ley). Dicho de otro modo, los costos deben proyectarse y luego actualizarse; vale decir expresar los precios proyectados a valor actual a un mes determinado. Criterio básico de la Ley que es aplicable a todos los costos en general y no sólo a los costos de los combustibles en particular.";

Continua el COES-SICN su argumento y señala que deben considerarse los costos totales de compra de combustibles para los próximos 48 meses, precio de compra y tributos, excepto cuando los tributos pueden ser usados como crédito fiscal. En este sentido, afirma que "este criterio está expresamente reconocido en el Reglamento para la fijación de los precios básicos de la potencia (Art. 126 del Reglamento); por lo que no puede establecerse un criterio diferente para la energía, considerando que ambas constituyen el objeto de los contratos de suministro entre generadoras y distribuidoras.";

Finalmente, el COES-SICN señala que la CTE al excluir el ISC a los combustibles en el año 2000 no ha actuado con arreglo a ley porque según entiende el COES-SICN "el criterio básico de la Ley es la proyección a 48 meses de la demanda, la oferta y de todos los costos de generación";

Termina el COES-SICN su sustentación y adjunta como prueba instrumental un informe de su asesoría legal.

A.4.- Precio Básico de Potencia.-

El COES-SICN solicita que se considere el ajuste del cálculo del precio básico de la potencia. Al inicio de su argumentación menciona que "Para el cálculo del precio básico de potencia la CTE ha empleado la metodología de llevar al mes de marzo de 1999 el precio básico de potencia calculado en noviembre de 1997 mediante la fórmula de reajuste correspondiente, obteniendo un resultado de 20,24 S/./kW-mes equivalente a 76,68 $/kW-año.";

Más adelante el COES-SICN indica que "…conforme a lo establecido en el Artículo 46º de la Ley de Concesiones Eléctricas, "Las tarifas en barra y sus respectivas fórmulas de reajuste serán fijados semestralmente por la CTE". Por consiguiente el Precio Básico de Potencia y las fórmulas de reajuste deben ser calculados cada seis meses lo cual no está siendo cumplido por la CTE.";

El COES-SICN señala haber presentado en su estudio Técnico Económico de fecha 12 de marzo de 1999 el Precio Básico de Potencia de 79,46 US$/kW-año, valor correspondiente a los costos considerados en la fijación tarifaria de noviembre de 1997. Asimismo, señala que se ha efectuado un recálculo de este valor en concordancia con lo establecido en la modificación del Artículo 126º del Reglamento de la Ley para considerar el ajuste por la Tasa de Indisponibilidad Fortuita de la unidad y el Margen de Reserva Firme Objetivo del sistema y da como resultado un precio igual a 79,11 US$/kW-año;

Termina el COES-SICN su sustentación y adjunta como prueba instrumental el cálculo indicado en el párrafo anterior.

A.5.- Cálculo de Peaje de Conexión Unitario.-

El COES-SICN solicita en este extremo de su recurso, que se considere el ajuste del cálculo del Peaje Unitario de Conexión. Al respecto indica que el Peaje de Conexión Unitario fijado por la Comisión "fue calculado con la máxima demanda a nivel de generación estimada en 2192 MW.";

Sobre este particular, el COES-SICN señala que el Artículo Primero del D.S. 004-99-EM modificó el Art. 137° del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas que en su segundo párrafo dice: "El peaje por Conexión Unitario, empleado para la determinación del Precio de Potencia de Punta señalado en el inciso h) del Artículo 47º de la Ley, será igual al cociente entre el Peaje por Conexión y la máxima Demanda Anual proyectada a ser entregada a los clientes." ;

Con este argumento, el COES-SICN concluye que "se debe corregir el Peaje por Conexión Unitario, empleando en los cálculos la máxima demanda anual entregada a los clientes estimada en 2038.6 MW, (aproximadamente 7% menos que la demanda a nivel de generación por pérdidas de transmisión), en lugar de la máxima demanda anual a nivel de generación. El valor del Peaje de Conexión Unitario calculado en el informe SEG/CTE Nº 009-99 perjudica económicamente a los generadores, debido a que disminuye la base de cálculo del pago por potencia que la Ley concede a los generadores."

Que, el artículo 47°, inciso a) de la LCE precisa que para la fijación de las Tarifas en Barra los COES deben efectuar los cálculos correspondientes, proyectar la demanda para los próximos 48 meses y determinar un programa de obras de generación y transmisión factibles de entrar en operación en dicho período, considerando las que se encuentran en construcción y aquellas que estén contempladas en el Plan Referencial elaborado por el Ministerio de Energía y Minas;

Que, la citada Ley señala también que dichos COES deberán presentar a la CTE el correspondiente estudio técnico económico antes del 15 de marzo y 15 de setiembre de cada año, según se trate de la regulación de mayo o de noviembre y que la CTE tiene el derecho de comunicar las observaciones del caso, debidamente fundamentadas, al estudio técnico económico. Dichas observaciones deberán ser absueltas por los COES;

Que, de acuerdo a las disposiciones legales señaladas, la propuesta presentada por el COES-SUR para la regulación de precios en barra de mayo 1999 considera que la central se encontraría rehabilitada en dos etapas: 75 MW (turbina Pelton) en enero del 2001 y 65 MW adicionales (turbina Francis) en junio del 2001. La Comisión ha evaluado el cronograma presentado por la empresa EGEMSA y, luego del análisis respectivo se ha considerado adicionalmente un retraso en seis (6) meses con relación al cronograma dado por esta empresa;

Que, la evaluación definitiva del tiempo necesario para restablecer dicha central al servicio es una tarea que compete exclusivamente a la empresa EGEMSA responsable de este proyecto, la cual presentó un cronograma completo del proyecto de rehabilitación en el informe presentado por el COES-SUR para la presente fijación tarifaria;

Que, la documentación de sustento presentada por el COES-SICN se basa únicamente en informaciones de recortes periodísticos que pueden estar distorsionadas por la interpretación de los hechos por terceras personas; en cambio, la CTE se ha basado en datos ciertos presentados directamente por la empresa responsable del proyecto, de donde no puede sustentarse válidamente la exclusión del proyecto del horizonte de 48 meses, período del Estudio;

Que, adicionalmente, debe tomarse en cuenta que, al existir situaciones en las que no es posible demostrar la existencia de hechos con un 100% de certeza, nunca podría eliminarse totalmente la incertidumbre y en estos casos debe tratarse de encontrar un escenario posible de razonable certidumbre;

Que, en tal sentido, luego del análisis realizado por la Comisión se ha considerado prudente el retraso de seis (6) meses en el cronograma original presentado por la empresa EGEMSA para la rehabilitación de la Central Hidroeléctrica de Machupicchu, lo cual constituye un escenario posible, probable y razonable de realizarse tal como se considera en el escenario de demanda media analizado en el Plan Referencial de Electricidad 1998 preparado por el Ministerio de Energía y Minas, plan que la Comisión ha tomado en cuenta de acuerdo a lo dispuesto por el Artículo 47º de la Ley de Concesiones Eléctricas;

Que, finalmente, en referencia a la observación del COES-SICN sobre la potencia total de la Central, en el Plan Referencial indicado se consideraron 107 MW como potencia total de la Central rehabilitada por haberse elaborado este documento antes de conocerse el proyecto integral de rehabilitación y mejoramiento dado por EGEMSA a fines del año 1998 donde se consideraba el incremento de la capacidad total de esta Central a un valor total de 140 MW;

Que, por las razones que anteceden, la solicitud de reconsideración del COES-SICN en este extremo debe ser declarada infundada.

B.2.- Adelanto de Ingreso de Segunda Unidad A Carbón de C.T. De Ilo.-

Que, el COES-SICN sustenta este extremo de su Recurso de Reconsideración, únicamente en la comunicación cursada por ENERSUR al COES-SUR, donde se menciona que el proyecto de generación asociado al ingreso de la segunda unidad a carbón de la C.T. de Ilo se retrasaría hasta julio del año 2002, lo cual a su criterio debe ser respetado por la CTE;

Que, cabe señalar que en el Estudio Técnico Económico del COES-SUR para la fijación tarifaria de mayo de 1999 presentado en marzo del presente año, se adjuntan dos cartas de ENERSUR dirigidas al COES-SUR donde se afirma, en la primera con fecha 23 de enero del presente, que no se prevé alteración en el proyecto de construcción de la central térmica Ilo 2 ni en el suministro de la demanda a su único cliente Southern Peru Cooper Corporation (SPCC); sin embargo, en la segunda carta con fecha 8 de marzo de 1999 se indica, sin mayor explicación, que la segunda unidad de la central termoeléctrica Ilo 2, ingresará recién a partir de julio del 2002. A pesar del retraso en el plan de obras, en la proyección de demanda del sistema sur para fines tarifarios, el COES-SUR consideró el íntegro de la proyección del cliente SPCC, compromiso que debe ser cubierto con la segunda unidad antes mencionada según el cronograma inicial;

Que, la postergación del ingreso de la segunda unidad a carbón de Ilo fue observada por la CTE al COES-SUR en su oportunidad, y se recibió como respuesta en su documento de absolución la comunicación de ENERSUR (Facsímil de fecha 8 de marzo de 1999, del Gerente General de ENERSUR al Director de Operaciones del COES-SUR) al que hace referencia el COES-SICN, el cual únicamente contiene un párrafo que a la letra dice: "Mediante el presente comunico a Ud. que, la segunda unidad de la Central Termoeléctrica Ilo 2, ingresará a partir de Julio del 2002." ;

Que, dentro de la formalidad que se requiere para los procesos de fijación tarifaria, los planes de obras que se consideran dentro del horizonte de cálculo requieren de un sustento técnico por parte de la empresa responsable que sea corroborado con la información de compromiso con el Estado para el otorgamiento de la autorización para instalar las unidades generadoras; del mismo modo, cualquier retraso en el plan de obras requiere de documentación formal y justificatoria (que fue pedida en su oportunidad por la Comisión a los responsables de las obras) a fin de evaluar con documentos probatorios las características técnicas o de gestión que justificaran el retraso en el plan de obras;

Que, en concordancia con lo mencionado líneas arriba, el Ministerio de Energía y Minas expidió a solicitud de la empresa ENERSUR S.A. la Resolución Ministerial No. 265-98-EM/VME de fecha 3 de junio de 1998 y autorizó a la empresa ENERSUR a desarrollar actividades de generación de energía eléctrica en las instalaciones de la Central Termoeléctrica Ilo 2, señalándose en el artículo 2º que dicha empresa "deberá construir las obras descritas en su solicitud, según el cronograma propuesto y poner en servicio la Central Termoeléctrica Ilo 2 antes del 01 de octubre del 2001. La no ejecución de dichas obras, conllevará a la caducidad de la presente autorización.";

Que, en tal sentido, es inaceptable un retraso de dieciséis (16) meses en el plan de obras de esta central con un documento por parte de ENERSUR sin justificación técnica alguna y sin haber comunicado oficialmente al Ministerio su decisión de postergar las obras a fin de mantener la validez de la autorización;

Que, en consideración a lo expuesto, el Recurso del COES-SICN en este extremo, debe ser declarado infundado.

B.3.- Impuesto Selectivo al Consumo a los Combustibles.-

Que, conforme ha sucedido en anteriores regulaciones tarifarias, el argumento básico del COES-SICN en este punto consiste en sostener que la LCE prevé que las tarifas en barra "…deben ser fijadas sobre la base de proyecciones de la oferta, la demanda y los costos de generación estimados para un período que comprende los cuarentiocho meses siguientes a cada fijación tarifaria (Artículo 47º de la Ley)", posición que resulta singular;

Que, el Artículo 47º de la LCE, en lo que se refiere al método para determinar los precios en barra especifica claramente que las variables a proyectar serán la demanda y el programa de obras de generación y transmisión (inciso a), en ningún lugar se refiere que también se debe proyectar el precio de los combustibles. Antes bien, el Artículo 50º de la misma ley señala que "Todos los costos que se utilicen en los cálculos indicados en el Artículo 47 deberán ser expresados a precios vigentes en los meses de marzo o setiembre…", de donde no es correcta la afirmación del COES-SICN en el sentido que la ley prevé una proyección de precios (ya sea por variaciones del mercado o por aplicación de impuestos) en el caso de los combustibles;

Que, los precios de los combustibles no deben ser proyectados porque si así fuera no sería correcto incluir fórmulas de reajuste en la regulación de las tarifas según manda la ley (Artículo 46º y Artículo 51º inciso j) de la LCE). Dichas fórmulas de reajuste toman en cuenta el impacto sobre las tarifas ocasionado por las variaciones que pudieran ocurrir en los precios de los combustibles, con respecto a la referencia utilizada al momento de determinar los precios en barra;

Que, conforme dispone el Art. 42º 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;

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, para el cálculo de los precios en barra se utilizan los costos marginales de corto plazo previstos para un período de 48 meses, que abarca hasta el 30 de abril del año 2003. Dichos costos marginales son utilizados para obtener un costo unitario equivalente estabilizado, al que se denomina precio básico de la energía para la barra de referencia;

Que, para el cálculo de los precios en barra correspondientes a la fijación tarifaria de mayo de 1999, la Comisión ha utilizado los precios vigentes en el mes de marzo de 1999, tal como lo dispone el Art. 50º de la LCE;

Que, el objetivo fundamental de la LCE, al establecer el precio en barra de la energía, es estabilizar dichos precios que, de otra manera, estarían sujetos a la alta variabilidad a que se ven sometidos los costos marginales de corto plazo de la energía;

Que, desde el punto de vista económico es posible demostrar que no sería correcto incorporar en la fijación de Precios en Barra actual, el Impuesto Selectivo al Consumo (ISC) aplicable a los combustibles a partir del 1° de enero del año 2000 porque esto daría lugar a un sobre ingreso de la renta de los generadores no previsto en la Ley por cuanto los mismos recibirían un ingreso superior al que hubieran logrado sin el mecanismo de estabilización introducido por el precio en barra y se produciría, en consecuencia, un pago adelantado del efecto del ISC por parte de los consumidores;

Que, tal proceder significa cobrar en el precio en barra a partir de mayo de 1999, un impuesto que por Ley se encuentra exonerado hasta el 31 de diciembre de 1999, en beneficio exclusivo de las empresas generadoras y en perjuicio del usuario final y se contravendría el objetivo principal de tal exoneración;

En tal razón, la solicitud del COES-SICN en este extremo debe declararse infundada.

B.4.- Precio Básico de Potencia.-

Que, el precio básico de potencia para la presente fijación ha sido determinado por la Comisión a partir del estudio que se realizó para la fijación de noviembre de 1997 y en el cual se obtuvo un precio básico de 16,68 S/./kW-mes (79,46 US$/kW-año). Este valor corresponde a la suma de la inversión anual más los costos fijos de operación y mantenimiento de una central a turbina de gas de 100 MW de potencia ISO ubicada en Lima. El valor indicado se reajustó previamente a 16,65 S/./kW-mes considerando la Tasa de Indisponibilidad Fortuita de la unidad igual a 5% y el Margen de Reserva Firme Objetivo del sistema igual a 19% (D.S. No. 004-99-EM publicado el 23 de enero del presente) para posteriormente actualizarse al mes de marzo de 1999 de acuerdo a los correspondientes factores de actualización de lo que resultó el precio básico de potencia igual 20,24 S/./kW-mes;

Que, a diferencia de lo expresado líneas arriba, la propuesta del COES-SICN considera como base para su cálculo el mismo estudio de noviembre de 1997, conserva el valor del precio en dólares para marzo de 1999 (79,46 US$/kW-año) y simplemente recalcula este valor para considerar la Tasa de Indisponibilidad Fortuita de la unidad y el Margen de Reserva Firme Objetivo del sistema (D.S. No. 004-99-EM) y se obtiene un valor final de 79,11 US$/kW-año que al tipo de cambio vigente resulta en 20,88 S/. /Kw-mes;

Que, mientras el COES-SICN no presente una propuesta del precio básico de potencia basado en un estudio reciente que incluya el detalle de los costos involucrados, y que el mismo sea encontrado conforme por la CTE, no es pertinente aceptar mantener el resultado "en Dólares" de un estudio de noviembre de 1997 para simplemente aplicarle el tipo de cambio vigente. Los precios básicos se fijan por la Comisión "en Nuevos Soles" y en función de las fórmulas de actualización se reajustan "en Nuevos Soles" por lo que es, en consecuencia, pertinente seguir este procedimiento tal como lo ha hecho la Comisión;

Que, asimismo, el COES-SICN interpreta equivocadamente el Artículo 46º de la Ley de Concesiones Eléctricas que dice "las tarifas en barra y sus respectivas fórmulas de reajuste serán fijados semestralmente por la Comisión..." y afirma que, por consiguiente, el Precio Básico de potencia y las fórmulas de reajuste deben ser calculados cada seis meses. El Artículo 46º de la Ley es claro al indicar que la Comisión "fijará" (a diferencia del COES-SICN que lo interpreta como "calculará") el Precio Básico de Potencia lo cual ha sido efectuado por la Comisión al fijar el precio y su fórmula de reajuste con el procedimiento indicado al inicio de este análisis por no existir una propuesta del COES-SICN con un estudio que involucre cálculos recientes;

Que, en consideración a los argumentos señalados, el presente extremo del recurso debe ser declarado infundado.

B.5.- Cálculo de Peaje de Conexión Unitario.-

Que, de acuerdo al D.S. 004-99-EM que modificó entre otros el Artículo 137º del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas, el Peaje por Conexión Unitario se calcula como la relación entre, el Costo Total de transmisión menos el Ingreso Tarifario Esperado Total para el Sistema Principal de Transmisión, dividido entre la "… Máxima Demanda anual proyectada a ser entregada a los clientes." En esta disposición no se hace referencia a que la máxima demanda a ser utilizada sea la máxima demanda anual coincidente de todos los clientes; en este sentido toma en cuenta que la facturación de los generadores no se da únicamente, como ocurre en la realidad, por la máxima demanda tomada por los clientes (distribuidores o clientes libres) durante la hora de máxima demanda anual de todo el sistema, sino que admite que la facturación pueda ser mayor a la máxima demanda del sistema. Este aspecto concuerda con las condiciones de aplicación reguladas por la Comisión de Tarifas Eléctricas en lo relativo a que la facturación de las empresas generadoras a sus clientes debe efectuarse considerando la demanda coincidente del distribuidor en cada subestación base y no la demanda coincidente con la máxima demanda de todo el sistema;

Que, con relación al uso de 2038,6 MW en lugar de 2192 MW como divisor para determinar el Peaje por Conexión Unitario, la Comisión observó en su oportunidad al COES-SICN (así como en las fijaciones tarifarias de noviembre de 1998 y mayo de 1999) y advirtió sobre la presencia de un factor de coincidencia en la facturación efectuada por los generadores a sus clientes, factor que opera en el sentido de compensar el efecto de las pérdidas en el sistema de transmisión. Esto es, que la suma de la facturación efectuada por los generadores en forma individual a sus clientes es superior a la máxima demanda efectivamente ocurrida en el sistema al nivel de la entrega a los distribuidores;

Que, esta observación no fue absuelta satisfactoriamente por el COES-SICN en la presente fijación, motivo por el cual la Comisión de Tarifas Eléctricas dispuso la utilización de la máxima demanda de 2192 MW para el cálculo del respectivo peaje por conexión unitario. Al respecto, cabe señalar que en la absolución de observaciones el COES-SICN únicamente señaló que con el descuento de la participación del consumo de los clientes libres de los generadores en la máxima demanda del sistema, lo facturado al resto podría "ser mayor o menor al consumo real" que depende de las condiciones contractuales entre generadores y distribuidores, sin aportar los cálculos que confirmen esta aseveración y determinar el factor de coincidencia a ser empleado en el cálculo final de peaje por conexión unitario;

Que, en el recurso interpuesto el COES-SICN solicita nuevamente la utilización de la máxima demanda de 2038,6 MW para el cálculo del peaje unitario de conexión, pero no aporta pruebas objetivas que desvirtúen la hipótesis fundamental de la Comisión, esto es, que el factor de coincidencia compensa el efecto de las pérdidas de transmisión. En esta ocasión el recurrente no presenta prueba instrumental del porcentaje de pérdidas, como serían los flujos de potencia calculados para la hora de máxima demanda anual, para demostrar que las pérdidas son del orden del 7% y, con relación al factor de coincidencia no menciona absolutamente nada e ignora completamente la incidencia de este factor en el cálculo indicado en el Artículo 147º del Reglamento, al que hace referencia;

Que, de acuerdo con la información de tipo comercial que obra en poder de la CTE hay razones suficientes para presumir que los factores de pérdidas y de coincidencia se anulan mutuamente. Al no haberse desvirtuado dicha suposición por parte de las empresas generadoras no hay motivo suficiente para efectuar el cambio solicitado por el COES-SICN;

Que, por las razones señaladas, este extremo del recurso debe declararse, igualmente, infundado.

Por lo expuesto y de conformidad con lo establecido en el Artículo 74º de la Ley de Concesiones Eléctricas; y

Estando a lo acordado por su Consejo Directivo en su Sesión N° 009-99 de fecha 06 de mayo de 1999;

Artículo Unico: Declarar infundado en todos sus extremos el Recurso de Reconsideración interpuesto por el Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Centro Norte, COES-SICN, contra la Resolución N° 004-99 P/CTE, por los fundamentos expuestos en la parte considerativa de la presente Resolución.

Regístrese, comuníquese y publíquese.