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RECURSO DE RECONSIDERACIÓN

Contra la Resolución N°069-2004-OS/CD

Fijación de tarifas en barra para el período mayo – octubre 2004.

mayo 2004

Solicitamos al Consejo Directivo de OSINERG revocar la Resolución N° 069-2004-OC/CD, en el extremo que fija las tarifas en barra para el período mayo – octubre 2004, y emitir una nueva resolución tarifaria para dicho período que:1.- Incluya la demanda asociada al proyecto de interconexión con Ecuador

2.- Utilice valores de potencia efectiva de CH Mantaro y Restitución oficiales determinado por el COES

3.- Incluya en el cálculo del precio básico de la potencia:

3.1 Valor FOB del Turbogenerador GT11N2 actualizado.

3.2 Costos de los repuestos iniciales idem fijaciones tarifariasanteriores;

3.3 Costo de inspecciones menores de zonas de combustión

3.4 Intereses durante la construcción calculados con la tasa reconocida por LCE

3.5 Efecto financiero del IGV en el flujo de caja

4.- Utilice el modelo PERSEO conforme a la propuesta efectuada por el COES – SINAC.

PETITORIO

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FUNDAMENTOS DE LA RECONSIDERACION

1. CONSIDERACIONES SOBRE DEL PRINICIPIO DE EFICIENCIA Y EFECTIVIDAD EN LA FIJACION

TARIFARIA

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EL PRINCIPIO DE EFICIENCIA Y EFECTIVIDAD NO ES CONSIDERADO POR EL OSINERG EN LAS FIJACIONES TARIFARIAS

Reglamento General del Organismo Supervisor de la Inversi ón en Energía – OSINERG:

“La actuación de OSINERG se guiará por la búsqueda de eficiencia en la asignación de recursos y el logro de los objetivos al menor costo para la sociedad en su conjunto.”

• Subvaluación sistemática de tarifas

• Perjuicio económico para empresas generadoras

• Desaliento a las inversiones en generación

Elevado costo para la sociedad

Riesgo de crisis energética

SUBVALUACION SISTEMATICA DE TARIFAS

• Plan de obras à Proyectos contradictorios, aparecen y desaparecen de los planes de obras

• Desde año 2000:

• Ultima inversión importante fue de CCHH Yanango y Chimay(192 MW). Después, ninguna nueva inversión privada de envergadura en el sector.

• Señal de precios del OSINERG no incentiva las inversiones y desalienta la contratación a precio regulado.

• Ningún contrato importante generadora -distribuidora. Déficit de contratos empresas distribuidoras

• Traslado de costos a generadores por la conversión de líneas del SPT al SST vía líneas de generación/demanda.

• Introducción de la GRP (financiamiento del gasoducto) en el Peaje del SPT y “simultáneamente” menores precios de energía y/o potencia para compensar al usuario.

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PRECIO BÁSICO DE POTENCIA

• OSINERG no da señales estables para la eficiencia de la cobertura de la demanda del sistema al no ponderar las señales de corto plazo con las de largo plazo

• Otorga mayor peso a los factores de corto plazo, razón por la cual este precio sufre fuertes variaciones

• Durante el periodo noviembre 1996 hasta mayo 2000 el precio de la potencia se mantuvo estable y ello motivó el ingreso de nuevas centrales.

• Luego el precio declinó en noviembre 2000 hasta la fecha y ha disminuido hasta en 15%, teniendo ello un fuerte impacto en generadoras que invirtieron con las señales que el OSINERG enviaba anteriormente.

• En el Gráfico 1 se observa que cada vez que el precio de algún componente del precio monómico se incrementa, OSINERG busca la reducción de los otros componentes tal que por lo menos se mantenga el precio monómico anterior, o mejor aun si éste disminuye.

• Referencia de una acción reguladora eficiente: reciente fijacióntarifaria en Chile.

• Precio de nudo monómico se ha elevado en 18.8%, con relación a diciembre del 2003, subiendo este precio de 35.39 a 42.04 US$/MWh. El precio de la potencia en abril del presente año se fijó en 5.593 US$/KWh-mes, precio superior en 5.8% al precio determinado en la anterior fijación

• Este incremento da una se ñal eficiente pues refleja la situación del mercado chileno: aumento de precios de los combustibles, déficit de suministro de gas en ese país y falta de inversiones.

•Es decir, el regulador es conciente de la necesidad de dar una señal de precios adecuada para atraer inversiones, y por ello toma una decisi ón coherente en ese sentido, situación que en el Perú lamentablemente no se da.

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VARIACIÓN DE LOS COMPONENTES DEL PRECIO MONÓMICO DE ELECTRICIDAD

0.00

1.00

2.00

3.00

4.00

5.00

6.00M

ay-9

4

Nov

-94

May

-95

Nov

-95

May

-96

Nov

-96

May

-97

Nov

-97

May

-98

Nov

-98

May

-99

Nov

-99

May

-00

Nov

-00

May

-01

Nov

-01

May

-02

Nov

-02

May

-03

Nov

-03

May

-04

Nov

-04

FIJACIONES TARIFARIAS

ctv.

US

$ / k

Wh

MONÓMICO Peaje de Conexión al SPT (incluye GRP) PRECIO DE ENERGÍA PRECIO BÁSICO DE POTENCIA PRECIO (Peaje + Pot.)

AUMENTO DE LA G.R.P. 1,5 US$/KW-mes

Gráfico N

° II-1

ALZA DE COMBUSTIBLES DE 143,89 A 233,82 US$/TON (DIESEL 2)

INTERCONEXIÓN DE LOS SISTEMAS CENTRO-NORTE Y SUR

CREACIÓN DE PAGOS POR LÍNEAS DE GENERACIÓN / DEMANDA

DISMINUCIÓN DEL PRECIO DE LA POTENCIA

INCLUSIÓN DE LA G.R.P. 1 US$/KW-mes

DISMINUCIÓN DEL PRECIO DE LOS COMBUSTIBLESAUMENTO DE LA G.R.P. 2 US$/KW-mes

DISMINUCIÓN DEL PRECIO DE LA POTENCIAAUMENTO DE LA G.R.P. 2,5 US$/KW-mes

PRECIO MÍNIMO REQUERIDO PARA QUE UNA INVERSIÓN DE GENERACIÓN OBTENGA UNA RENTABILIDAD DEL 12% CONFORME A LA LEY DE CONCESIONES EL ÉCTRICAS

Para un ciclo abierto de 160 MW

• 350 US$/kW puesto en sitio, con turbinas tipo Heavy Duty

• Costo de Combustible Gas Natural: 1.9 US$/MMBTU

• Costo Variable No Combustible: 3.8 US$/MWh. (A pesar que discrepamos de este valor)

• Horizonte de estudio: 20 años

•La inversi ón de la nueva planta de generación debe obtener una rentabilidad de por lo menos 12% anual reconocida por la Ley, a pesar que en la actualidad la mayoría de inversionistas presentes en el sector exigen una mayor rentabilidad.

No proponemos un programa de obras con centrales “ficticias”, sino queremos evaluar un nivel mínimo de precios de referencia en un escenario en el cual se presentarán inversiones.

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• Como resultado, se tiene que el precio medio que debería percibir un nuevo inversionista para obtener una rentabilidad del 12% es:

Ciclo Simple de 160 MW ...................... 37.5 US$/MWh

Si consideramos el valor ínfimo de 4.65 US$/kW-mes (OSINERG)

Resulta un precio de energía (visto por el inversionista) de 26.7 US$/MWh

¿ Y qué tarifa regulada monómica corresponde a estos precios ?.

Para un factor de carga de 80% ; e igual precio de potencia, resulta una tarifa monómica de 35 US$/MWh (tarifa de equilibrio)

• Pero, el precio monómico regulado actual = 32.4 US$/MWh

• Diferencial de precio = 2.6 US$/MWh (ATRASO DE LA TARIFA), en un escenario en el cual se presentan inversiones

• Actualmente se vienen produciendo en el país los siguientes efectos:

• A los generadores NO les resulta económico contratar con las distribuidoras

• Falta de interés de nuevos inversionistas para ingresar al mercado de generación. En la última licitación de la concesi ón de la CH Yuncán solamente se presentó un postor

• Los proyectos de generación con el gas de Camisea solamente tienen proyectos garantizados hasta la conversi ón de la primera unidad de la planta de la Central Ventanilla a Ciclo Combinado. Posteriormente, la percepción de riesgo regulatorio genera una falta de interés para nuevas inversiones.

• Resulta indispensable que se de una se ñal eficiente para asegurar inversiones nuevas en el sistema

CONSECUENCIAS

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2. INCLUSIÓN DE LA DEMANDA DE ECUADOR

Marco Legal al cual debe sujetarse OSINERG

Principio de Legalidad (Garantía fundamental):

a) Artículo IV, 1.1.1, de la LPAG: “Las autoridades deben actuar con respeto a la Constitución, la ley y al derecho, dentro de las facultades que le estén atribuidas y de acuerdo con los fines para los que les fueron conferidas”.

b) Artículo 15°, inciso a), de la LCE, es función del Consejo Directivo de OSINERG “fijar, revisar y modificar las tarifas de venta de energía eléctrica con estricta sujeción a los procedimientos establecidos en esta Ley”

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Artículos aplicables de la Ley de Concesiones Eléctricas (LCE)

Artículo 42°: Dispone que los precios regulados reflejarán los costos marginales de suministro– Los costos marginales dependen de la demanda

que deba atenderse (a más demanda, mayor costo).

– Si se subestima la demanda, se subestiman los costos marginales. Por tanto: si OSINERG excluye parte de la demanda en el cálculo de la tarifa, la tarifa no reflejará el costo marginal de suministro.

– Si la tarifa no refleja el costo marginal OSINERG incumplirá el artículo 42° de la LCE.

Artículos aplicables de la Ley de Concesiones Eléctricas

Artículo 47°, inciso a): Obliga a proyectar la demanda de los próximos 48 meses, incluyendo todas las obras de generación y transmisión factibles de entrar en operación en dicho período.– Es consecuente con el art. 42°: se deben considerar

todos los proyectos que atenderán la demanda y así reflejar los costos marginales. Sin distinguir entre demanda nacional o no.

– El único requisito para considerar los proyectos es que éstos sean realmente factibles de entrar los próximos 4 años.

– Lo anterior es expresamente reconocido por la nueva modificación del Reglamento de la LCE (DS 010-2004)

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EN CONSECUENCIA, EN LA MEDIDA QUE OSINERG NO

CUESTIONA LA FACTIBILIDAD DE LA INTERCONEXIÓN CON

ECUADOR DESDE SETIEMBRE DE ESTE AÑO, LEGALMENTE, ESTÁ

OBLIGADO A INCLUIR LA DEMANDA ASOCIADA CON DICHA INTERCONEXIÓN EN SU CÁLCULO

DE TARIFAS

OSINERG se ampara en la falta de reglamentación para excluir la demanda

• OSINERG insiste en confundir entre (i) la reglamentación necesaria para ejecutar la interconexión y (ii) la reglamentación necesaria para calcular e incluir determinada demanda.

• La metodología para calcular la demanda nunca ha sido materia de regulación detallada. Corresponde a OSINERG determinar los criterios y el mejor método para calcular toda la demanda que abastecerá el sistema, siempre que cumpla la LCE.

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Ilegalidad del argumento de OSINERG

• Por tanto, lo único que no puede hacer OSINERG es excluir parte de la demanda porque ello contravendría la LCE

• Además resulta inadmisible que para excluir la demanda se ampare en una falta de reglamentación que podría o no darse y que corresponde al propio OSINERG suplir.

• Por último, incluso el Artículo VIII del T. P. de la LPAG prohibe a OSINERG dejar de resolver por deficiencia de fuentes.

Ilegalidad del argumento de OSINERG

Los demostrados incumplimientos de la LCE (arts. 42° y 47° a), así como de la Ley del Procedimiento Administrativo General acarrean la nulidad de pleno derecho de la Resolución N° 069-2004-OS/CD, por lo que ésta debe ser rectificada.

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2003 2004 2005 2006 2007 2008POTENCIA (MW) 87 91 94 98 102ENERGÍA (GWH) 105 378 405 327 214

DEMANDA ASOCIADA A LA INTERCONEXIÓN CON ECUADOR

• Por lo anterior, debe adicionarse la siguiente demanda

(*) Referencia COES-SINAC

(*)

3.- UTILIZACIÓN EN EL CÁLCULO TARIFARIO DE VALORES DE POTENCIA EFECTIVA DE LAS CENTRALES HIDROELÉCTRICAS DIFERENTES A LOS VIGENTES SEGÚN LOS PROCEDIMIENTOS DEL COMITÉ DE OPERACIÓN ECONÓMICA DEL SISTEMA (COES)

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MARCO LEGAL AL CUAL DEBE SUJETARSE LA ACTUACIÓN DE OSINERG

OSINERG no puede utilizar en el cálculo tarifariovalores de potencia efectiva diferentes a los determinados según los procedimientos del COES, los mismos que tienen rango de norma legal.

Ello se aplica incluso al caso de las Centrales del Complejo Mantaro, cuyas potencias efectivas son: 631.789 MW para la central Santiago Antúnez deMayolo y 209.736 MW para la central Restitución

4.- CONSIDERACIONES EN EL CALCULO DEL PRECIO BÁSICO DE LA POTENCIA

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4.1.- COSTO FOB DEL TURBOGENERADOR

• Por diversas circunstancias, los precios de los turbogeneradores sufren variaciones importantes, con lo cual el precio básico de potencia tiene grandes fluctuaciones.

• La función del regulador es dar estabilidad al precio de potencia.

• OSINERG solo está dando una se ñal de corto plazo.

• OSINERG en esta oportunidad no ha sabido ponderar las se ñales de corto plazo con las de largo plazo.

• OSINERG debe rectificar el valor FOB de la turbina a gas empleado en el cálculo tarifario, considerando un valor promedio para cierto período que atenúe las fluctuaciones de mercado originadas por desajustes entre la oferta y la demanda de turbinas (5 años) o actualizar el último precio de potencia calculado, empleando la fórmula de actualización, considerando que aún no se aprueba el procedimiento de cálculo del PBP.

• Edegel adjunta proforma (+22%)

4.2.- COSTO DE REPUESTOS INICIALES• Los repuestos iniciales son indispensables. La central nunca debe quedarse sin repuestos. En caso de adquirirse la unidad y no losrepuestos iniciales, no se dispondría de ningún repuesto hasta el primer mantenimiento, corriéndose el riesgo de no operar por falta de estos.

• OSINERG debe rectificar su informe incluyendo los costos de losrepuestos iniciales en el monto indicado en fijaciones anteriore s (2.5% FOB).

4.3.- COSTOS DE INSPECCIONES MENORES DE ZONAS DE COMBUSTIÓN• Las inspecciones cuyos costos se han solicitado se incluya dentro de los COyM, son recomendadas en el Manual del fabricante para la operación con petróleo diesel.

• En el Manual se indica que no se efectúa dicha inspección en el caso que se opere con gas, pero esto corresponde a un escenario futuro y no a la situación actual. Incluso el consultor de OSINERG recomendó que la máquina de punta opere siempre con diesel.

•Debe incluirse las inspecciones menores de la zona de combustión en el mantenimiento de la unidad de punta

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4.4. TASA DE INTERESES DURANTE LA CONSTRUCCIÓN

• La tasa de actualización a utilizar es 12%.

• En el supuesto negado: no cabe emplear la tasa de interés que obtiene una empresa determinada con calificación AAA si no que debería emplearse una tasa representativa para una empresa promedio o incluso para un nuevo inversionista.

4.5. EFECTO FINANCIERO QUE TIENE EL IGV EN LA INVERSIÓN

• Se debe considerar que el inversionista es un nuevoingresante, y por lo tanto no tiene un negocio en marcha que le permita recuperar en un menor plazo el IGV. Esta es justamente la situación que debe ser considerada, puesto que cualquier nuevo inversionista debe estar en condiciones de obtener un retorno del 12% sobre su inversión

5.- VERSIÓN DEL MODELO PERSEO UTILIZADO POR OSINERG

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CORRECCIÓN DEL MODELO PERSEO

Para representar adecuadamente la restricción sobre la operación del Lago Junín que impone la Resolución Ministerial N°0149-98-AG :

Solicitamos que el OSINERG efectúe la modificación del modelo PERSEO para su correcta aplicación en la fijación tarifaria, para lo cual podrá utilizar la corrección propuesta por el COES

Solicitamos al Consejo Directivo de OSINERG que en mérito de los argumentos expuestos, proceda a declarar fundado nuestro recurso de reconsideración en todos sus extremos