resoluciÓn de consejo directivo organismo supervisor de … · los costos a reconocer deben...

RESOLUCIÓN DE CONSEJO DIRECTIVO ORGANISMO SUPERVISOR DE LA INVERSIÓN EN ENERGÍA Y MINERÍA

OSINERGMIN N° 119-2017-OS/CD

Lima, 15 de junio de 2017 CONSIDERANDO: 1.- ANTECEDENTES Que, en fecha 15 de abril de 2017, fue publicada en el diario oficial El Peruano la Resolución N° 060-2017-OS/CD (“RESOLUCION”), mediante la cual, entre otras disposiciones, se fijaron los Precios en Barra y peajes del Sistema Principal de Transmisión (“SPT”), así como sus fórmulas de actualización, para el período mayo 2017 – abril 2018; Que, con fecha 08 de mayo de 2017, la empresa Fénix Power Perú S.A. (“FENIX”) interpone recurso de reconsideración contra la RESOLUCION; siendo materia del presente acto administrativo el análisis y decisión del citado recurso impugnativo. 2.- EL RECURSO DE RECONSIDERACIÓN Y ANÁLISIS DE OSINERGMIN Que, FENIX solicita en su recurso de reconsideración:

1. Los costos a reconocer deben incluir el costo de adquirir el combustible utilizado en las pruebas de puesta en servicio y operación de la unidad con el combustible alternativo.

2. Los costos a reconocer deben incluir los costos de adquirir el terreno para la instalación de los equipos que permiten que la central dual y su subestación de potencia operen con el combustible alternativo.

3. Los costos a reconocer deben incluir como Gastos Generales y Utilidad del Contratista, el equivalente al 20% de los Costos en los incurre el contratista.

4. Los costos a reconocer deben considerar los costos financieros de almacenamiento de combustible por el periodo de un año (12 meses).

5. Los costos a reconocer deben considerar que el volumen de combustible para garantizar la capacidad de operar por 15 días durante las horas de punta.

Que, en esencia, los cuestionamientos de FENIX al CUCGE, tratan en relación a que lo reconocido por Osinergmin no se aproxima a los costos en los que incurre para brindar el servicio, para ello interpreta lo dispuesto en el Decreto Legislativo N° 1041, y alega la vulneración a los principios del derecho, en cuanto a se le estaría tratando en similares condiciones cuando por su naturaleza “dual” debe ser diferenciado, y respecto a que el pronunciamiento de Osinergmin adolece de adecuada motivación;

Que, dichos cuestionamientos, esencialmente el Regulador los ha expuesto en su Resolución N° 146-2016-OS/CD, y en la contestación de la demanda interpuesta en vía judicial por FENIX respecto del periodo 2016 - 2017, proceso que a la fecha se encuentra en trámite, y pese a encontrarse un escrito de desistimiento de la pretensión formulado por FENIX, el mismo no ha sido atendido por el Juez hasta la fecha, en donde se acepte y declare por concluido el proceso, conforme lo ordena el Código Procesal Civil;

RESOLUCIÓN DE CONSEJO DIRECTIVO ORGANISMO SUPERVISOR DE LA INVERSIÓN EN ENERGÍA Y MINERIA OSINERGMIN N° 119-2017-OS/CD

Página 2

Que, el Decreto Legislativo N° 1041 no contiene una relación de derechos pormenorizados que deban ser reconocidos a FENIX; los que a su lectura interpreta, garantiza que el Regulador debe admitir. La empresa podrá presentar una lista valorizada de diferentes conceptos en diversas realidades, no obstante aquellos que serán reconocidos son los que se encuentran previstos en la norma de detalle de Osinergmin y demás procedimientos que han sido emitidos en consonancia con el Decreto Legislativo N° 1041, por delegación expresa, y justifiquen los criterios de eficiencia avalados por el Regulador de la inversión en energía. Por tanto, es la Autoridad la que valida e incorpora en su regulación los conceptos y valores que autoriza se trasladen a los usuarios;

Que, la norma de Osinergmin ha sido aplicada desde el año 2008 para todas las centrales duales con carácter general, por lo cual también es aplicable a FENIX, sin admitir distinciones o particularidades entre semejantes. FENIX, ingresó al mercado conociendo las reglas vigentes y su aplicación en los casos concretos. El proceder al cual se ha sujetado Osinergmin en sus resoluciones tarifarias se ciñe a esas normas, a los criterios técnicos y a la información sustentada disponible, conforme es presentada por los interesados, y no en base a una interpretación incorrecta;

Que, la lectura de FENIX del Decreto Legislativo, a su criterio, daría carta libre para que cualquier concepto sea reconocido por que dicho concepto se aplica en determinada realidad, y ello no es así, en la presente actividad eléctrica. La lectura del Decreto Legislativo, implica que Osinergmin considerará en su fijación como mínimo la recuperación de las inversiones en centrales térmicas de alto rendimiento, y para ello se basa en el procedimiento de detalle que aprobó, puesto que son esos los lineamientos de naturaleza normativa que tiene, y no como entidad del Estado no puede apartarse. No se evidencia que un dispositivo específico de la norma de detalle se encuentre vulnerando el dispositivo normativo del Decreto Legislativo N° 1041;

Que, Osinergmin en virtud del principio de legalidad, se sujetará a lo previsto en la normativa aplicable no encontrándose facultado a reformarla a través de su acto administrativo; por tanto, de encontrarse sustentadas, procederán las modificaciones a los conceptos y valores aprobados que se encuentren en su competencia y ejercicio de su función reguladora, en los que no se confronte con las disposiciones de carácter general;

Que, es de apreciar que, la aplicación del Decreto Legislativo N° 1041 no se encuentra aislada de lo dispuesto en las demás normas que conforman el marco regulatorio del sector eléctrico, como los Procedimientos Técnicos COES, debiendo por ello Osinergmin en el ejercicio de su función de fijación de precios regulados, realizar una interpretación sistemática considerando también la LCE y el Decreto Legislativo N° 1041, observando el criterio de costos eficientes establecido en el artículo 8 de la LCE. En tal sentido, si bien FENIX sostiene sujetarse a la norma, y lo que cuestiona es el criterio de Osinergmin, es de notar que dicho criterio del Regulador tiene el citado amparo normativo;

Que, en ese sentido, de ningún modo puede reconocerse el repago de una duplicidad de conceptos, es decir, en aquellos casos que se ha previsto una forma de recuperar los montos, se deberá sujetar a esa vía regular, según se prevea en la normativa vigente; salvo ésta de


Página 3

forma justificada lo considere de otro modo. El trato diferenciado al cual tiene derecho el generador “dual”, es a la compensación a través del cargo por CUCSS, que no es pagado a cualquier generador. Por ejemplo, si un concepto particular de menor incidencia, estuviera asociado al costo marginal de corto plazo, es posible que en determinado periodo no sea cubierto, por los costos marginales coyunturales; pero ello, en otro periodo podría excederlo. Por tanto, el reconocimiento es sobre la base de los costos eficientes, en función de lo validado por la Autoridad de forma justificada, según la metodología y modelo aplicable;

Que, es necesario precisar que brindar el servicio de dualidad establecido en el Decreto Legislativo 1041, tiene carácter voluntario de la parte de las centrales de generación, por lo cual el cargo CUCSS fijado administrativamente tiene como objetivo reconocer un costo eficiente por este servicio. No hay garantía del Estado, no existe reconocimiento de ingresos asegurados y tampoco se consideran los gastos reportados según lo planteen los interesados. En este caso, las centrales de generación evalúan en forma independiente si este ingreso con cargo CUCSS les incentiva a brindar el servicio de dualidad, y si los resultados, le resultan conveniente; voluntariamente deciden brindar el servicio;

Que, finalmente, con respecto al pedido basado en la experiencia internacional, se debe señalar que si bien puede ser un referente para la función regulatoria en el Perú, esta no es obligatoria para Osinergmin ni mucho menos otorga derechos a los administrados para que el Regulador actúe de determinada forma en sus actos administrativos; sino será en una revisión de la normativa, en donde se podrá desarrollar el respectivo benchmarking a todo un grupo de países referentes y se evaluarán las mejores prácticas, así como otras fuentes reconocidas.

2.1 RECONOCER EL COSTO DE COMBUSTIBLE UTILIZADO EN PRUEBAS DE PUESTA EN SERVICIO Y OPERACIÓN

2.1.1 COSTO DE COMBUSTIBLE POR PRUEBAS DE COMISIONAMIENTO

2.1.1.1 SUSTENTO DEL PETITORIO

Que, FENIX señala que, tal como se mencionó en los comentarios y sugerencias remitidas al Proyecto de Resolución, es conocido, que toda unidad de generación requiere la realización de pruebas que le permitan verificar su adecuado funcionamiento antes de su conexión al sistema eléctrico. Asimismo, agregó que, luego de estas pruebas, se efectúan pruebas de la unidad conectada al SEIN de acuerdo, con lo dispuesto por el Procedimiento Técnico COES N° 20 (en adelante “PR-20”) como un requisito para poder iniciar la operación comercial, asimismo, menciona que, según el Procedimiento Técnico COES N° 19 (en adelante “PR-19”) durante las pruebas la unidad no participará en la determinación del costo marginal; Que, señala FENIX que, en los comentarios y sugerencias remitidas al Proyecto de Resolución, se desarrollaron los siguientes argumentos: • Sostiene que, al realizar pruebas incurren en costos que deben ser

reconocidos, en vista que suponen recursos financieros que se deben gastar para lograr el inicio de operación comercial; señala que lo indicado tiene respaldo en experiencia internacional, y en el caso peruano tiene mayor relevancia por cuanto estas pruebas no afectan los costos marginales del


Página 4

mercado, razón por la cual no pueden ser recuperados por esa vía;

• Advierte que cuando una unidad decide ser dual, asume además de las pruebas con combustible de gas natural, pruebas adicionales con combustible diésel, a fin de cumplir con asegurar que la unidad opera adecuadamente con ambos combustibles, señalando que, este costo adicional debe ser incluido en el cálculo pues se originan por prestar el servicio de seguridad de suministro;

• Señala que, Osinergmin no motiva con suficiencia las razones por las cuales se niega a la solicitud de FENIX, indicando que el Decreto Legislativo N° 1041 ha encargado a Osinergmin establecer el Cargo Unitario por Compensación por Seguridad de Suministro (CUCSS) considerando como mínimo la recuperación de las inversiones en centrales térmicas de alto rendimiento, además indica que, en la parte considerativa del Decreto Legislativo N° 1041 que "los costos que esta medida demande deben ser reconocidos por Osinergmin como un costo extra y pagado a los generadores que ofrezcan dicha garantía seguridad de suministro extra al sistema eléctrico";

• Además indica que no resulta equitativo ni acorde con la finalidad del Decreto Legislativo N° 1041 que se castigue a los generadores duales a asumir costos de pruebas adicionales debido al uso de un combustible alternativo al gas natural, lo cual resulta evidentemente más oneroso y genera un perjuicio para las generadoras duales que se encontrarían en situación de desventaja respecto de las demás centrales del sector, no obstante señalan que, brindan un servicio de seguridad que las demás centrales no otorgan al sistema;

Que, FENIX cuestiona los argumentos de Osinergmin en base a dos hechos verificables: (i) No existe una vía que reconozca los costos incrementales eficientes por los costos de combustible por pruebas de puesta en servicio que exige el PR-20 con combustible alternativo, y (ii) Osinergmin contraviene lo dispuesto en el Decreto Legislativo N° 1041 al no considerar los costos de combustible diferenciados por pruebas sin carga; Que, FENIX en referencia a los Procedimientos COES, señala que, Osinergmin no ha negado que se deba incurrir en estos costos, ni que los mismos formen parte de los costos de inversión en la planta de generación eléctrica dual; sino que ha procedido a su negativa de reconocimiento en una aplicación errada de los Procedimientos Técnicos PR-19 y PR-20. Además, que Osinergmin, no realizo un análisis de los dispuesto en los Procedimientos COES y presume que las transferencias de energía permiten recuperar los costos de los combustibles de las pruebas efectuadas. Al respecto hace notar que, el PR-20 señala en su numeral 9.2 que “Las Entregas y la energía reactiva correspondientes a las pruebas de las Unidades de Generación serán Valorizadas de acuerdo a lo establecido en el Procedimiento Técnico del COES N° 10 "Valorización de las Transferencias de Energía Activa entre Generadores integrantes del COES" y al Procedimiento Técnico del COES N° 15 "Valorización de las Transferencias Energía Reactiva", respectivamente". Asimismo, señala que, sobre el particular PR-10 en su numeral 8.2.1, que "Las Entregas y Retiros de cada Generador Integrante serán valorizadas al Costo Marginal de Corto Plazo de cada Barra de Transferencia.”. Por ultimo agrega que respecto al PR-19 en su numeral 7.3 señala que


Página 5

"Para la determinación del Costo Marginal de Corto Plazo, se considerará el Costo Variable de la Unidad de Generación en prueba igual a cero". En ese sentido, menciona que, si bien existe una compensación por la energía generada durante la prueba de puesta en servicio, ésta se valoriza a costo marginal y asumiendo que la energía entregada se hace a costos de producción cero; Que, FENIX presenta comparación entre el costo variable combustible de producción de la central dual eficiente de Osinergmin operando con Diesel 2 (rendimiento ISO 39% y en sitio 36%) obteniendo un costo equivalente a 151,97 USD/MWh, el cual no es cubierto por lo costos marginales de corto plazo. De esta forma, señala que la valorización de la energía producida durante las pruebas al Costo Marginal utilizado en la fijación tarifaria no cubre los costos de los combustibles incurridos; asimismo, indica que el costo variable combustible de la unidad turbogas eficiente por utilizar como combustible alternativo el Diesel es de 151,97 USD/MWh y no es cubierto por el Costo Marginal promedio del periodo mayo 2017 - abril 2018 estimado por Osinergmin en 26,16 USD/MWh, por lo tanto el valor no recuperado por la central dual eficiente resulta ser de 125,81 USD/MWh; Que, sostiene que es errada la interpretación del PR-19, que no permitiría que se aplique correctamente el principio de eficiencia, y no se cumpla con el objetivo de menores tarifas para los consumidores, por un lado, y tarifas que cubran los costos de brindar el servicio, del otro; Que, sobre el cargo CUCSS determinado por Osinergmin, FENIX solicita que se efectué una interpretación sobre la aplicación del contenido de los Procedimientos COES al caso de las generadoras duales, considerando la jerarquía normativa, la especialidad y la posterioridad del mandato contenido en el Decreto Legislativo N° 1041, a fin de que se reconsidere la inclusión de los costos incurridos en el cálculo del CUCSS; además, solicita que los argumentos expuestos sean analizados y se brinde una decisión adecuadamente motivada respecto a la valoración de los mismos; Que, finalmente, FENIX indica que, respecto a lo señalado por Osinergmin en cuanto a la partida “Pruebas y Puesta en Marcha" incorpora los costos de las pruebas en blanco o pruebas sin carga, menciona que, como se puede observar en el archivo “CUCSS_0517(P).xlsx”, los costos de la mencionada partida son los mismos e iguales a 502,31 miles de USD tanto en el modelo de costos de la central eficiente que opera con gas natural (hoja "GN"), como en el modelo de costos de la central eficiente que opera en modo dual (hoja "DUAL"), lo cual resulta a todas luces errado, puesto que la central que opera en modo dual requerirá efectuar pruebas adicionales para validar el sistema de operación con el combustible alternativo; asimismo, indica que, considerando el programa de prueba típico que figura en el Anexo B, y el precio del combustible diésel utilizado por Osinergmin, se estima que este equivale a USD 615 899 y USD 415 570 para las pruebas de puesta en blanco y de puesta en servicio, respectivamente, considerando el mismo rendimiento (eficiencia de 36%) utilizado por Osinergmin en sus cálculos para estimar el combustible a mantener en stock.


Página 6

2.1.1.2 ANÁLISIS DE OSINERGMIN

Que, el CUCSS tiene por objeto reconocer la prestación de un servicio complementario como es la seguridad adicional para el SEIN, el cual puede ser brindado, por iniciativa propia, por cualquier unidad de generación que pueda operar con un combustible alternativo al gas natural (central dual); Que, de acuerdo con el artículo 8° de la Ley de Concesiones Eléctricas (en adelante “LCE”), los precios regulados deben establecerse reconociendo costos de eficiencia, y en ese sentido al constituirse el CUCSS en un precio regulado debe ser obtenido utilizando este principio; Que, no puede pretenderse que la aplicación del DL 1041 sea de forma aislada a lo dispuesto en las demás normas que conforman el marco regulatorio del sector eléctrico, debiendo por ello Osinergmin, en el ejercicio de su función de regulación tarifaria, realizar una interpretación sistemática entre la LCE y el DL 1041. En esa medida, no nos encontramos ante una vulneración a los principios de jerarquía normativa, posterioridad, especialidad o legalidad, sino ante la aplicación del marco normativo aplicable al CUCSS, el cual no sólo se sujeta al DL 1041. El aplicar de forma concordante la LCE, no significa la inaplicación del DL 1041; Que, de este modo, en cada proceso de Tarifas en Barra se determinará el CUCSS a partir de costos eficientes, toda vez que el usuario no debiera pagar, por ejemplo, por sobre dimensionamientos de un sistema sobre respecto del cual no tiene decisión; Que, en este sentido, el CUCSS debe ser genérico y no ad-hoc por cada agente, caso contrario no se estaría remunerando el servicio prestado considerando costos de eficiencia, sino el costo efectivamente incurrido, lo cual no es el espíritu del DL 1041, pues en ese caso, el legislador hubiera establecido que para la determinación del CUCSS no es aplicable el criterio de eficiencia previsto en la LCE; Que, en relación a la construcción y puesta en marcha de cualquier central termoeléctrica, al finalizar el montaje electromecánico del equipamiento, se procede primero con un pre comisionamiento o las pruebas sin carga, que consisten en verificar que los sistemas estén terminados y efectuar pruebas pre operacionales hasta dejar a la unidad generadora lista para las pruebas con carga. Al no estar conectada al SEIN, esta condición determina que la unidad generadora en prueba no pueda alcanzar condiciones de plena carga y por consiguiente el combustible consumido durante estas pruebas, sea considerablemente menor respecto al consumo durante las pruebas de comisionamiento; Que, posteriormente se realizan las pruebas con carga, las cuales únicamente se pueden realizar con la conexión al SEIN, debido a que físicamente es imposible inyectar una carga considerable, sin que la unidad generadora no se encuentre conectada al sistema; por esta razón, las pruebas de comisionamiento requerirán una coordinación previa con el COES y por tanto son de aplicación los respectivos procedimientos (PR-17, PR-19 y PR-20); Que, como ya se mencionó tanto en la respuesta a los comentarios de al Proyecto de


Página 7

Resolución del presente proceso tarifario, así como en la Resolución N° 146-2016-OS/CD que resolvió el recurso de reconsideración de FENIX sobre el mismo extremo en el proceso tarifario anterior, dentro del cálculo del CUCSS se considera el reconocimiento de costos por pruebas de puesta en marcha de las centrales duales, conforme al criterio de costos eficientes y a la unidad estándar de punta, con el cual se remuneran los costos que involucran el pre comisionamiento de la central; Que, de la revisión de la nueva información alcanzada por la recurrente en el presente recurso, que propone se efectúe el cálculo del costo de combustible durante las pruebas de comisionamiento, según un programa de pruebas típico, incluido como Anexo B de su recurso, se tiene que en este programa se indica que corresponde a las pruebas de puesta en servicio de una unidad turbo gas de ciclo simple General Electric (GE), pero en el pie de página se anota que es el programa de pruebas propuesto para la central de FENIX, el cual por su característica no corresponde a la unidad de punta. Asimismo, en el referido programa no se especifica si corresponde a las pruebas de puesta en servicio de una central con gas natural o si corresponde a las pruebas adicionales con combustible diesel; no obstante, de la descripción de las pruebas a efectuarse, se puede presumir que corresponde a las pruebas completas que se deben efectuar con el combustible de operación con gas natural; sin embargo, esto no es claro en el Anexo mencionado; Que, también se tiene que en el rubro “No conectada al SEIN”, se incluye pruebas con carga al 100%, lo cual resulta difícil o imposible de efectuar en nuestro medio sin estar conectada la unidad al sistema. Así mismo, se incluye en el rubro de “Conectadas al SEIN”, las pruebas requeridas por el COES para la verificación de la Potencia Efectiva y Rendimiento, que corresponde como parte de las pruebas de comisionamiento. Asimismo, en el archivo de sustento, según la hoja de cálculo Excel “CUCSS_0517(P)_rev”, se observa que se incluye pruebas que no corresponden a la conversión a dual de una turbina en ciclo abierto, sino que responden a su condición de operación en modo ciclo combinado, como se señala en la descripción “Warm up HRSG”, que corresponde las pruebas realizadas a la central de generación de FENIX, que es una central de ciclo combinado, y no a la unidad dual de ciclo simple que se reconoce en el presente proceso de fijación; Que, por lo mencionado anteriormente, se puede concluir que FENIX no presenta el debido sustento para modificar el criterio de reconocimiento de costos por comisionamiento reconocidos para la unidad dual, debido a que el monto de USD 615 899 calculado para las pruebas sin carga, como el monto de USD 415 570 calculado para las pruebas en carga, corresponden básicamente a los costos que su central de ciclo combinado pudo haber incurrido en estas pruebas, pero no a las pruebas que corresponden a la unidad dual de ciclo simple reconocida en la presente fijación; Que, por lo expuesto, no se puede utilizar el sustento presentado por FENIX para determinar el costo del combustible alternativo utilizado en las pruebas de comisionamiento, previo a su inclusión en el cálculo del CUCSS, debido a que una correcta actualización de estos costos se debe realizar con un estudio especializado, que considere las características técnicas de la unidad seleccionada como modelo, e identificar las pruebas que deben efectuarse exclusivamente para verificar la correcta


Página 8

operación de la unidad con el combustible alternativo, las cuales deben efectuarse luego de que la unidad ha pasado las pruebas de conexión al SEIN con gas natural; Que, con relación al argumento de FENIX, en el cual refiere que las centrales duales enfrentan desventajas en el despacho respecto al resto de centrales generadoras, por no considerar los costos solicitados, es necesario precisar que el objetivo del cargo CUCSS es reconocer un ingreso adicional para estas centrales, en base a costos eficientes, por brindar un servicio de dualidad. En este sentido, al igual que el Precio Básico Potencia, se toman de referencia instalaciones eficientes adaptadas a la operación del SEIN y no a la situación real de cada central de generación en particular. En consecuencia, por los argumentos expuestos, corresponde declarar infundada esta parte del extremo del Recurso; Que, por los argumentos expuestos, debe declararse infundado este extremo del Recurso.

2.1.2 COSTOS DE COMBUSTIBLE POR PRUEBAS DE POTENCIA EFECTIVA Y RENDIMIENTO

2.1.2.1 SUSTENTO DEL PETITORIO

Que, FENIX manifiesta que, como señaló en los comentarios y sugerencias remitidas al Proyecto de Resolución, de acuerdo al numeral 6.2.1 del Procedimiento Técnico del COES N° 17 (en adelante “PR-17”), se exige que a la entrada en operación comercial y cada dos años luego de la misma, se efectúen ensayos de potencia efectiva y rendimiento (EPEyR). Asimismo señala que el numeral 7.9.1 del PR-17 indica que se debe realizar un ensayo por cada tipo de combustible que pueda utilizar el grupo generador; precisando en su numeral 7.9.2 que se aplicará la metodología establecida con las siguientes excepciones: “a) El tiempo de medición del EPEyR a máxima potencia mencionado en 7.7.2 será como mínimo de dos horas; y, b) las potencias parciales a ensayar mencionadas en 7.8.1 serán como mínimo: mínimo técnico y una potencia intermedia entre el mínimo técnico y la máxima potencia” ; Que, FENIX señala que, tal como mencionó en los comentarios y sugerencias, se deben reconocer los costos que se incurren del EPEyR, debido a que si bien el numeral 5.2.6 del PR-17 señala que es obligación del generador asumir los gastos derivados de los ensayos, ello no debe ocasionar una pérdida al propietario; Que, FENIX indica que Osinergmin respondió a los argumentos expuestos, mediante los Informes N° 155-2017-GRT y N° 161-2017-GRT que, de acuerdo al PR-19, se señala que se incluye dentro del CUCSS, “salvo quede demostrado que corresponde a un concepto no recuperado, por estas centrales que brindan este servicio”, asimismo, que el objetivo del cargo CUCSS es establecer en base a costos eficientes a las empresas que opten libremente por brindar el servicio de dualidad; Que, FENIX cuestiona los argumentos de Osinergmin en base a dos ideas principales: (i) No existe una vía que reconozca la totalidad de los costos combustibles en que incurre la unidad eficiente por los ensayos de potencia efectiva y rendimiento, y (ii) Los cargos CUCSS determinados por Osinergmin contravienen lo dispuesto en el Decreto


Página 9

Legislativo N° 1041 al no considerar los costos por los ensayos de potencia efectiva y rendimiento; Que, sobre las beneficiaras del CUCSS, FENIX manifiesta que la aplicación e interpretación del PR-19 y PR-17 se viene efectuando de forma perjudicial, debido a que la tarifa no reconoce los costos adicionales en que debe incurrir la central dual de referencia; Que, FENIX manifiesta que en el referido Informe Técnico N° 438-2016-GRT, Osinergmin señaló erradamente "Es así, que durante las horas que se realicen las referidas pruebas, la energía eléctrica producida por la unidad termoeléctrica es valorizada en el COES y remunerada a costo marginal del sistema, por tanto, el costo del combustible utilizado en dichas pruebas es reconocido a la empresa generadora”; Que, sobre esto señala que resulta evidente que el costo marginal ni en condiciones de eficiencia (36% de sitio) permite reconocer el costo de combustible incurrido. Por lo que solicita a Osinergmin reconsiderar la forma en que se vienen aplicando los referidos procedimientos COES. Asimismo, señala que las centrales que remuneran con el CUCSS, brindan un servicio adicional que no brindan las demás generadoras del SEIN, con lo que resulta justo y amparado en derecho que una central que brinda servicios adicionales reciba alguna remuneración del sistema por dicho servicio; Que, en consecuencia, FENIX considera que, bajo los argumentos expuestos y de acuerdo al numeral 3.2 del presente recurso, se reevalúe el criterio de aplicación contenido en el PR-17, considerando la jerarquía normativa, la especialidad y la posterioridad del mandato contenido en el Decreto Legislativo N° 1041; Que, con los argumentos expuestos solicita sean analizados y se brinde una decisión adecuadamente motivada respecto a la valoración de los mismos, debido a que según señala, se ha demostrado que el valor no recuperado es de 125,81 USD/MWh por cada unidad de energía producida durante las pruebas EPEyR, además estima que los costos referidos a los ensayos de potencia efectiva y rendimiento equivalen a USD 59 227 en cada oportunidad que dicha prueba se efectúe y considerando el precio del combustible diesel y el mismo rendimiento (eficiencia de 36%) utilizados por Osinergmin en sus cálculos para estimar el combustible a mantener en stock, y descontando los ingresos producto de valorizar la energía producida durante las pruebas al costo marginal del sistema; por lo tanto, señala que el equivalente anual de las 10 pruebas que se deben efectuar durante los 20 años de vida útil de la central con una tasa de 12% resulta ser de USD 44 802.

2.1.2.2 ANÁLISIS DE OSINERGMIN

Que, tal como se argumentó en respuesta a las consultas y sugerencias realizadas por FENIX, en el numeral 5.2.6 del PR-17, claramente se establece que el generador dual está en la obligación de asumir los gastos derivados de la realización de los Ensayos de Potencia Efectiva y Rendimiento, tal como lo reconoce FENIX en su petitorio;


Página 10

Que, sin perjuicio de lo anterior, debemos precisar que, por su naturaleza, las Pruebas de Potencia Efectiva únicamente se pueden realizar mediante la conexión al SEIN. Es así, que la energía eléctrica inyectada durante la prueba es valorizada en el COES y remunerada a costo marginal del sistema; por tanto, el costo del combustible utilizado en dichas pruebas es reconocido a la empresa generadora; Que, como ya se mencionó tanto en la respuesta a los comentarios de al Proyecto de Resolución del presente proceso tarifario, así como en la Resolución N° 146-2016-OS/CD que resolvió el recurso de reconsideración de FENIX sobre el mismo extremo en el proceso tarifario anterior, se reitera que los procedimientos del COES claramente establecen que el generador dual está en la obligación de asumir los gastos derivados de la realización de los Ensayos de Potencia Efectiva y Rendimiento (EPEyR); Que, de la revisión de los nuevos argumentos presentado por FENIX en el presente recurso, se tiene que incluye una metodología de cálculo para reconocer los costos por el EPEyR, que incluyen premisas que tienen que ser revisada, como son: i) considerar un costo marginal constante por todos los años de vida útil de la unidad dual, cuando esto no es cierto, dado que los costos marginales van a ser diferentes en cada EPEyR que se realice en toda su vida útil; ii) en los casos que se tengan costos marginales más altos y mayores que los costos variables de la unidad de dual, según la metodología correspondería que considerarse como un monto negativo que será descontado de los ingresos de las unidad de dual, por toda su vida útil; y iii) los costos marginales con los que COES, remunera a las centrales que realizan las pruebas EPEyR, son los calculados con intervalos de cada 15 minutos y con un mayor detalle de información que a las empleadas en las fijaciones de tarifas en barra; Que, por lo mencionado, esta metodología propuesta no puede ser incluida en la presente fijación, sin antes haber sido revisada sobre su correcta la aplicación y sin tener la difusión, participación y opinión de los demás involucrados, dentro de una revisión del Procedimiento “Compensación por Seguridad de Suministro”, que regula el cálculo del cargo CUCSS; Que, por los argumentos expuestos, debe declararse infundado este extremo del Recurso.

2.2 INCLUIR LOS COSTOS DE ADQUIRIR EL TERRENO

2.2.1 SUSTENTO DEL PETITORIO

Que, FENIX comenta que, como señaló en los argumentos de los comentarios y sugerencias remitidas al Proyecto de Resolución, que efectivamente todo el sistema de almacenamiento y tratamiento del combustible diesel ocupa un área que representa aproximadamente el 25% del área requerida para la central dual; en ese sentido sostiene que el área adicional para una central dual sería de 30% del área requerida para una central que opere solo con gas natural; Que, agrega que Osinergmin ha reconocido que el costo del terreno no viene siendo reconocido, debido a que la remuneración vinculada al terreno no incluye el precio del terreno, puesto que no son perdidos o depreciados. Señala que, sobre el particular, se


Página 11

argumentó que esta diferencia de costos de adquisición y gestión debe tenerse en cuenta en el cálculo del CUCSS, caso contrario no se estaría reconociendo un costo adicional en que incurriría quien decida brindar el servicio de seguridad de suministro, por lo que invoca los principios de eficiencia y motivación; Que, FENIX argumenta que, no solo se debe considerar los terrenos adicionales en la determinación del CUCSS cuando dicho cargo se calcule considerando una central que utiliza originalmente diesel 2 como combustible principal y que posteriormente implementa su conversión para utilizar gas natural como combustible alternativo, sino todo lo contrario se sostuvo que una interpretación del DL 1041 en ese sentido no es correcta puesto que el artículo 5 del Procedimiento CUCSS establece como combustible principal el gas natural; Que, los costos de terrenos en proyectos de generación eléctrica constituyen inversiones de muy largo plazo, por cuanto no resulta razonable que, pese a que los agentes inviertan en terrenos, dichos costos no puedan ser recuperados como ocurre en cualquier otra actividad; advierte que Osinergmin tiene el deber de considerar la diferencia de costos de terreno entre una central dual y la central que opera solo con gas natural, consistente en que se reconozcan todos los costos adicionales incurridos por la implementación de centrales duales y que el sustento del Procedimiento para la Determinación del Precio Básico de la Potencia claramente indicó que en el numeral 7.1.6 se incluyen los costos de terrenos como parte del ítem "obras civiles"; sostiene que la regulación de otras actividades del sector considera las inversiones en terrenos, señalando, así como la regulación de transmisión considera los costos de las servidumbres, y en el caso del Valor Agregado de distribución (VAD) la estructura de costos de subestaciones considera los costos de los terrenos; Que, FENIX señala como ejemplo la regulación chilena donde se incluye un área motivada exclusivamente por el Sistema Diesel; en ese sentido, señala que es innegable y que existe una gran diferencia entre el terreno que utiliza una central dual con la central que opera solo con gas. Agrega que, Osinergmin señala que los costos de adquisición de terrenos no son considerados puesto que los mismos no son perdidos o depreciados; sin embargo, debe tenerse presente que las inversiones en proyectos de generación eléctrica constituyen inversiones de muy largo plazo, siendo que durante dichos periodos los terrenos estarán exclusivamente destinados a los fines de la central de generación; en ese sentido, señala que no resulta razonable que, pese a que los agentes inviertan en terrenos, y destinen éstos a la realización de una actividad económica, dichos costos no puedan ser recuperados como ocurre en cualquier otra actividad; Que, el argumento de Osinergmin resulta ser claramente contradictorio con lo indicado en su propio Informe OSINERG-GART/DGT N° 071-2004 que sustentó el "Procedimiento para la Determinación del Precio Básico de la Potencia", vigente y aprobado por Resolución N° 260-2004-OS/CD; asimismo, señala que se evidencia una desnaturalización por parte de Osinergmin respecto a lo indicado en el numeral 7.1.6 del Procedimiento para la Determinación del Precio Básico de la Potencia; Que, corresponde a Osinergmin considerar la diferencia de costos de terreno entre la


Página 12

central dual y la central que opera solo con gas natural. Para ello debe tener en cuenta lo previsto en su propio Informe OSINERG-GART/DGT N° 071-2004 y en el numeral 7.1.6 del Procedimiento para la Determinación del Precio Básico de la Potencia en cuanto a que se debe valorizar los metrados necesarios para la central; siendo que el Procedimiento Compensación Adicional por Seguridad de Suministro, señala claramente que se deben comparar los costos de una central que opera solo con gas natural y otra que opera con gas natural y petróleo diesel; las cuales evidentemente tienen diferentes necesidades en cuanto al metrado del terreno; Que, señala que la fijación del CUCSS debe buscar la eficiencia del sector; siendo dicho objetivo compatible con el objetivo del artículo 6 del Decreto Legislativo N° 1041, según el cual garantiza la recuperación, como mínimo, de los costos de una Central dual de alto rendimiento; Que, señala que parece existir un error de conceptualización en cuanto a los modelos de regulación; en concreto en el Informe Técnico N°438-2016-GRT; indica que se incurre en una confusión entre los conceptos de costos medios y costos eficientes, como si fueran categorías excluyentes, cuando en realidad los costos medios pueden o no ser eficientes, así como los costos eficientes pueden o no ser costos medios; igual se incurre en confusión al pretender justificar que el costo de adquisición (compra) de terrenos necesarios, al no depreciarse, no deben ser considerados como costos de inversión; Que, en consecuencia, FENIX solicita que, considerando los argumentos expuestos, en aplicación de los Principios de Legalidad y Eficiencia, y en virtud a lo dispuesto en el artículo 6 del Decreto Legislativo N° 1041 y en el numeral 7.1.6 del Procedimiento para la Determinación del Precio Básico de la Potencia, se evalúe el cálculo del CUCSS reconociendo los costos por los terrenos adicionales necesarios de comparar el caso de una central que utiliza gas natural y el de una central dual que utiliza diesel como combustible alternativo, considerando que este último caso requiere de terrenos adicionales para la instalación de los tanques de almacenamiento necesarios y otros elementos del sistema de manejo del combustible diesel, no correspondiendo que se aplique al caso descrito, una norma que regula un supuesto distinto, asimismo, que se incluyen los costos de terrenos como parte del ítem "obras civiles"; Que, finalmente, FENIX señala que el costo del terreno a reconocer es 1 099,58 mil. USD, costo calculado considerado el valor promedio de los precios de los terrenos en Lima utilizados en el "Procedimiento para fijación de peajes y compensaciones para los sistemas secundarlos de transmisión y sistemas complementarios de transmisión, periodo 2017-2021" aprobado por Resolución N° 026-2017-OS/CD y equivalente a 314,17 US$/m2, multiplicado por la diferencia de área entre las alternativas solo gas natural y dual (25% * 14 000 m2);

2.2.2 ANÁLISIS DE OSINERGMIN

Que, sobre la existencia de una diferencia de área de terreno entre la unidad turbogas de referencia, construida para operar sólo con Gas Natural, y la misma unidad con instalaciones adicionales para usar también combustible alternativo, es válido que


Página 13

exista una diferencia debido al área ocupada por las instalaciones de almacenamiento y manejo del diesel y las instalaciones de abastecimiento de agua cruda y de tratamiento del agua, que son reconocidos como parte de la inversión adicional; Que, como ya se ha mencionado tanto en la respuesta a los comentarios de al Proyecto de Resolución del presente proceso tarifario, así como en la Resolución N° 146-2016-OS/CD que resolvió el recurso de reconsideración de FENIX sobre el mismo extremo en el proceso tarifario anterior; Que, se reitera que, en el numeral 3.14 del “Procedimiento CUCSS”, la Unidad Dual de Referencia posee las características técnicas de la Unidad de Punta obtenida de la aplicación del “Procedimiento de PBP”; el cual, considera en su concepción que la Unidad de Punta emplea combustible diesel 2 y como consecuencia el terreno necesario para los tanques de almacenamiento de combustible; por lo que, instalaciones como la ERM y ductos internos no demandan mayores espacios a los ya previstos para la Unidad de Punta; Que, de la revisión de la información adicional, presentada por FENIX en el presente Recurso, se tiene que la propuesta está basada en la experiencia internacional, y diagramas de planta típicas de unidades duales, por lo que solicita que se reconozca el área del terreno destinado a la planta dual de referencia de 14 000 m2, los cuales un 25% (3 500 m2) son requeridos por las instalaciones de almacenamiento y manejo del diesel, abastecimiento de agua cruda y de tratamiento del agua (igual al 30% del área ocupada por la unidad de generación que opera sólo con gas natural); asimismo, se observa que el modelo utilizado por FENIX no corresponde a la unidad de referencia utilizada en el cálculo del CUCSS, sino de una unidad de 150 MW. Además, no especifica el volumen de almacenamiento de diesel, ni de los estanques de agua cruda y desmineralizada; así mismo, dentro del área indicada por FENIX como área atribuible al diesel, figura la planta satelital de regasificación de gas licuado, evidenciando que las características de esta unidad, no son compatibles con la regulación vigente; Que, en este aspecto, FENIX no presenta el debido sustento para determinar el área total de terreno requerida para las unidades de gas natural y el combustible alternativo, que correspondan con las características de la unidad dual de referencia utilizada en el cálculo del CUCSS (condiciones ISO), así como tampoco el área atribuible a las instalaciones de diesel y abastecimiento de agua. Por lo que esta propuesta no puede ser considerada en el presente proceso regulatorio; Que, respecto al precio a considerar por el terreno, FENIX indica que debe ser igual al precio promedio de terrenos ubicados en el área de Lima metropolitana, reconocidos por Osinergmin en el “Procedimiento para fijación de peajes y compensaciones para los sistemas secundarlos de transmisión y sistemas complementarios de transmisión, periodo 2017-2021”. Sin embargo, se observa que FENIX usa los costos de instalaciones de subestaciones ubicadas en el área de Lima Metropolitana, por ejemplo Colonial a 1 200 USD/m2, Comas a 430 USD /m2, Asia a 50 USD /m2 y Alto Pradera a 160 USD /m2, sin considerar que, los más evidente que las unidades termoeléctricas a gas natural o duales no se instalarán dentro del área urbana de Lima, sino en áreas rurales, semi rurales o eriazas, cuyo costo unitario de terreno es


Página 14

menor; por señalar un caso, para la zona de Lomera el precio referido por FENIX es de sólo 5 USD/m2; esto se evidencia en relación a las centrales existentes, como son el caso las C.T. de Chilca, C.T. Kallpa, C.T. Flores, C.T. FENIX, que están ubicadas en zonas rurales y el costo de adquisición del terreno fue módico. Por lo tanto, en caso se reconozca el valor del terreno para una planta termoeléctrica a gas natural, debe considerarse el correspondiente a terrenos rústicos fuera del área de Lima, sobre todo cuando se tiene conocimiento, que el CUCSS reconoce el costo de una planta de diseño eficiente; Que, por las razones explicadas, no se puede incluir el sustento presentado por FENIX para determinar el costo del terreno adicional para las instalaciones de petróleo y agua tratada, debido que a fin de garantizar una correcta actualización de estos costos dentro del cálculo del CUCSS, se debe realizar un estudio especializado, que permita justificar mejoras metodológicas y normativas, en base a las características técnicas de la unidad dual seleccionada, determine el área total del terreno necesario para instalar esta unidad dual y sus instalaciones atribuible del combustible alternativo y agua tratada, conjuntamente con los costos de adquisición del terreno; Que, finalmente, por los argumentos expuestos, debe declararse infundado este extremo del Recurso.

2.3 RECONOCER LOS COSTOS POR CONTINGENCIA DURANTE LA EJECUCIÓN DEL PROYECTO


Que, FENIX cuestiona que, tal como señaló en los comentarios y sugerencias remitidas al Proyecto de Resolución, de la revisión del cálculo efectuado por Osinergmin, que el factor que se utiliza para la determinación de los gastos generales y la utilidad del contratista sea el 10% de los costos en los que incurre el contratista, en donde, señala que para la construcción de centrales eléctricas se recurre a contratos EPC, y de acuerdo a la experiencia internacional, los gastos generales y la utilidad del contratista equivalen al 20% de los costos en los que incurre el contratista, por lo que Osinergmin debe modificar el factor para la determinación de los gastos generales y utilidad del contratista pasando de 10% a 20%; Que, FENIX indica que su propuesta de considerar un 20% de los costos en que incurre el contratista (que incluye cargos por contingencias y por utilidad) se fundamenta en experiencia real verificada en otros mercados. Al respecto, el estudio de experiencia internacional y de casos de otros mercados constituye fundamento válido para el sustento de decisiones regulatorias; en efecto, si bien la legislación internacional no es vinculante, si es fuente que permite a Osinergmin verificar si en su actuar está siguiendo la práctica regulatoria más aceptada, pues finalmente todos los reguladores persiguen el mismo fin, el de establecer una tarifa eficiente que permita la sostenibilidad del servicio regulado; Que, por esto FENIX considera que no resulta adecuada la afirmación de Osinergmin de que su propuesta no se encontraría adecuadamente sustentada, más aún si se toma en cuenta que, en virtud del Principio de Verdad Material, Osinergmin puede verificar


Página 15

que la experiencia internacional descrita como sustento de la propuesta de FENIX, constituye una realidad y práctica cotidiana del sector energético; asimismo, es de notar que el porcentaje actualmente aplicado no está definido en ninguna norma y en consecuencia corresponde ser sustentado por el regulador, dado que la tarifa busca reconocer los costos de prestar un servicio, y que debe determinarse de modo que refleje la práctica de la industria, y no basarse en supuestos que disten de ella; Que, en consecuencia, FENIX solicita a Osinergmin que reconsidere su posición, y que el factor utilizado para la determinación de los gastos generales y utilidad del contratista se incremente del 10% al 20%. Asimismo, en caso Osinergmin considere rechazar este petitorio, solicita que se motive detalladamente las razones por las cuales debe considerarse el 10% aplicado para los Gastos Generales y Utilidades del Contratista y sobre qué base de costos, de manera tal que se permita a los administrados verificar que dicho reconocimiento de costos se encuentra acorde con la realidad del sector.


Que, FENIX fundamenta su propuesta de considerar el 20% de los costos en que incurre el contratista, de acuerdo al estudio de experiencias reales en mercado internacionales, según indica, sin embargo sigue sin presentar el sustento desagregado de esto, tal como se observó tanto en la respuesta a los comentarios al Proyecto de Resolución del presente proceso tarifario, así como en la Resolución N° 146-2016-OS/CD que resolvió el recurso de reconsideración de FENIX sobre el mismo extremo en el proceso tarifario anterior; Que, por esto reiteramos que FENIX no ha cumplido con presentar una estructura desagregada de los gastos generales, que den sustento a su propuesta de incrementar de 10% a 20% del factor utilizado para determinar los “Gastos Generales y Utilidad del Contratista”, y únicamente FENIX fundamenta esta propuesta en la interpretación de una sola experiencia internacional (mercado eléctrico de PJM); por lo que, como se ha indicado anteriormente, tal experiencia internacional no resulta vinculante para el Regulador quien fija las tarifas con arreglo al marco normativo vigente en el país, y menos aún si se hace referencia a un solo mercado; Que, sustenta su propuesta del mercado eléctrico de PJM, en base al estudio para revisar el costo de nuevas unidades (CONE), parámetros y otros elementos del Modelo de Precios por Seguridad (RPM), que son requeridos periódicamente para determinar las tarifas de PJM; en ese sentido, los costos corresponden turbinas a gas de ciclo simple y unidades de ciclo combinado, de tamaños del orden de 400 MW para ciclo simple y del orden de 600 MW para ciclo combinado, características distintas a la unidad de referencia; además que, el modelo de contrato que considera el estudio es del tipo EPC (Engineering, Procurement and Construction), el cual según este modelo, incluye la ingeniería del proyecto, adquisición de los equipos y montaje (construcción) y que, con respecto al cálculo de costos, éste incluye el rubro Gastos del Contratista, que es el pago al contratista por los servicios de coordinación, ingeniería, procura, servicios del proyecto, administración de la construcción, ingeniería de campo y puesta en operación;


Página 16

Que, por otra parte, respecto al modelo de cálculo de los precios de potencia del Sistema Interconectado Central (SIC) de Chile, presentando en la etapa de comentarios al Proyecto de Resolución, en la hoja de cálculo “Precios potencia y costos SIC Chile”, se muestra el cálculo de costos de unidades de punta tipo turbina de gas de ciclo simple, a diesel, a gas natural y dual, de tamaños estándar de 70 MW, 150 MW y 300 MW, y conexiones al sistema eléctrico en 220 kV y 500 kV (solo tamaños de 150 y 300 MW); para el caso de una central de 150 MW conectada en 220 kV, el rubro “Gastos Generales” específicamente se refiere a “Gastos Generales del Propietario”, con las siguientes partidas y con los porcentajes que afectan al Costo Total de Construcción (Suministro de equipos, infraestructura, montaje, obras civiles e ingeniería) que representa un 8%; Que, de la revisión de los modelos de Perú y Chile, resulta evidente que la forma de cálculo de costos de la unidad de dual no son comparables, debido a que se basan en modelos diferentes. Si se compara con el desagregado de costos utilizado en relación al modelo peruano, vemos que los rubros costos de terrenos, permisos y concesiones, compensaciones a la comunidad y gastos de puesta en marcha y supervisión están considerados como rubros no incluidos en Gastos Generales, como si se hace en Chile. Tampoco en el modelo de Chile se considera el rubro gastos Generales y Utilidades del Contratista, que se aplica en el Perú; Que, a diferencia de los modelos de PJM y el chileno, en el modelo peruano se considera que la adquisición de los equipos principales es efectuada por el propietario, y que sólo se contrata las actividades de Transporte Local, Montaje, Obras Civiles e instalaciones auxiliares; Que, del análisis efectuado permite concluir que los modelos internacionales presentados para sustentar el pedido de FENIX, corresponden a modelos de costos diferentes al establecido en el sector peruano, por lo que no pueden ser aplicados directamente al modelo peruano, debido a que una correcta actualización de estos gastos generales se debe realizar con un estudio especializado que, en base a las características técnicas de la unidad seleccionada como modelo, permita determinar la forma más eficiente y económica de la modalidad de contratación que corresponda incluir en los costos del CUCSS; Que, finalmente, por los argumentos expuestos, debe declararse infundado este extremo del Recurso;

2.4 LOS COSTOS A RECONOCER DEBEN CONSIDERAR LOS COSTOS FINANCIEROS DE ALMACENAMIENTO DE COMBUSTIBLE POR EL PLAZO DE UN AÑO


Que, FENIX indica que Osinergmin ha considerado que los costos financieros por almacenamiento de petróleo diesel, que se reconocen en el cálculo del CUCSS, solo deben reconocer un lapso de 8,4 meses por año; Que, sobre esto, FENIX indica que, si bien el Procedimiento CUCSS asume que el 30%


Página 17

del tiempo la central operará con combustible diesel, dicho supuesto no implica que el despacho sea continuo, ni que se realice al final del año (durante los 3,6 meses no considerados). Asimismo, aún en dicho escenario, la obligación de mantener el stock de combustible para 15 días durante las horas punta (exigida como parte del servicio de seguridad de suministro en el Procedimiento CUCSS) no desaparece, puesto que se entiende que el combustible consumido debe ser repuesto de modo que se asegure de manera permanente la disponibilidad del mismo a lo largo de los 12 meses, no solo 8,4 meses como reconoce Osinergmin; Que, en el caso del combustible almacenado genera un costo de oportunidad al tomar las características de un inmovilizado a lo largo de 12 meses; dicho costo debe ser reconocido por tanto plenamente como parte de los costos de prestación del servicio de seguridad de suministro; puesto que una central que no se obligue a brindar dicho servicio no incurrirá en este costo; Que, FENIX indica que, en el supuesto en que la central despache con el combustible alternativo, la obligación de mantener el stock del mismo es permanente, por lo que la empresa eficiente, apenas despacha con el combustible alternativo, debe realizar la compra del combustible de reposición necesario, es decir, los fondos destinados a la totalidad del stock de combustible se encuentran inmovilizados durante los 12 meses del año. Siendo que al tratarse de un capital inmovilizado debe reconocerse el costo financiero del mismo; Que, debe tenerse presente además que cuando la empresa realiza el despacho con el combustible alternativo (en el presente caso el diesel), la remuneración por dicho despacho no es recibida por la empresa de manera inmediata, viéndose obligada a destinar nuevos fondos para reponer el combustible en tanto se efectúan las liquidaciones respectivas en el COES y la empresa recibe la remuneración por el despacho; Que, por esto FENIX señala que es necesario para cumplir con la obligación de mantener permanentemente el stock exigido por la norma. En tal sentido, se verifica que aún durante los periodos en que la central opera con combustible alternativo (30% del tiempo según el supuesto de Osinergmin), los fondos vinculados al combustible alternativo consumido no se encuentran en poder de la empresa, sino que los recursos generados por el consumo del combustible se encuentran pendientes de pago mientras la empresa debe invertir fondos adicionales para realizar la reposición inmediata de dicho combustible, lo cual indica que no es contradictorio con el costo financiero de 15 días utilizado en el cálculo del costo variable que señala Osinergmin, pues como esta entidad indica, éste tiene por finalidad compensar por el tiempo entre que se produce la energía y el momento en que se cobra. No obstante, su solicitud se debe al reconocimiento de los costos de garantizar permanentemente la disponibilidad de combustible para operar en las condiciones exigidas por el servicio de seguridad de suministro; Que finalmente FENIX señala que, sin embargo, cuando Osinergmin considera los costos financieros únicamente por 8,4 meses y no de 12, asume que existen 3,6 meses al año en que la empresa no tiene fondos invertidos e inmovilizados en el stock de


Página 18

combustible, y que en dicho periodo estos montos estarían en su poder, lo cual no resulta cierto. Es más estaría implicando que durante dichos 3,6 meses la central eficiente no tendría obligación de cumplir con la disponibilidad de combustible que exige el Decreto Legislativo N° 1041, en el numeral II del artículo 4.3 y que motiva que en el artículo 5 se indique que parte de los costos a reconocer son "... almacenamiento para una autonomía de 15 días y costo de mantener este stock", sin indicar en absoluto que el costo de mantener dicho stock permanentemente a lo largo del año se produce únicamente en las instalaciones de la central, y esto obviamente supone una contradicción de parte del regulador.


Que, es necesario precisar que, de acuerdo a lo establecido en la Resolución N° 651-2008-OS/CD, los generadores con Unidades Duales calificadas garantizarán los siguiente: i) La operatividad de los equipos o instalaciones que permitan la operación con otro combustible alternativo al gas natural, no debiendo las Unidades Duales exceder los valores referenciales máximos de indisponibilidad fortuita y programada mensual, ni de indisponibilidad programada anual, establecidos para unidades térmicas en el Procedimiento Técnico COES PR-25 o el que lo sustituya; y ii) La disponibilidad del combustible alternativo que le permita operar a plena carga con 15 días de autonomía durante las Horas de Punta, como mínimo. Esta disponibilidad se demostrará mediante almacenamiento físico o mediante contratos de suministro respectivos; Que, en ese sentido, se puede observar que efectivamente existe una obligación del generador de mantener un stock de combustible mínimo para operar 15 días en horas de punta (5 horas diarias), es decir 75 horas de operación, sin especificar los márgenes de variación del stock los días en que se debe operar la unidad, por lo que supone que debería mantenerse un suministro continuo para mantener el tanque lleno; Que, sobre lo señalado por FENIX al suministro continuo, este sólo puede efectuarse mediante ductos conectados a una fuente de suministro muy grande, o el supuesto alternativo es que el suministro se efectúa mediante cisternas, por citar un caso, para la unidad de referencia y en los periodos en que la unidad es programada a operar, se debería activar un contrato de suministro para reponer el consumo diario, con una frecuencia diaria; bajo estas condiciones es evidente que el tanque de reserva se debe mantener lleno los 12 meses del año o su equivalente de 365 días del año; Que, respecto al reconocimiento del costo financiero de 15 días considerado en el Costo Variable para el COES, conforme lo señala FENIX, cubre el lapso entre la fecha de consumo y el día de pago, bajo el supuesto que el generador paga el combustible al contado; Que, por lo tanto, es razonable que el costo financiero por mantener el stock se calcule por los 12 meses del año; Que, finalmente, por los argumentos expuestos, debe declararse fundado este extremo del Recurso.


Página 19

2.5 RECONOCER LOS COSTOS DE STOCK DE DIESEL PARA 15 DÍAS


Que, FENIX indica que Osinergmin ha considerado, para el cálculo del volumen de diesel requerido para garantizar la capacidad de operar por 15 días durante las horas de punta, un volumen de 900 000 galones de diesel, conforme se verifica en el archivo “CUCSS_0517(P).xlsx”; no obstante, no adjunta el sustento de dicho valor; Que, FENIX señala que, como se muestra a continuación, Osinergmin debe modificar dicho volumen debido a que no corresponde con la eficiencia y tamaño de la unidad de referencia utilizada para la determinación del CUCSS. En ese sentido, considerando la eficiencia de 36% en sitio cuando opere con diesel, y los datos de densidad y poder calorífico del diesel contenido en su archivo o "Combustible 0.517(P).xlsx", el valor que corresponde es un volumen de 927 840 galones; Que, por lo tanto, solicita que se reconsidere el volumen de combustible para garantizar la capacidad de operar por 15 días durante las horas de punta y se proceda a recalcular el CUCSS.


Que, sobre lo señalado por FENIX, en relación al volumen de combustible requerido para garantizar la capacidad de operar por 15 días durante las horas de punta, luego de la revisión efectuada se verifica, que la magnitud de 900 000 galones, es un valor fijo independientemente de la unidad de referencia; Que, en ese sentido, se evaluó la alternativa presentada por FENIX, en donde considera condiciones ISO de la unidad de referencia, y características del combustible que se ajustan a la Fijación de Tarifa en Barra; por lo que es válida la propuesta de cálculo para obtener el volumen de combustible para garantizar los 15 días durante las horas de punta, el cual debe ser actualizado conforme se actualicen las características de la unidad dual; Que, finalmente, por los argumentos expuestos, debe declararse fundado este extremo del Recurso.

Que, finalmente, se ha expedido el Informe N° 296-2017-GRT de la Gerencia de Regulación de Tarifas, el cual complementa la motivación que sustenta la decisión de Osinergmin, cumpliendo de esta manera con el requisito de validez de los actos administrativos a que se refiere el artículo 3, numeral 4, de la Ley N° 27444, Ley del Procedimiento Administrativo General; y

De conformidad con lo establecido en la Ley N° 27332, Ley Marco de los Organismos Reguladores de la Inversión Privada en los Servicios Públicos y su Reglamento aprobado por Decreto Supremo N° 042-2005-PCM; en el Reglamento General de Osinergmin, aprobado por Decreto Supremo N° 054-2001-PCM; en el Decreto Ley N° 25844, Ley de Concesiones Eléctricas y su Reglamento aprobado por Decreto Supremo N° 009-93-EM; en la Ley N° 28832, en el

Informe-No.0296-2017-GRT.pdf


Página 20

Texto Único Ordenado de la Ley del Procedimiento Administrativo General; así como en sus normas modificatorias y complementarias; y, Estando a lo acordado por el Consejo Directivo de Osinergmin en su Sesión N° 19-2017. SE RESUELVE: Artículo 1°.- Declarar fundados los extremos 4 y 5 del recurso de reconsideración interpuesto por Fénix Power Perú S.A. contra la Resolución N° 060-2017-OS/CD, de conformidad con lo señalado en los numerales 2.4.2 y 2.5.2 de la parte considerativa de la presente Resolución. Artículo 2°.- Declarar infundados los extremos 1, 2 y 3 del recurso de reconsideración interpuesto por Fénix Power Perú S.A. contra la Resolución N° 060-2017-OS/CD, de conformidad con lo señalado en los numerales 2.1.1.2, 2.1.2.2 , 2.2.2 y 2.3.2 de la parte considerativa de la presente Resolución. Artículo 3°.- Incorpórese el Informe N° 296-2017-GRT, como parte integrante de la presente resolución. Artículo 4°.- Las modificaciones en la Resolución N° 060-2017-OS/CD, como consecuencia de lo dispuesto en la presente resolución, serán consignadas en resolución complementaria. Artículo 5°.- La presente Resolución deberá ser publicada en el diario oficial El Peruano y consignada junto con el Informe a que se refiere el artículo 3 precedente, en la página Web de Osinergmin: www.osinergmin.gob.pe.

CARLOS BARREDA TAMAYO Presidente del Consejo Directivo (e)

Informe-No.0296-2017-GRT.pdf

resoluciÓn de consejo directivo organismo supervisor de … · los costos a reconocer deben...

Documents