RESOLUCIÓN DE CONSEJO DIRECTIVO ORGANISMO SUPERVISOR DE LA INVERSIÓN EN ENERGÍA Y MINERÍA OSINERGMIN Nº 146-2016-OS/CD Lima, 16 de junio de 2016 CONSIDERANDO: 1.- ANTECEDENTES Que, con fecha 15 de abril de 2016, el Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería ("Osinergmin"), publicó la Resolución Nº 074-2016-OS/CD ("RESOLUCIÓN"), mediante la cual, entre otros, se fijaron los Precios en Barra y los peajes del Sistema Principal de Transmisión aplicables al periodo comprendido entre el 01 de lunes, junio 20, 2016

RESOLUCIÓN DE CONSEJO DIRECTIVO ORGANISMO SUPERVISOR DE LA INVERSIÓN EN ENERGÍA Y MINERÍA OSINERGMIN Nº 146-2016-OS/CD
Lima, 16 de junio de 2016
CONSIDERANDO:

1.- ANTECEDENTES
Que, con fecha 15 de abril de 2016, el Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería ("Osinergmin"), publicó la Resolución Nº 074-2016-OS/CD ("RESOLUCIÓN"), mediante la cual, entre otros, se fijaron los Precios en Barra y los peajes del Sistema Principal de Transmisión aplicables al periodo comprendido entre el 01 de mayo 2016 y el 30 de abril de 2017;

Que, con fecha 06 de mayo de 2016, la Empresa Fenix Power Perú S.A. ("FENIX") interpuso recurso de reconsideración (en adelante "RECURSO") contra la RESOLUCIÓN; siendo materia del presente acto administrativo, el análisis y decisión del citado recurso impugnativo.

2.- EL RECURSO DE RECONSIDERACIÓN
Que, FENIX solicita en su RECURSO se reconsidere el cálculo del Cargo Unitario por Compensación por Seguridad de Suministro (en adelante "CUCSS") en base a los siguientes extremos:

1. Incluir el costo de adquirir el combustible utilizado en las pruebas de puesta en servicio y operación de la unidad;

2. Incluir los costos de adquirir el terreno para la construcción de la central y su subestación de potencia;

3. Incluir los costos que enfrenta el propietario por contingencias durante la ejecución del proyecto; una parte de los cuales, en el caso que el propietario contrate un EPC, forman parte del pago al contratista (EPC) y se suman a la utilidad propia del mismo;

4. Considerar los costos financieros de almacenamiento de combustible por el plazo de un año (12 meses);

5. Incluir el Cargo Tarifario SISE y FISE que se debe asumir en la compra del diésel 2; y 6. El factor de ajuste de costos de inversión contenido en la celda D38 de la hoja F_Ajuste del libro CUCSS_0516 (P).xlsx no debe considerar el efecto del tipo de cambio y del IPM a la vez.

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, en los comentarios y sugerencias remitidos al proyecto de resolución tarifaria, mostró una revisión de la experiencia internacional, donde los costos por pruebas son reconocidos como parte de los costos de inversión en la planta, en vista que suponen recursos financieros que se deben gastar para lograr el inicio de operación comercial; y en el caso peruano inclusive más, por cuanto estas pruebas no afectan los costos marginales del mercado, razón por la cual no pueden ser recuperados por dicha vía. Por tanto, invocando los principios de eficiencia y motivación FENIX solicita a Osinergmin considerar los costos adicionales por pruebas con combustible diésel, como costos de inversión en la central pues se originan por prestar el servicio de seguridad. FENIX además estima que este costo equivale a USD 757 978;

Que, según señala FENIX, Osinergmin en respuesta a sus comentarios y sugerencias al Proyecto de Resolución, mediante Informe Nº 219-2016-GRT (en adelante "Informe 219") se ha limitado a señalar que el Procedimiento Técnico COES PR-20 "Ingreso, Modificación y Retiro de Instalaciones en el SEIN" (en adelante "PR-20") establece la responsabilidad del generador de realizar las pruebas de puesta en servicio y asumir los costos en que se incurran. Asimismo, según manifiesta FENIX, Osinergmin no motiva con suficiencia las razones por las cuales deniega su solicitud, al respecto agrega, debe tenerse presente que, de manera posterior a la vigencia de los Procedimientos Técnicos del COES PR-19 "Operación de Unidades de Generación por Pruebas" (en adelante "PR-19") PR-20, el Decreto Legislativo Nº 1041 (en adelante "DL 1041") ha encargado a Osinergmin establecer el CUCSS considerando como mínimo la recuperación de la inversión en centrales térmicas de alto rendimiento;

Que, asimismo, FENIX indica que, la interpretación de Osinergmin es errada por cuanto ni el PR-20, ni el PR-19
señalan ninguna exclusión en cuanto al reconocimiento de costos en las tarifas reguladas por Osinergmin y originadas por las pruebas de puesta en servicio de las centrales duales se refiere, por cuanto el argumento de Osinergmin no tiene ningún asidero y en consecuencia carece de la debida motivación;

Que, finalmente FENIX solicita que, teniendo en consideración los argumentos expuestos, se efectúe una interpretación sobre la aplicación del criterio contenido en los PR-20 y PR-19 al caso de las generadoras duales, considerando jerarquía de norma, la especialidad y la posterioridad del mandato contenido en el DL 1041, a fin de que se reconsidere la inclusión de los costos incurridos por las centrales duales a consecuencia de las pruebas efectuadas con el combustible alternativo, para efectos del cálculo del CUCSS;

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 8º 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;

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El Peruano / 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, por tanto los costos incurridos en pruebas de la unidad generadora sin conexión al SEIN son los que actualmente se reconocen en la determinación del CUCSS, mediante la partida "Pruebas y Puesta en Marcha" tal como consta en el archivo de cálculo que sustenta este CUCSS;

Que, si bien el costo de combustible usado en pruebas sin y con conexión al SEIN es reconocido en el CUCSS
y en las valorizaciones del COES, respectivamente, lo anterior no implica que la empresa generadora no sea responsable de las pruebas; fue en tal sentido que Osinergmin, en respuesta a los comentarios y sugerencias de FENIX, citó los procedimientos COES PR-19 y PR-20
en el Informe 219;

Que, de acuerdo a lo expuesto, no es concordante con el principio de eficiencia, incluir dentro del CUCSS costos que ya el marco legal ha establecido que son recuperados por el Generador en otra vía, como es el caso de los costos por combustibles utilizados por las centrales de generación en etapa de pruebas con carga, cuya energía producida es valorizada por el COES en las transferencias de energía activa, conforme lo establece el PR 19;

Que, por lo expuesto, no es correcto señalar que en la determinación del cargo CUCSS no se considera los costos de combustible por pruebas sin carga con combustible alternativo. Asimismo, en cuanto a los costos de combustible incurridos por pruebas con conexión al SEIN, estos son reconocidos mediante la remuneración a costo marginal de las inyecciones de la unidad generadora en prueba, según las valorizaciones realizadas por el
COES;

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 precisa que, si bien el numeral 5.2.6 del Procedimiento Técnico del COES Nº17 (en adelante "PR-17") señala que es obligación del generador asumir los gastos derivados de la realización de los Ensayos de Potencia Efectiva y Rendimiento (EPEyR), ello no significa que los mismos deban ocasionar una pérdida al propietario, más aún, en el caso de los generadores que optan por ofrecer el servicio de seguridad de suministro y que el contar con un modo de operación con combustible alternativo al gas natural, les genera la obligación de estos ensayos y en consecuencia costos en que no incurrirían si es que no brindasen el servicio;

Que, según señala FENIX, Osinergmin en respuesta a sus comentarios y sugerencia al Proyecto de Resolución, mediante Informe 219 ha señalado que el generador está en la obligación de asumir los gastos derivados de la realización de los EPEyR, entre otros, por cuanto el regulador se ciñe a lo establecido en la normativa vigente. Al respecto, FENIX manifiesta que la aplicación e interpretación del PR-19 y PR-17 se vienen efectuando de forma perjudicial para los titulares de centrales duales, por lo que solicita a Osinergmin reconsiderar la forma en que se vienen aplicando los referidos procedimientos COES, de modo que éstos se apliquen a las centrales duales, en lo relacionado a las pruebas con combustible alternativo, deba prevalecer la finalidad y disposiciones del DL 1041
que constituye la norma específica aplicable;

Que, finalmente FENIX manifiesta que, teniendo en consideración los argumentos expuestos, Osinergmin reevalúe la aplicación del criterio contenido en el PR-17
respecto al no reconocimiento de los costos en que se incurre por las pruebas con el combustible alternativo para el caso de las centrales duales, considerando la jerarquía normativa, la especialidad y la posterioridad del mandato contenido en el DL 1041 y la prestación de seguridad.

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;

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, de acuerdo a lo expuesto, no es concordante con el principio de eficiencia, incluir dentro del CUCSS costos que ya el marco legal ha establecido que son recuperados por el Generador en otra vía, como es el caso de los costos por combustibles utilizados por las centrales de generación en etapa de pruebas EPEyR, cuya energía producida es valorizada por el COES en las transferencias de energía activa, conforme lo establece el PR- 19;

Que, tal como se ha mencionado en el análisis anterior, el objetivo del cargo CUCSS es establecer un cargo en base a costos eficientes que represente un ingreso adicional a las empresas que opten libremente por brindar el servicio de dualidad;

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 señala que las disposiciones de planta para centrales turbogas con una unidad de 150 y 300 MW
obtenidas de un estudio realizado en Chile para determinar el precio básico de potencia, se observa que el área equivalente para una central dual es de 14 000 m2 y que el sistema de almacenamiento y tratamiento del combustible diésel ocupan una área que representa aproximadamente el 25% del área requerida para la central dual;

Que, según FENIX, Osinergmin en el Informe 219
reconoce que el costo de terreno no viene siendo reconocido, argumentando que la remuneración vinculada al terreno no incluye el precio del terreno, puesto que no son perdidos o depreciados. Asimismo, FENIX agrega que Osinergmin ha sustentado su negativa señalando que el cálculo del CUCSS considera una central que utiliza originalmente diésel 2 como combustible principal;

Que, FENIX argumenta que los costos de terrenos constituyen una inversión de muy largo plazo, siendo que durante dichos periodos los terrenos estarán exclusivamente destinados a los fines de la central de generación. FENIX refiere además el informe OSINERG-GART/DGT Nº 071-2004 que sustentó el Procedimiento Determinación del Precio Básico de Potencia ("Procedimiento PBP"), indicando que en el numeral 3.1.2.2 del referido informe señala: "que las partidas adquisición de terreno para la central y su subestación, y obras preliminares y cerco se hallan incluidos en el rubro obras civiles". Asimismo, FENIX agrega que no es correcto lo señalado por Osinergmin en el Informe 219, puesto que el artículo 5º del Procedimiento CUCSS establece que la central utiliza como combustible principal el gas natural;

Que, asimismo, FENIX refiere que la regulación de otras actividades del sector considera las inversiones en terrenos;
así la regulación de transmisión considera los costos de las servidumbres, en el caso del VAD la estructura de costos de subestaciones considera los costos de los terrenos;

Que, finalmente FENIX manifiesta que corresponde a Osinergmin considerar la diferencia de costos de terreno entre una central dual y la central que opera solo con gas natural, considerando el mandato expreso del DL 1041, consistente en que se reconozcan todos los costos adicionales incurridos por la implementación de centrales duales y que el sustento del Procedimiento PBP
claramente indicó que el numeral 7.1.6 se incluyen los costos de terrenos como parte del ítem "obras civiles".

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Lunes 20 de junio de 2016 / El Peruano 2.2.2 ANÁLISIS DE OSINERGMIN
Que, debemos indicar que el artículo 5º del Procedimiento CUCSS, establece que para determinar el Costo Unitario Eficiente por Dualidad se determinará el Costo de Capacidad por Unidad de Potencia Efectiva (CCUPE) aplicando el Procedimiento PBP;

Que, por su parte, en el cálculo del CCUPE, el numeral 7.1.6 del Procedimiento PBP no reconoce explícitamente el costo de adquisición de terreno para la construcción de la planta térmica, como parte de los montos de inversión a ser reconocidos a la empresa generadora;

Que, si bien es cierto, que el costo del terreno forma parte de las inversiones totales, éste no ingresa a la categoría de inversiones cuyo valor se pierde en el transcurso de la vida útil, lo cual es reconocido en la totalidad de procedimientos de evaluación económica de proyectos a nivel internacional y en todos los textos académicos de "Preparación y Evaluación de Proyectos", donde el terreno no se deprecia, sino que es recuperado por el inversionista como valor remanente al final de la vida útil del proyecto;

Que, por lo explicado, no corresponde considerar ningún concepto por costo adicional atribuible al terreno.

En ese sentido, Osinergmin en el Informe 219, ha precisado que, tal como señala 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 PBP; el cual, considera en su concepción que la Unidad de Punta emplea combustible diésel 2 y como consecuencia el terreno necesario para los tanques de almacenamiento de combustible; por lo que, instalaciones como la ERM (Estaciones de Medición y Regulación) y ductos internos no demandan mayores espacios a los ya previstos para la Unidad de Punta;

Que, sin perjuicio de lo anterior, se debe precisar que en la determinación del CUCSS y PBP se ha considerado una remuneración asociada al terreno (costo de "Adquisición de Terreno"), relacionada con los gastos irrecuperables y que, entre otros, comprende: "Gestiones de adquisición del terreno"
y "Gestiones de adecuación (administrativa y técnica) durante la vida útil y al final en la fase de cierre". Por lo expuesto y para evitar interpretaciones incorrectas, es conveniente renombrar la partida correspondiente a "Adquisición de Terreno" por "Gestiones de Adquisición de Terreno" en la hoja de cálculo que sustenta el cálculo del CUCSS y del PBP;

Que, en referencia al argumento de FENIX, en el cual señala que el numeral 3.1.2.2 del Informe OSINERG-GART/DGT Nº 071-2004 que sustentó la aprobación del Procedimiento PBP, menciona que las partidas de adquisición de terreno para la central y su subestación se hallan incluidos en el rubro de "obras civiles"; al respecto, se precisa que los costos ahí reconocidos corresponden a costos de adecuación del terreno necesarios previo a las obras civiles para la construcción de la central térmica más en ningún caso corresponde a los costos relacionados con la adquisición del terreno, como no podría ser por estar considerado en costos que se deprecian;

Que, en relación a la regulación de los Sistemas de Transmisión y Distribución referidos por FENIX, debemos precisar que en el primer caso se trata de costos de servidumbres, que no están asociados a la compra de terrenos. En el caso de subestaciones de distribución, debemos precisar que la regulación referida a la distribución establece el reconocimiento de costos medios incurridos; por el contrario, tal como ya se manifestó en análisis anteriores, el objetivo del cargo CUCSS es reconocer costos eficientes por el servicio de dualidad;

Que, finalmente, por los argumentos expuestos, debe declararse infundado este extremo del RECURSO.

2.3 RECONOCER LOS COSTOS POR
CONTINGENCIA DURANTE LA EJECUCIÓN DEL
{G}PROYECTO
2.3.1 SUSTENTO DEL PETITORIO
Que, FENIX señala que de la revisión del cálculo efectuado por Osinergmin respecto de los "Gastos Generales y Utilidad del Contratista", se observó que dicho gasto se obtiene como el 10% de los costos en que incurre el contratista y que no incluye el equipamiento principal. Al respecto, FENIX señala que la experiencia práctica implica que para la construcción de centrales eléctricas se recurre a un contrato del tipo EPC, el cual como se explicó en el caso del análisis de PJM, no solo considera la utilidad sino también un recargo por contingencias, lo cual conjuntamente equivale a 20% de los costos en que incurre el contratista, además señaló, que ésta práctica no se limita a Estados Unidos de América, sino que se aplica a nivel mundial, pues los encargados del EPC ofrecen sus servicios a nivel global;

Que, FENIX reitera que su propuesta de considerar 20% de los costos en que incurre el contratista se fundamenta en experiencia real verificada en otros mercados, manifestando que el estudio de experiencia internacional y casos de otros mercados constituye fundamento válido para decisiones regulatorias, por cuanto FENIX no considera que su propuesta se encuentre debidamente sustentada, dado que en virtud del Principio de Verdad Material, Osinergmin puede verificar que la experiencia internacional, constituye una realidad y cotidiana práctica del sector energético. Por cuanto, FENIX considera que las precisiones de Osinergmin no constituyen motivación suficiente para sustentar el 10%
considerado y descartar la propuesta de FENIX;

Que, finalmente FENIX indica que de acuerdo a lo señalado, Osinergmin no puede sustentar de manera genérica la consideración de determinados costos, ni puede argumentar que, por haber sido considerados en regulaciones anteriores, se entiende que los mismos ya se encuentran sustentados o deben ser aceptados. Tal situación, según menciona FENIX, vulnera el derecho de los administrados a obtener una decisión motivada.

2.3.2 ANÁLISIS DE OSINERGMIN
Que, tal como se argumentó en respuesta a las consultas y sugerencias realizadas por FENIX al proyecto de resolución tarifaria, la recurrente no demuestra o presenta el debido sustento a su petición de incrementar el porcentaje utilizado para determinar los "Gastos Generales y Utilidad del Contratista" de 10% a 20%. Es así, que FENIX
no presenta contratos específicos y la estructura de costos de su respectivo Contratista EPC, como sí lo han hecho otros recurrentes en casos anteriores. En estos casos, revisar la experiencia internacional sirve como un referente comparativo respecto de la evaluación local de costos, más no necesariamente debe ser considerado como un valor aplicable en nuestro país, sin previa revisión y análisis;

Que, en la fase de construcción de una central termoeléctrica en el Perú, que es la base de los supuestos establecidos para la Unidad Dual de Referencia en la determinación del CUCSS, ya se cuenta con el estudio de factibilidad viable, ubicación de la planta definida, EIA aprobado, entre otros. Por tanto, las incertidumbres en esta fase son mínimas, con un buen conocimiento del terreno, geología y condición de suelos, tanto para la central térmica como para la interconexión eléctrica, por tanto la calidad, plazos y costos de las obras son altamente previsibles;

Que, por tanto es oportuno mencionar que en la determinación y criterios adoptados tanto del CUCSS y del PBP se han establecido condiciones estándares para la construcción de una central termoeléctrica eficiente y económicamente adaptada, y condiciones estándares de gestión de proyectos. Adicionalmente, se han considerado condiciones ideales muy favorables para el inversionista en la gestión económica financiera que incluyen una tasa de descuento de 12%;

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
2.4.1 SUSTENTO DEL PETITORIO
Que, FENIX señala que de la revisión internacional adjunta en los comentarios y sugerencias al Proyecto de Resolución, los costos financieros por almacenamiento de petróleo diésel se deben considerar para la totalidad de 12 meses y no 8,4 meses como se reconoce en el 590129 NORMAS LEGALES
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El Peruano / cálculo del CUCSS. Al respecto, FENIX argumenta que esto resulta completamente razonable, por cuanto si bien el Procedimiento CUCSS asume que el 30% del tiempo la central operará con combustible diésel, dicho supuesto no implica que dicha operación sea continua, ni que se realice al final del año (durante los 3,6 meses no considerados).

Asimismo, agrega que, 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. Por tanto, FENIX aduce que el combustible almacenado genera un costo de oportunidad al tomar las características de un bien inmovilizado durante los 12 meses del año;

Que, FENIX agrega que, cuando la central despacha con diésel, la remuneración por dicho despacho no es recibida de manera inmediata, viéndose obligada a destinar nuevos fondos para reponer el combustible en tanto se efectúen las liquidaciones respectivas en el COES. Según señala FENIX, tal situación se hace necesaria para cumplir con la obligación de mantener el combustible permanentemente el stock exigido;

Que, finalmente FENIX solicita a Osinergmin acoger su propuesta por los argumentos expuestos, y de no ser así, motivar adecuadamente las razones por las cuales se reconoce los costos financieros del combustible almacenado únicamente durante 8,4 meses del año.

2.4.2 ANÁLISIS DE OSINERGMIN
Que, tal como se argumentó en respuesta a las consultas y sugerencias realizadas por FENIX al Proyecto de Resolución, la Recurrente no sustenta adecuadamente su petición, por cuanto FENIX no considera que físicamente es imposible de manera simultánea mantener la totalidad del stock de combustible almacenado y a su vez consumir parte de éste durante el tiempo que la unidad de generación está operando;

Que, por tanto, no es correcto el argumento de FENIX
al señalar que la totalidad del stock de almacenamiento de combustible líquido, de acuerdo a la capacidad de los tanques establecidos en los supuestos del CUCSS, se mantenga inmovilizado durante los 12 meses del año por la obligación de mantener el stock de combustible para 15 días durante las horas de punta. El argumento de FENIX sería posible en alguna medida en dos supuestos no asumidos para la Unidad Dual de Referencia en el Procedimiento CUCSS: 1) contar con mayor capacidad de almacenamiento (tanques de mayor tamaño o tanques suplementarios); y 2) la existencia de tuberías y facilidades para una reposición automática e instantánea de combustible por cuenta del proveedor de combustible, situación que no corresponde a la realidad de las centrales térmicas que operan y despachan en el SEIN;

Que, en referencia al comentario de FENIX sobre el tiempo de demora en la remuneración por el despacho efectuado con combustible líquido, debido a las liquidaciones realizadas por el COES; en principio, no es real que el pago por combustible repuesto se produzca de forma inmediata.

No obstante, como claramente se establece en el numeral 3.1.5 del Anexo Nº1 del Procedimiento Técnico del COES
Nº 31, en la determinación del costo variable de combustible líquido se reconoce un costo financiero de 15 días asociado al monto monetario inmovilizado por almacenamiento entre el momento de la compra del combustible y el momento del cobro de la energía vendida en las transferencias de energía;

Que, finalmente, por los argumentos expuestos, debe declararse infundado este extremo del RECURSO.

2.5 LOS COSTOS A RECONOCER DEBEN INCLUIR
EL CARGO TARIFSISE
2.5.1 SUSTENTO DEL PETITORIO
Que, FENIX indica que en cumplimiento de lo dispuesto en la Ley Nº 29970 y sus normas reglamentarias, todos los consumidores que adquieran combustibles líquidos, como el diésel, en el territorio nacional, deben asumir el pago del Cargo T arifario SISE, por lo que dicho sobrecosto debe ser considerado para efectos de la determinación del CUCSS, al igual que ocurre con el ISC, por tratarse de costos para la prestación del servicio;

Que, finalmente FENIX señala que dado que el pago del Cargo Tarifario FISE sería obligatorio para todos los consumidores de combustibles líquidos sin excepción, FENIX solicita a Osinergmin reconsiderar el cálculo del CUCSS incorporando el referido sobrecosto por la adquisición del Diésel 2.

2.5.2 ANÁLISIS DE OSINERGMIN
Que, la Ley Nº 29852, Ley que crea el Sistema de Seguridad Energética en Hidrocarburos (SISE) y el Fondo de Inclusión Social Energético (FISE), y su norma reglamentaria aprobada por Decreto Supremo Nº 021-2012-EM, disponen recargos tarifarios que, por dicho mandato legal, se aplica al suministro de los productos líquidos derivados de hidrocarburos;

Que, luego de la revisión efectuada, se verificó que en la venta primaria de productos líquidos derivados de hidrocarburos y líquidos de gas natural, se aplican los cargos tarifarios: i) FISE (determinado en el numeral 4.2 del Artículo 4º de la Ley Nº 29852) y ii) SISE (expuesto en el recurso de FENIX); siendo los productores e importadores los encargados de su recaudación;

Que, considerando que dichos cargos son aplicados a la compra que realizarían los generadores para brindar este servicio, en la presente fijación su aplicación será considerada en la determinación del costo financiero y costo por merma en el archivo CUCSS_0516(P).xlsx;

Que, finalmente, por los argumentos expuestos, debe declararse fundado este extremo del RECURSO.

2.6 LOS FACTORES DE AJUSTE DE LOS COSTOS
DE INVERSION NO DEBEN CONSIDERAR EL EFECTO
DEL TIPO DE CAMBIO
2.6.1 SUSTENTO DEL PETITORIO
Que, según señala FENIX, en el sustento del Proyecto de Resolución, Osinergmin habría indicado que el valor del CUCSS está indexado únicamente al Índice de Precios al por Mayor (IPM), debiendo descartarse la aplicación del tipo de cambio; no obstante ello, indica FENIX, Osinergmin ha considerado el tipo de cambio al determinar el factor de ajuste contenido en la hoja F_Ajuste del archivo "CUCSS_0516(P).xlsx", de manera contradictoria a lo indicado en el sustento de su publicación; en ese sentido, FENIX señala que se debería recalcular el factor de ajuste de precios considerando únicamente el IPM; caso contrario, se estaría afectando indebidamente los costos estimados de prestación de la seguridad de suministro.

2.6.2 ANÁLISIS DE OSINERGMIN
Que, se debe precisar que los informes Nº GPA-14-2016 y GPA-24-2016 de la Gerencia de Políticas y Análisis Económico recomendaron la modificación de los factores de actualización de las tarifas en barra: i) Factor de Actualización del Precio de la Potencia de Punta (FAPPM) y ii) Factor de Actualización de los Precios de Energía (FAPEM), las mismas que se fijan anualmente conforme lo señala el artículo 46º de la LCE. En ese sentido, dichos informes analizan que, entre el IPM y el tipo de cambio se tiene una alta correlación por lo que recomiendan incluir solo uno de estos índices en las fórmulas de los factores de actualización mencionados;

Que, la sugerencia presentada por FENIX al proyecto de resolución tarifaria, sobre el tipo de cambio, fue orientada a la actualización entre periodos del CUCSS , la misma que considera el efecto del FAPPM conforme indica el numeral 6.4 del Procedimiento de Compensación Adicional por Seguridad de Suministro;

Que, por otro lado FENIX interpretó que la recomendación de los informes Nº GPA-14-2016 y GPA-24-2016 debió hacerse extensiva al factor de ajuste de precios (denominada "Factor de ajuste 2016/2015"), que es una componente del cálculo anual del CUCSS, no siendo aplicable ya que los informes Nº GPA-14-2016 y GPA-24-2016 hacen referencia a las fórmulas de actualización de los factores FAPPM y FAPEM;

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Lunes 20 de junio de 2016 / El Peruano Que, con relación a la respuesta dada por Osinergmin en el Informe 219, se precisa que existió una errada interpretación de parte de FENIX, debido a que en ningún apartado de respuesta al comentario de FENIX se hizo referencia a los factores de ajuste. Cabe señalar que debido a la ambigüedad del pedido de FENIX, el análisis efectuado por Osinergmin estuvo referido exclusivamente a los factores de actualización, y no al factor de ajuste, los cuales no tienen la misma naturaleza ni utilidad;

Que, en tal sentido no debe modificarse este factor, debido a que la formulación contenida en la hoja "F_ajuste"
considera los mismos criterios bajo los que fueron aprobados los procedimientos para la determinación del PBP y CUCSS, dada la misma naturaleza que tienen ambas remuneraciones, por lo que lo más recomendable para estos casos es modificar las dos normas en la misma oportunidad con el fin de que la regulación del cargo CUCSS sea coherente con la del PBP, del que actualmente parte su cálculo;

Que, por los argumentos expuestos, debe declararse infundado este extremo del RECURSO.

Que, finalmente, se han expedido los informes Nº 438-2016-GRT y Nº 439-2016-GRT de la División de Generación y Transmisión Eléctrica y de la Coordinación Legal de la Gerencia de Regulación de Tarifas, respectivamente, los mismos que complementan 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 3º, numeral 4, de la Ley Nº 27444, Ley del Procedimiento Administrativo General; y, De conformidad con lo establecido en la Ley Nº 27332, Ley Marco de los Organismos Reguladores de la Inversión Privada en los Servicios Públicos y su Reglamento aprobado por Decreto Supremo Nº 042-2005-PCM; en el Reglamento General de Osinergmin, aprobado por Decreto Supremo Nº 054-2001-PCM; en el Decreto Ley Nº 25844, Ley de Concesiones Eléctricas y su Reglamento aprobado por Decreto Supremo Nº 009-93-EM; en la Ley Nº 28832, en la Ley Nº 27444, Ley del Procedimiento Administrativo General; así como en sus normas modificatorias, complementarias y conexas;

Estando a lo acordado por el Consejo Directivo de Osinergmin en su Sesión Nº 20-2016.

RESUELVE:

Artículo 1º.- Declarar fundado el extremo de incorporar el Cargo Tarifario SISE y FISE en el cálculo del Cargo Unitario por Compensación por Seguridad de Suministro del recurso de reconsideración interpuesto por Fenix Power Perú S.A., por las razones expuestas en el numeral 2.5.2 de la parte considerativa de la presente resolución.

Artículo 2º.- Declarar infundados los demás extremos del recurso de reconsideración interpuesto por Fenix Power Perú S.A., por las razones expuestas en los numerales 2.1.1.2, 2.1.2.2, 2.2.2, 2.3.2, 2.4.2 y 2.6.2 de la parte considerativa de la presente resolución.

Artículo 3º.- Las modificaciones que motive la presente resolución en la Resolución Nº 074-2016-OS/ CD, deberán consignarse en resolución complementaria.

Artículo 4º.- La presente resolución deberá ser publicada en el diario oficial El Peruano y consignada junto con los Informes Nº 438-2016-GRT y Nº 439-2016-GRT, en la página Web de Osinergmin: www.osinergmin.gob.pe.

JESÚS TAMAYO PACHECO
Presidente del Consejo Directivo