Norma Legal Oficial del día 09 de julio del año 2001 (09/07/2001)
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TEXTO DE LA PÁGINA 73
MORDAZA, lunes 9 de MORDAZA de 2001
NORMAS LEGALES
23,15 23,25 23,41 23,22 23,24 23,23 23,29 F.C. 0,10 0,10 0,10 0,10 0,10 0,10 0,73 74,5% 12,92 13,08 13,02 12,99 12,98 12,88 12,83 %EHP 8,80 8,91 8,88 8,87 8,87 8,77 8,75 20,3%
Pag. 206423
Factor de Ajuste PPM PCSPT PPB CPSEE PEMP PEMF 1,0000 S/./kW-mes S/./kW-mes S/./kW-mes ctm.S/./kWh ctm.S/./kWh ctm.S/./kWh
MORDAZA 220 MORDAZA 138 Toquepala Aricota 138 Aricota 66 Tacna 220 Tacna 66 MORDAZA de Cambio Notas :
16,66 16,76 16,93 16,73 16,75 16,75 16,81 3,525
6,48 6,48 6,48 6,48 6,48 6,48 6,48 S/./US$
Cuadro Nº 5.1 COSTO DE LAS INSTALACIONES DEL CENTRO DE CONTROL DEL SPT
Funcion Supervision y Control del Sistema Principal de Transmision (SCSPT) CCN (US$) 2 118 153 CCR (US$) 590 270
Precio de la Potencia de Punta a nivel generacion Cargo de Peaje de Unitario por Conexion al Sistema Principal de Transmision Precio en MORDAZA de la Potencia de Punta Cargo de Peaje MORDAZA por Transmision Equivalente en Energia Precio de la Energia a Nivel Generacion en Horas de Punta Precio de la Energia a Nivel Generacion en Horas Fuera de Punta Factor de Carga Anual del Sistema. Porcentaje de la Energia Total consumida en el Bloque de Punta para los proximos 4 anos. Promedio Costo medio de la Electricidad a Nivel Generacion, para el F.C. y el %EHP del sistema. Promedio = PPB / (7,2*F.C.) + PEMP*%EHP + PEMFP*(1-%EHP) + CPSEE
PPM PCSPT PPB CPSEE PEMP PEMF F.C. %EHP
Las cantidades indicadas corresponden a una asignacion efectuada en funcion de los siguientes criterios: 1. El costo de la Estacion Maestra de Control se ha distribuido entre las tres funciones senaladas lineas arriba en proporcion al numero de puntos de medicion, alarma, control y estado supervisados por la estacion maestra. Las dos primeras funciones (SCSPT y SCSST) corresponden a la red del titular del sistema principal de transmision. La MORDAZA funcion (CCOS) corresponde a la supervision y control de puntos pertenecientes a: (i) Generadores integrantes del COES, (ii) Generadores no integrantes del COES, (iii) Transmisores, y iv) Clientes Libres y Distribuidores. 2. El costo de las Estaciones Terminales Remotas y el sistema de telecomunicaciones asociado se ha repartido integramente entre las funciones SCSPT y SCSST en proporcion al numero de puntos de medicion, alarma, control y estado de las instalaciones del Sistema Principal y del Sistema MORDAZA existente en cada subestacion. Asimismo, se ha efectuado la asignacion de los costos de operacion y mantenimiento del centro de control, que corresponde a la funcion de supervision y control del Sistema Principal de Transmision, de manera similar que para el costo de las instalaciones de la EMC. En el caso de la asignacion de los costos de operacion y mantenimiento de las UTR y del STEL se han aplicado para el CCN y el CCR los porcentajes respectivos que resultan del analisis de los costos de inversion y de los costos de operacion y mantenimiento de la EMC. El Cuadro Nº 5.2 presenta los costos de operacion y mantenimiento utilizados. Cuadro Nº 5.2
5. Centro de Control del Sistema Principal de Transmision Una parte de los costos del sistema de transmision corresponde al costo del Centro de Control requerido para la supervision en tiempo real de la operacion del sistema. En la presente discusion el termino Centro de Control se refiere tanto a la Estacion Maestra de Control (EMC), a las Unidades Terminales Remotas (UTR) ubicadas en cada una de las subestaciones controladas, asi como al sistema de telecomunicaciones (STEL) necesario para interconectar la EMC con las UTR. El Centro de Control presta servicios tanto al Sistema Principal como al Sistema MORDAZA de Transmision; ademas, debe desempenar la funcion de Coordinador de la Operacion en tiempo real7 , de acuerdo a lo dispuesto por el Articulo 92º del Reglamento. El Articulo 92º establece, entre otras cosas, que la CTE (hoy OSINERG) debe determinar "...el costo eficiente a reconocer por la coordinacion de la operacion a cargo del representante de los titulares del sistema principal de transmision; teniendo en cuenta las necesidades tecnologicas del sistema de control y comunicaciones para la optimizacion de la operacion del sistema" Para fines de la regulacion de tarifas se considera que el Centro de Control tiene las siguientes funciones: 1. Supervision y Control del Sistema Principal de Transmision (SCSPT); 2. Supervision y Control del Sistema MORDAZA de Transmision (SCSST); y, 3. Coordinacion de la Operacion en Tiempo Real del Sistema de Generacion-Transporte (CCOS). Para dar cumplimiento a lo dispuesto por el Articulo 92º del Reglamento la CTE (hoy OSINERG) solicito, a las empresas de transmision a cargo del Sistema Principal de Transmision de cada sistema interconectado, la informacion correspondiente en formularios preparados especialmente para este fin. Esta informacion fue remitida a la CTE (hoy OSINERG) directamente por Etecen (Sistema Centro Norte) y Etesur (Sistema Sur) MORDAZA del inicio de la presente regulacion tarifaria. En los estudios remitidos por el COES para la fijacion de precios en MORDAZA de MORDAZA 2001, se incluye la propuesta para incluir la parte correspondiente al Centro de Control tanto de Etecen como de Etesur dentro del costo del Sistema Principal de Transmision para fines de determinar el Peaje por Conexion. Se ha considerado un sistema de control jerarquizado con un Centro de Control Nacional, CCN (Etecen) y un Centro de Control Regional, CCR (Etesur). Como resultado de la revision de la informacion suministrada por las empresas sobre los Centros de Control Nacional y Regional, se han establecido los valores definitivos para la realizacion de las tres funciones senaladas mas arriba. Los valores que se han podido establecer y que se han utilizado para el costo de las instalaciones del Centro de Control asignable a la funcion de supervision y control del Sistema Principal de Transmision se muestran en el Cuadro Nº 5.1.
COSTO DE OPERACION Y MANTENIMIENTO DEL CENTRO DE CONTROL DEL SPT
Funcion Supervision y Control del Sistema Principal de Transmision (SCSPT) CCN (US$) 255 347 CCR (US$) 57 252
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Articulo 92º. La operacion en tiempo real de las unidades generadoras y sistemas de transmision de un sistema interconectado sera efectuada directamente por sus titulares, bajo sus propias responsabilidades. En los sistemas interconectados donde exista un COES, dicha operacion se MORDAZA cinendose a los programas establecidos por la Direccion de Operaciones, que son de cumplimiento obligatorio por todas las entidades. Dentro de cada COES, la coordinacion de la operacion en tiempo real del sistema sera efectuada por el representante de los titulares del Sistema Principal de Transmision en calidad de "Coordinador de la Operacion del Sistema". El Coordinador de la Operacion del Sistema, en resguardo de la calidad y seguridad del sistema electrico, supervisara y controlara el suministro de electricidad a las empresas distribuidoras y a los clientes libres. Las referidas entidades solo podran apartarse de la programacion a que se refiere el Articulo 93º del presente reglamento, por salidas intempestivas de servicio debidas a fuerza mayor o caso fortuito, o variaciones significativas de la oferta y/ o demanda respecto a la programacion diaria. En este caso, la operacion del sistema tambien sera coordinada por el Coordinador de la Operacion del Sistema de acuerdo a lo que senale el Estatuto del COES, asi como las normas que la Direccion establezca para la coordinacion de la operacion en tiempo real. Para el cumplimiento de estas funciones las entidades conectadas al sistema deberan proporcionar al Coordinador de la Operacion del Sistema la informacion en tiempo real requerida por este. La Comision determinara el costo eficiente a reconocer por la coordinacion de la operacion a cargo del representante de los titulares del sistema principal de transmision; teniendo en cuenta las necesidades tecnologicas del sistema de control y comunicaciones para la optimizacion de la operacion del sistema.
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