Norma Legal Oficial del día 30 de mayo del año 2001 (30/05/2001)

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NORMAS LEGALES

MORDAZA, miercoles 30 de MORDAZA de 2001

COES-SINAC, la demanda de energia empleada en el calculo del peaje MORDAZA equivalente en energia, considera para los sistemas electricos Pasco y Tarma Chanchamayo en el ano 2001 un valor de 1541 GWh, el cual supera en 38,6% a la demanda considerada por la CTE en el modelo MORDAZA para el calculo de las tarifas en MORDAZA correspondiente a la Resolucion Nº 006-2001 P/ CTE". Asi mismo, ELECTROANDES agrega que "... la demanda de energia de los sistemas electricos de Pasco y Tarma - Chanchamayo registrados en los limites de propiedad de ELECTROANDES para el ano 1999 fue de 1261 GWh y en el ano 2000 de 1355 GWh ...". ELECTROANDES adjunta como prueba instrumental en los Anexos Nºs. 3 y 4 del Recurso de Reconsideracion los valores de demanda empleados por la CTE en la fijacion de tarifas en barra. A.2.- Instalaciones de ELECTROANDES no Consideradas en el Peaje MORDAZA ELECTROANDES menciona que su sistema MORDAZA de transmision cuenta con instalaciones destinadas a elevar la confiabilidad y seguridad del suministro de energia de los usuarios de los sistemas electricos Pasco y Tarma - Chanchamayo, permitiendo la operacion autonoma del sistema cuando se aisla del Sistema Interconectado Nacional. Asimismo senala que "Luego del cierre del anillo a traves de la subestacion Tingo MORDAZA, todas las instalaciones de transporte y transformacion de ELECTROANDES comprendidas entre las barras de Paragsha II 138 kV y Oroya Nueva 220 kV pasaron a formar parte de un enlace MORDAZA entre dos barras del Sistema Principal de Transmision (SPT). Esta nueva configuracion permite, entre otros, a la Empresa Aguaytia Energy S.A. poder evacuar toda su generacion, la cual hasta entonces se veia limitada por sobrecargas en algunas lineas costeras. Bajo este esquema, tambien se logro que todas las cargas que se encuentran en los sistemas electricos Pasco y Tarma - Chanchamayo tengan la posibilidad de recibir energia tanto de la MORDAZA de Pachachaca 220 kV como de Paragsha II 138 kV, es decir, estas cargas son favorecidas por la presencia de las lineas L702 en 138 kV Carhuamayo-Oroya Nueva, L-703 en 138 kV Carhuamayo-Paragsha II y la transformacion de la S.E. Oroya Nueva 138/50 kV - 60 MVA." ELECTROANDES plantea que: "... la CTE no puede obviar las instalaciones comprendidas entre las barras de Paragsha II 138 kV y Oroya Nueva 50 kV asi como el centro de control y los sistemas de telecomunicaciones empleados para el control de las operaciones ya que la nueva configuracion adoptada por el cierre del anillo asi lo exige." Con esta argumentacion ELECTROANDES solicita que se asigne un peaje MORDAZA regional equivalente en energia a las siguientes instalaciones, cuya valorizacion se detalla en el Anexo Nº 5 del Recurso de Reconsideracion: - L. T. 138kV Carhuamayo - Oroya Nueva (L-702). - L. T. 138kV Carhuamayo - Paragsha II (L-703). - Sistema de Transformacion de la S.E. Oroya Nueva 138/50kV. - Centro de Control Regional. - Sistema de Telecomunicaciones. A.3.- Recaudacion de Ingreso Tarifario de Sistemas Secundarios En este extremo de su recurso, ELECTROANDES senala que en el informe SEG/CTE Nº 019-2001 se indica que las instalaciones secundarias tendran un determinado Ingreso Tarifario, pero no se menciona el mecanismo por el cual los propietarios de estas instalaciones recaudaran el Ingreso Tarifario correspondiente. Asimismo, ELECTROANDES expresa textualmente que: "Debido a que la recaudacion de este concepto no se encuentra estipulado en la Ley de Concesiones Electricas ni en su reglamento, solicitamos que la CTE establezca el procedimiento por el cual los propietarios de sistemas secundarios de transmision recaudaran el Ingreso Tarifario calculado por la CTE, garantizandoles el recupero del costo medio total de sus instalaciones." A.4.- Metodologia de Pago de Compensaciones de los Sistemas Secundarios de Generacion/Demanda ELECTROANDES solicita que las compensaciones a los sistemas secundarios de Generacion/Demanda a car-

go de los generadores MORDAZA distribuidas en funcion del uso fisico de las mismas, debido a que este criterio es mas cercano a la realidad, a diferencia de la distribucion adoptada por la CTE cuyo unico sustento es que la distribucion sea de la misma forma que se hace con los consumidores finales, tal como se expresa en el Informe SEG/CTE Nº 019-2001. ELECTROANDES tambien argumenta que en el Articulo Decimo Setimo de la Resolucion objeto de reconsideracion, se establecen compensaciones a los sistemas secundarios de Generacion /Demanda que estaran a cargo de los generadores, cuya distribucion sera en funcion de la energia producida por los generadores. En ese sentido ELECTROANDES considera que: "... la CTE no emplea criterios uniformes para la distribucion de las compensaciones por sistemas secundarios. Al respecto cabe mencionar que en la Resolucion Nº 0042001 P/CTE Fijacion de la Compensacion Mensual por uso de las instalaciones del Sistema Mantaro - MORDAZA, se establece que las compensaciones seran pagadas por los generadores en funcion del uso fisico de las instalaciones, empleando para tal fin el metodo del rastreo que se describe en el documento de Janusz Bialek." Por otro lado, ELECTROANDES solicita que la CTE explique: "...como el generador va a recuperar los egresos por este concepto. Si se considera que debe ser adicionado como un MORDAZA costo variable, entonces este valor debera ser considerado en el modelo MORDAZA y procederse a modificar la Resolucion Nº 006-2001 P/CTE." B.- ANALISIS DE LAS CUESTIONES EN DISCUSION B.1 Peaje MORDAZA Equivalente en Energia del Transformador de la S.E. Oroya Nueva B.1.1 Costo Medio de las Instalaciones ELECTROANDES, ha senalado que el Costo Medio en Condiciones de Eficiencia (CMCE) del Transformador 220/50/13,8kV - 100MVA determinado por la CTE (hoy OSINERG), "... es un valor muy por debajo de los actuales precios de MORDAZA o que no estaria reflejando la valorizacion del total del equipamiento involucrado." Ello no es correcto, ya que dicho Costo Medio fue calculado considerando los costos totales correspondientes a la inversion, operacion y mantenimiento de las instalaciones en condiciones de eficiencia. La valorizacion efectuada por la CTE (hoy OSINERG) ha sido realizada sobre la base de modulos estandares, disenados en funcion de los parametros tecnicos, la ubicacion geografica, los tipos de terreno, y el equipamiento complementario para un horizonte de proyeccion de largo plazo. En todos los casos los disenos han sido optimizados y los costos unitarios de los componentes han sido obtenidos sobre la base del promedio de los costos disponibles en el mercado. En el equipamiento involucrado se ha considerado un modulo de transformador, una celda de transformacion de 50kV, asi como la parte correspondiente de los costos comunes de la subestacion en anillo, la misma que se obtiene en proporcion a los costos directos de la mencionada celda. De acuerdo con el analisis efectuado por la CTE (hoy OSINERG) la diferencia con la valorizacion con ELECTROANDES radica principalmente en la asignacion de los costos comunes. Estos costos comunes, de acuerdo con el procedimiento utilizado por el regulador, son prorrateados en funcion de los costos directos de las celdas de lineas y transformadores instaladas en la subestacion. En el caso de ELECTROANDES, los costos comunes han sido prorrateados no solamente entre los costos directos de las celdas sino tambien entre los costos directos de los transformadores. De este modo, de emplearse la valorizacion efectuada por el recurrente, se estaria sobrestimando la asignacion en los transformadores en perjuicio de las lineas de transmision que llegan y salen de la subestacion, lo cual estaria contraviniendo el criterio general de asignacion de los costos comunes utilizado por la CTE (hoy OSINERG) El procedimiento utilizado por la CTE (hoy OSINERG) el cual goza de amplia aceptacion por las empresas de transmision, viene siendo aplicado desde las regulaciones del ano 1996. La comparacion que efectua ELECTROANDES entre el CMCE del transformador instalado en la subesta-