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Pág. 206415 NORMAS LEGALES Lima, lunes 9 de julio de 2001 3.1.1 Valor Nuevo de Reemplazo (VNR) De acuerdo con lo indicado en la sección anterior, un conjunto de líneas que anteriormente pertenecían al SPT, se mantendrán como parte del mismo según la nueva definición. En este sentido y en cumplimiento de lo establecido en el Artículo 77º de la Ley de Concesiones Eléctricas, el VNR de dichas instalaciones, determinado oportuna- mente ya sea en la Fijación Tarifaria Mayo 2000 y/o a la entrada de las nuevas instalaciones construidas bajo el régimen de contrato BOOT, se mantiene en sus valores ya fijados. En esta ocasión corresponde determinar el VNR únicamente de las nuevas instalaciones señaladas en la sección anterior, las cuales se incorporan como parte del SPT a partir de mayo 2001. Para la presente regulación se ha efectuado la valorización de las instalaciones que se incorporan al SPT tomando en cuenta la información adicional sumi- nistrada por las propias empresas de transmisión así como estudios efectuados internamente. Para el análisis se han considerado únicamente las instalaciones de transmisión existentes. Las instala- ciones que ingresen al servicio dentro del período de la presente regulación, y cuya pertenencia al Sistema Principal sea aprobada por el Ministerio de Energía y Minas en el transcurso del año, serán tomadas en cuenta desde que las mismas adquieran la categoría de principal o en cuanto se encuentren listas para ingre- sar al servicio comercial, para lo cual el OSINERG deberá emitir las correspondientes Resoluciones que modifiquen el Peaje por Conexión. A continuación se presenta una discusión sobre las particularidades más importantes de cada uno de los sistemas: 3.1.1.1 Etecen y Etesur El VNR de las instalaciones de Etecen y Etesur que formaban parte del Sistema Principal de Transmisión, reconocido en la regulación de tarifas de mayo 2000, es el mismo en la presente regulación. Para la valorización de la línea de transmisión Huá- nuco - Tingo María 138 kV se ha efectuado el análisis de la información suministrada por el COES sobre el VNR. Como resultado de dicho análisis se ha detectado que los costos unitarios de los principales componentes de la línea y de sus celdas de conexión son superiores a los valores promedio disponibles en el mercado. Así mismo, se ha encontrado la presencia de excesivos gastos finan- cieros sin justificación de la tasa de interés utilizada. Para la valorización de la mencionada línea de transmisión, así como de las otras instalaciones de Etecen y Etesur, se han utilizado los módulos eficien- tes determinados por la CTE (hoy OSINERG) para las instalaciones de transmisión. La valorización en base a los módulos estándares representa el costo de renovar las obras y bienes físicos destinados a prestar el mismo servicio con la tecnolo- gía y precios vigentes. 3.1.1.2 TransMantaro y Redesur En el caso de estas dos empresas el VNR ha sido aproba- do mediante sendas resoluciones como parte del cumpli- miento de los compromisos del Estado Peruano asumidos a través de dos contratos BOOT para la construcción del sistema de transmisión Mantaro - Socabaya y el reforza- miento de las instalaciones de transmisión del sur del Perú. De acuerdo con lo establecido en los contratos BOOT, el VNR de TransMantaro y Redesur será revisado cada cuatro años, período que se vence en el año 2004. 3.1.1.3 Aguaytía Energy En este caso se ha efectuado una revisión de la información presentada por Aguaytía Energy (AE) como sustento del Valor Nuevo de Reemplazo del siste- ma principal de transmisión. Esta información incluye tanto la propuesta original presentada por el COES en su estudio para la regulación tarifaria, como la absolu- ción de las observaciones presentadas por la CTE (hoy OSINERG) al estudio del COES. Del análisis de la información presentada para la regulación tarifaria se concluye en lo siguiente: 1. Los costos presentados por AE corresponden a costos históricos de construcción y no a costos eficien- tes como señala la Ley de Concesiones Eléctricas.2. Los módulos presentados se basan en los costos reales, según se indica, y no se sustenta en un diseño óptimo de las instalaciones y en valores de mercado. 3. La justificación de las características de la línea de transmisión Vizcarra - Paramonga Nueva no toma en cuenta la economía del proyecto en conjunto. Los resultados no son aceptables como demostración de un diseño eficiente desde el punto de vista económico. En resumen, los costos reales presentados por AE que corresponden a ingeniería, suministro y construcción, son elevados con respecto a costos promedio de mercado y de una instalación similar construida en condiciones de eficiencia. Adicionalmente, no se ha justificado adecua- damente la selección de los materiales y equipos, así como los costos de montaje y obras civiles. Por tal motivo, se han efectuado las correcciones correspondientes y se ha concluido que el VNR de las instalaciones pertenecientes al SPT asciende a la can- tidad de US$ 19 727 210. Cabe señalar que en esta valorización se ha inclui- do como parte del sistema de transformación de Tingo María el 100% del Reactor 30 MVAR y su celda de conexión instalados en esta subestación. 3.1.1.4 Electroperú y Egemsa La CTE (hoy OSINERG), una vez recibido el encargo de regular las tarifas y compensaciones de las instalacio- nes pertenecientes al sistema secundario de transmisión, solicitó la información pertinente a las empresas conce- sionarias titulares de las instalaciones de transmisión. Con la información de los módulos eficientes de transmisión desarrollados por la CTE (hoy OSINERG), así como con la información suministrada por las em- presas, se ha determinado el VNR de las instalaciones de Electroperú y Egemsa que forman parte del SPT a partir de mayo del año 2001. Los valores de cada uno de los componentes del VNR del Sistema Principal de Transmisión del SINAC se muestran en el Cuadro Nº 3.2. Cuadro Nº 3.2 VALORIZACION DEL SISTEMA PRINCIPAL DE TRANSMISIÓN DEL SINAC CÓDIGO DE A VNR INSTALACIÓN SUBESTACIÓN SUBESTACIÓN (Miles US$) L-248 Talara Piura Oeste Electroperú 10 812 SE Talara Reactor 20 MVAR Electroperú 1 017 SE Piura Oeste Reactor 20 MVAR Etecen 763 L-236 Chiclayo Oeste Guadalupe Etecen 8 825 SE Chiclayo Oeste SVC +/- 30 MVA Etecen 2 663 L-234 Guadalupe Trujillo Norte Etecen 9 993 SE Guadalupe Transformador 220/60/10kV; 60MVA Etecen 2 740 SE Guadalupe Reactor 20 MVAR Etecen 924 SE Trujillo Norte SVC +30/-20 MVAR Etecen 3 081 L-215 Chimbote 1 Paramonga Nueva Etecen 19 661 SE Chimbote Banco 35 MVAR Etecen 499 L-213 Paramonga Nueva Zapallal Etecen 16 514 SE Paramonga Nueva Reactor 40 MVAR Etecen 1 026 SE Huacho Celdas en 220 kV Etecen 1 505 L-2003 L-2004 Chavarría Santa Rosa Etecen 4 773 SE San Juan Banco 45 MVAR Etecen 2 392 L-121 Huánuco Tingo María Etecen 6 756 CCN Centro de Control Nacional Etecen 2 118 L-1019 Cerro Verde Mollendo Etesur 6 004 L-1006A Tintaya Azángaro Etesur 8 513 SE Tintaya SVC -15 / +15 MVAR Etesur 3 078 CCR Centro de Control Regional Etesur 590 L-1005A Dolorespata Quencoro Egemsa 1 748 SE Tingo María Reactor 30 MVAR Aguaytía 1 136 SE Tingo María Autotransformador 220/138 kV; 40 MVA Aguaytía 1 979 L-253 Vizcarra Paramonga Nueva Aguaytía 16 612 L-2025 L-2026 Socabaya Montalvo Redesur 17 789 L-2029 Montalvo Tacna Redesur 18 118 L-2030 Montalvo Puno Redesur 33 834 L-2053 L-2054 Mantaro Socabaya Transmantaro 179 179 Total Electroperú Transmisión 11 828 Total Etecen 84 231 Total Etesur 18 184 Total Egemsa Transmisión 1 748 Total Aguaytía Transmisión 19 727 Total Redesur 69 741 Total Transmantaro 179 179 Total SPT del SINAC 384 640TITULAR