Norma Legal Oficial del día 09 de julio del año 2001 (09/07/2001)

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NORMAS LEGALES

MORDAZA, lunes 9 de MORDAZA de 2001

3.1.2 Costo de Operacion y Mantenimiento del Sistema Principal de Transmision (COyM) Se ha revisado la informacion suministrada por el COES sobre el Costo de Operacion y Mantenimiento del Sistema Principal de Transmision y se ha corregido en lo pertinente, sin variar la esencia de la operacion y mantenimiento, ni poner en riesgo los equipos. Es importante destacar que el COyM no se determina para una instalacion en particular sino para toda la empresa ya que existen procesos y/o actividades de operacion y gestion que estan asociadas a todo el conjunto de instalaciones de la empresa. 3.1.2.1 Etecen y Etesur Se ha mantenido el costo de operacion y mantenimiento de Etecen correspondiente a la regulacion de MORDAZA del ano 2000, que ha sido determinado como un costo eficiente esperado de mediano plazo y que incluye actividades de mantenimiento que son realizadas con periodicidad de varios anos. El COyM que corresponde al centro de control fue actualizado y el detalle se presenta mas adelante. Es preciso senalar que, para la revision del COyM de una instalacion determinada, se requiere contar con informacion historica detallada de los costos de operacion y mantenimiento de por lo menos 5 anos, que permita a la CTE (hoy OSINERG) estandarizar los costos en forma eficiente. En el caso de Etesur, en la Fijacion Tarifaria MORDAZA 2000, se llego a la conclusion que la informacion presentada por dicha empresa era incompleta ya que se habian omitido actividades que se consideran necesarias para mantener la operacion eficiente del sistema. Por este motivo, en aquella regulacion se determino el COyM de Etesur como un porcentaje del COyM de Etecen. Posteriormente a la regulacion de MORDAZA del ano 2000, Etesur presento la informacion correspondiente al costo de operacion y mantenimiento. La CTE (hoy OSINERG) ha analizado, revisado y contrastado dicha informacion con la correspondiente a Etecen, y se han estandarizado las principales actividades, procesos y tareas del mantenimiento, operacion y gestion. En consecuencia, los COyM para el SPT de Etecen y Etesur ascienden a las cantidades de 2 555 MORDAZA de US$ y 552 MORDAZA de US$ respectivamente. En ambos casos, se incluyen los centros de control asociados a sus instalaciones de transmision. 3.1.2.2 Aguaytia Energy A la informacion suministrada por Aguaytia Energy se le ha efectuado los ajustes correspondientes de tal modo que el costo de operacion y mantenimiento sea compatible con los estandares de la industria. Para la determinacion del costo de operacion y mantenimiento se ha realizado una revision de los costos que corresponderian a una empresa eficiente. Estos costos han sido determinados para el conjunto de sus instalaciones, ya que no es posible determinar los costos de operacion y gestion por cada instalacion en forma independiente. Por este motivo se ha asignado el COyM como una proporcion del VNR total de las instalaciones de la empresa. El porcentaje asi determinado ha sido asignado tanto a las instalaciones del sistema principal como a las correspondientes al sistema secundario. De esta manera, el costo de operacion y mantenimiento perteneciente al Sistema Principal de Transmision de Aguaytia Energy, para la presente regulacion, ha sido estimado en 740 MORDAZA de US$. 3.1.2.3 TransMantaro y Redesur El costo de operacion y mantenimiento de estas empresas fue determinado en el MORDAZA semestre del ano 2000, poco MORDAZA de la entrada en operacion comercial de las respectivas instalaciones. Dichos costos fueron determinados como un costo eficiente esperado de mediano plazo y que incluye actividades de mantenimiento que son realizadas con periodicidad de varios

anos. Por este motivo una revision de estos valores con base sobre costos realmente incurridos por las empresas no se podra hacer sino despues de unos tres o cuatro anos de operacion cuando se tenga informacion de la experiencia que permita establecer de manera confiable que los resultadas no son consecuencia de situaciones coyunturales. Para entonces se podra proceder a revisar los gastos efectuados y de encontrarse suficiente justificacion se procedera a modificar los valores aprobados. Por este motivo se mantienen los valores del costo de operacion y mantenimiento de estas dos empresas segun lo aprobado por la CTE (hoy OSINERG) para el inicio de la operacion comercial. Los montos estimados para el COyM de TransMantaro y Redesur, correspondientes al SPT, ascienden a 5 425 MORDAZA de US$ y 2 138 MORDAZA de US$ respectivamente. 3.1.2.4 Electroperu y Egemsa Debido a que no se dispone de informacion suficiente y confiable del Costo de Operacion y Mantenimiento de Electroperu y Egemsa, se han tenido que asumir dichos costos en funcion de los correspondientes a las empresas de transmision de los sistemas Centro Norte y Sur. En el caso de Electroperu se ha asumido que el porcentaje del Costo de Operacion y Mantenimiento de sus instalaciones que forman parte del SPT con respecto de su VNR es del mismo orden del porcentaje de COyM de Etecen. En el caso Egemsa se ha asumido que el porcentaje del COyM es del mismo orden del porcentaje del COyM de Etesur. En el Cuadro Nº 3.3 se resumen los costos de operacion y mantenimiento de las empresas de transmision. Cuadro Nº 3.3

COSTO DE OPERACION Y MANTENIMIENTO DEL SPT
EMPRESA DE TRANSMISION Electroperu Transmision (1) Etecen (1) Etesur Egemsa Transmision Aguaytia Transmision Redesur Transmantaro
(1)

COSTO DE OyM (Miles US$/Ano) 358 2 555 552 54 740 2 138 5 425

Incluye el costo de OyM del Centro de Control

3.1.3 Factores de Perdidas Los factores de perdidas utilizados para expandir los precios de potencia y energia a partir de las barras de referencia se han calculado considerando el despacho economico del sistema. En este sentido, se ha tomado en cuenta una ponderacion apropiada de los factores de perdidas determinados para las diferentes situaciones hidrologicas, para los diferentes meses y para los diferentes niveles de carga en el sistema. Para tal fin se han utilizado los resultados del modelo MORDAZA, el cual es capaz de determinar los factores de perdidas para todas las situaciones de despacho en el sistema, todos los meses, todos los niveles de carga, asi como para todas las hidrologias disponibles. Para el caso de los factores de perdidas de potencia se ha empleado el despacho en la hora de MORDAZA demanda del sistema utilizando un flujo de carga AC, para este caso el despacho de las unidades toma en cuenta la seguridad del sistema en el sentido de permitir un abastecimiento de la potencia mediante una configuracion de despacho que reconozca la posibilidad de MORDAZA de las unidades y sus consecuencias sobre la perdida de carga. Los factores de perdidas se presentan en el Cuadro Nº 3.4.