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Pág. 206416 NORMAS LEGALES Lima, lunes 9 de julio de 2001 3.1.2 Costo de Operación y Mantenimiento del Sistema Principal de Transmisión (COyM) Se ha revisado la información suministrada por el COES sobre el Costo de Operación y Manteni- miento del Sistema Principal de Transmisión y se ha corregido en lo pertinente, sin variar la esencia de la operación y mantenimiento, ni poner en riesgo los equipos. Es importante destacar que el COyM no se determi- na para una instalación en particular sino para toda la empresa ya que existen procesos y/o actividades de operación y gestión que están asociadas a todo el conjunto de instalaciones de la empresa. 3.1.2.1 Etecen y Etesur Se ha mantenido el costo de operación y manteni- miento de Etecen correspondiente a la regulación de mayo del año 2000, que ha sido determinado como un costo eficiente esperado de mediano plazo y que inclu- ye actividades de mantenimiento que son realizadas con periodicidad de varios años. El COyM que corres- ponde al centro de control fue actualizado y el detalle se presenta más adelante. Es preciso señalar que, para la revisión del COyM de una instalación determinada, se requiere contar con información histórica detallada de los costos de operación y mantenimiento de por lo menos 5 años, que permita a la CTE (hoy OSINERG) estandarizar los costos en forma eficiente. En el caso de Etesur, en la Fijación Tarifaria Mayo 2000, se llegó a la conclusión que la información pre- sentada por dicha empresa era incompleta ya que se habían omitido actividades que se consideran necesa- rias para mantener la operación eficiente del sistema. Por este motivo, en aquella regulación se determinó el COyM de Etesur como un porcentaje del COyM de Etecen. Posteriormente a la regulación de mayo del año 2000, Etesur presentó la información correspondiente al costo de operación y mantenimiento. La CTE (hoy OSINERG) ha analizado, revisado y contrastado di- cha información con la correspondiente a Etecen, y se han estandarizado las principales actividades, procesos y tareas del mantenimiento, operación y gestión. En consecuencia, los COyM para el SPT de Etecen y Etesur ascienden a las cantidades de 2 555 miles de US$ y 552 miles de US$ respectivamente. En ambos casos, se incluyen los centros de control asociados a sus instalaciones de transmisión. 3.1.2.2 Aguaytía Energy A la información suministrada por Aguaytía Ener- gy se le ha efectuado los ajustes correspondientes de tal modo que el costo de operación y mantenimiento sea compatible con los estándares de la industria. Para la determinación del costo de operación y mantenimiento se ha realizado una revisión de los costos que corresponderían a una empresa eficiente. Estos costos han sido determinados para el conjunto de sus instalaciones, ya que no es posible determinar los costos de operación y gestión por cada instalación en forma independiente. Por este motivo se ha asignado el COyM como una proporción del VNR total de las insta- laciones de la empresa. El porcentaje así determinado ha sido asignado tanto a las instalaciones del sistema principal como a las correspondientes al sistema secundario. De esta manera, el costo de operación y mantenimiento perte- neciente al Sistema Principal de Transmisión de Agua- ytía Energy, para la presente regulación, ha sido esti- mado en 740 miles de US$. 3.1.2.3 TransMantaro y Redesur El costo de operación y mantenimiento de estas empresas fue determinado en el segundo semestre del año 2000, poco antes de la entrada en operación comer- cial de las respectivas instalaciones. Dichos costos fueron determinados como un costo eficiente esperado de mediano plazo y que incluye actividades de mante- nimiento que son realizad as con periodicidad de variosaños. Por este motivo una revisión de estos valores con base sobre costos realmente incurridos por las empre- sas no se podrá hacer sino después de unos tres o cuatro años de operación cuando se tenga información de la experiencia que permita establecer de manera confia- ble que los resultadas no son consecuencia de situacio- nes coyunturales. Para entonces se podrá proceder a revisar los gastos efectuados y de encontrarse suficien- te justificación se procederá a modificar los valores aprobados. Por este motivo se mantienen los valores del costo de operación y mantenimiento de estas dos empresas según lo aprobado por la CTE (hoy OSINERG) para el inicio de la operación comercial. Los montos estimados para el COyM de TransMantaro y Redesur, correspon- dientes al SPT, ascienden a 5 425 miles de US$ y 2 138 miles de US$ respectivamente. 3.1.2.4 Electroperú y Egemsa Debido a que no se dispone de información suficien- te y confiable del Costo de Operación y Mantenimiento de Electroperú y Egemsa, se han tenido que asumir dichos costos en función de los correspondientes a las empresas de transmisión de los sistemas Centro Norte y Sur. En el caso de Electroperú se ha asumido que el porcentaje del Costo de Operación y Mantenimiento de sus instalaciones que forman parte del SPT con respec- to 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 porcen- taje del COyM de Etesur. En el Cuadro Nº 3.3 se resumen los costos de operación y mantenimiento de las empresas de trans- misión. Cuadro Nº 3.3 COSTO DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO DEL SPT EMPRESA DE COSTO DE TRANSMISIÓN OyM (Miles US$/Año) Electroperú Transmisión 358 Etecen (1) 2 555 Etesur (1) 552 Egemsa Transmisión 54 Aguaytía Transmisión 740 Redesur 2 138 Transmantaro 5 425 (1) Incluye el costo de OyM del Centro de Control 3.1.3 Factores de Pérdidas Los factores de pérdidas utilizados para expandir los precios de potencia y energía a partir de las barras de referencia se han calculado considerando el despacho económico del sistema. En este sentido, se ha tomado en cuenta una ponderación apropiada de los factores de pérdidas determinados para las diferentes situaciones hidrológicas, para los dife- rentes meses y para los diferentes niveles de carga en el sistema. Para tal fin se han utilizado los resultados del modelo Perseo, el cual es capaz de determinar los factores de pérdidas para todas las situaciones de despacho en el sistema, todos los meses, todos los niveles de carga, así como para todas las hidrologías disponibles. Para el caso de los factores de pérdidas de potencia se ha empleado el despacho en la hora de máxima 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 permi- tir un abastecimiento de la potencia mediante una configuración de despacho que reconozca la posibili- dad de falla de las unidades y sus consecuencias sobre la pérdida de carga. Los factores de pérdidas se presen- tan en el Cuadro Nº 3.4.