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Pág. 206419 NORMAS LEGALES Lima, lunes 9 de julio de 2001 ría de instalaciones que antes pertenecían al SPT. De otro lado existen otras instalaciones que requieren un tratamiento ad hoc por no ser líneas de uso exclusivo de generadores o de consumidores. La líneas que se muestran en el Cuadro Nº 3.9 han dejado de pertenecer al SPT y pasan a formar parte del SST a partir del mes de mayo 2001, de acuerdo con lo dispuesto por la Resolución Ministerial Nº 168-2001- EM/VME. Cuadro Nº 3.9 INSTALACIONES DEL SPT QUE PASAN A FORMAR PARTE DEL SST CÓDIGO DE A TENSIÓN # DE INSTALACIÓN SUBESTACIÓN SUBESTACIÓN (kV.) TERNAS L-238 Chiclayo Oeste Piura Oeste 220 1 Etecen L-232 Chimbote Trujillo 220 1 Etecen L-242 Zapallal Ventanilla 220 1 Etecen L-244 L-245 L-246 Ventanilla Chavarría 220 3 Etecen L-2010 L-2011 Santa Rosa San Juan 220 2 Etecen L-1008 Tintaya Santuario 138 1 Etesur L-1011 L-1012 Santuario Socabaya 138 2 Etesur L-1015 Montalvo Toquepala 138 1 Etesur L-1013 Socabaya Cerro Verde 138 1 EtesurTITULAR 3.2.1.2 Otras Instalaciones del SST Además de las instalaciones señaladas en el Cua- dro Nº 3.9 existen las instalaciones que se muestran en el Cuadro Nº 3.10 a las cuales se le ha otorgado un tratamiento similar. Algunas de estas líneas no han sido consideradas anteriormente en la determinación de las tarifas de transmisión. Cuadro Nº 3.10 OTRAS INSTALACIONES EN EL SST CÓDIGO DE A TENSIÓN # DE INSTALACIÓN SUBESTACIÓN SUBESTACIÓN (kV.) TERNAS L-233 Chimbote Trujillo 220 1 Etecen L-243 Zapallal Ventanilla 220 1 Etecen L-224 Pachachaca Oroya Nueva 220 1 Etecen L-120 Paragsha II Huánuco 138 1 Etecen L-209 (1)Independencia Ica 220 1 Etecen L-211 Ica Marcona 220 1 Etecen SE Oroya Nueva Transformación en SE Oroya Nueva 220/50/13,8 Electroandes SE Puno Transformación en SE Puno 220/138/10 Redesur SE Tacna Transformación en SE Tacna 220/66/10 Redesur (1) Incluye la parte que le corresponde de la compensación reactiva instalada en la subestación IndependenciaTITULAR 3.2.2 Costo Medio Eficiente de las Instalacio- nes Secundarias A fin de determinar el peaje secundario que co- rresponde asignar por el uso de las diferentes insta- laciones secundarias se debe determinar el costo medio eficiente de las instalaciones involucradas. Dicho costo medio ha sido determinado empleando módulos eficientes elaborados por la CTE (hoy OSI- NERG) para fines de valorización de los costos de inversión así como los costos de operación y mante- nimiento estándares para las empresas concesiona- rias de transmisión. El Cuadro Nº 3.11 muestra el Costo Medio determi- nado para cada una de las instalaciones secundarias comprendidas dentro de la presente discusión. Cuadro Nº 3.11 VALORIZACION DEL SISTEMA SECUNDARIO DE TRANSMISIÓN DEL SINAC CÓDIGO DE A CMCE INSTALACIÓN SUBESTACIÓN SUBESTACIÓN (Miles US$) L-238 Chiclayo Oeste Piura Oeste Etecen 16 291 L-232 Chimbote Trujillo Etecen 12 041 L-242 L-243 Zapallal Ventanilla Etecen 7 476TITULAR * Incluye la parte que le corresponde por la compensación reactiva en la Subestación Independencia3.2.3 Peajes y Compensaciones para Sistemas Secundarios de Generación / Demanda 3.2.3.1 Instalaciones Secundarias de Genera- ción/Demanda Las siguientes instalaciones del sistema secunda- rio corresponden a instalaciones que no sirven de forma exclusiva a los generadores o a los consumido- res, sino que están destinadas a permitir la transferen- cia de electricidad hacia los consumidores desde una Barra del Sistema Principal y, al mismo tiempo, a permitir la entrega de electricidad de centrales de generación hasta una Barra del Sistema Principal de Transmisión: Cuadro Nº 3.12 INSTALACIONES DE GENERACIÓN/DEMANDA CÓDIGO DE A TENSIÓN # DE INSTALACIÓN SUBESTACIÓN SUBESTACIÓN (kV.) TERNAS L-238 Chiclayo Piura 220 1 Etecen L-232 L-233 Chimbote Trujillo 220 2 Etecen L-242 L-243 Zapallal Ventanilla 220 2 Etecen L-244 L-245 L-246 Ventanilla Chavarría 220 3 Etecen L-2010 L-2011 Santa Rosa San Juan 220 2 Etecen L-1008 Tintaya Santuario 138 1 Etesur L-1011 L-1012 Santuario Socabaya 138 2 Etesur L-1015 Montalvo Toquepala 138 1 Etesur L-1013 Socabaya Cerro Verde 138 1 EtesurTITULAR A fin de efectuar una separación entre la responsabi- lidad de generadores y consumidores para el pago de las redes en estos casos, se ha efectuado una determinación de los beneficiarios de cada una de las instalaciones de acuerdo a lo dispuesto por el penúltimo párrafo del Artículo 139º del Reglamento. Para tal fin se ha simulado las variaciones en los precios (costos marginales de corto plazo) que ocurrirían cuando la instalación pertinente no se encuentra presente y sobre la base de estas variaciones y de la cantidad de energía suministrada o adquirida se ha calculado las variaciones netas en los ingresos de los generadores y en los egresos de los consumidores (vía compra de los distribuidores). Los mayores ingresos de los generadores o los menores egresos de los consumido- res se consideran como beneficios. En caso de los generadores, los beneficios se calcu- lan como la diferencia entre los márgenes de ingresos netos 5 en dos situaciones que difieren entre sí por la existencia o no de una determinada línea.CÓDIGO DE A CMCE INSTALACIÓN SUBESTACIÓN SUBESTACIÓN (Miles US$)TITULAR L-244 L-245 L-246 Ventanilla Chavarría Etecen 9 333 L-2010 L-2011 Santa Rosa San Juan Etecen 8 479 L-233 Chimbote Trujillo Etecen 11 959 L-224 Pachachaca Oroya Nueva Etecen 3 675 L-120 Paragsha II Huánuco Etecen 5 519 L-209 Independencia Ica Etecen 4 733 L-211 Ica Marcona Etecen 9 231 CCN Centro de Control Nacional Etecen 741 SE Oroya Nueva Transformador 220/50/13,8kV; 100MVA Electroandes 1 311 L-1008 Tintaya Santuario Etesur 12 965 L-1011 L-1012 Santuario Socabaya Etesur 5 211 L-1015 Montalvo Toquepala Etesur 3 078 L-1013 Socabaya Cerro Verde Etesur 1 986 CCR Centro de Control Regional Etecen 647 SE Puno Autotransformador 220/138/10kV; 120MVA 220/138/10 2 707 SE Tacna Transformador 220/60/10kV; 50MVA 220/66/10 2 032 Total Etecen 89 478 Total Etesur 23 887 Total Electroandes 1 311 Total Redesur 4 739 Total SST del SINAC 119 415 5Los ingresos netos se obtienen como la diferencia entre la venta de energía al costo marginal en la barra de generación menos los costos de producción.