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Pág. 206423 NORMAS LEGALES Lima, lunes 9 de julio de 2001 Factor de Ajuste PPM PCSPT PPB CPSEE PEMP PEMF 1,0000 S/./kW-mes S/./kW-mes S/./kW-mes ctm.S/./kWh ctm.S/./kWh ctm.S/./kWh Montalvo 220 16,66 6,48 23,15 0,10 12,92 8,80 Montalvo 138 16,76 6,48 23,25 0,10 13,08 8,91 Toquepala 16,93 6,48 23,41 0,10 13,02 8,88 Aricota 138 16,73 6,48 23,22 0,10 12,99 8,87 Aricota 66 16,75 6,48 23,24 0,10 12,98 8,87 Tacna 220 16,75 6,48 23,23 0,10 12,88 8,77 Tacna 66 16,81 6,48 23,29 0,73 12,83 8,75 Tipo de Cambio 3,525 S/./US$ F.C. 74,5% %EHP 20,3% Notas : PPMPrecio de la Potencia de Punta a nivel generación PCSPTCargo de Peaje de Unitario por Conexión al Sistema Principal de Transmisión PPBPrecio en Barra de la Potencia de Punta CPSEECargo de Peaje Secundario por Transmisión Equivalente en Energía PEMPPrecio de la Energía a Nivel Generación en Horas de Punta PEMFPrecio de la Energía a Nivel Generación en Horas Fuera de Punta F.C.Factor de Carga Anual del Sistema. %EHPPorcentaje de la Energía Total consumida en el Bloque de Punta para los proximos 4 años. Promedio Costo medio de la Electricidad a Nivel Generación, para el F.C. y el %EHP del sistema. Promedio = PPB / (7,2*F.C.) + PEMP*%EHP + PEMFP*(1-%EHP) + CPSEE 5. Centro de Control del Sistema Principal de Transmisión Una parte de los costos del sistema de transmisión corresponde al costo del Centro de Control requeridopara la supervisión en tiempo real de la operación delsistema. En la presente discusión el término Centro deControl se refiere tanto a la Estación Maestra de Con- trol (EMC), a las Unidades Terminales Remotas (UTR) ubicadas en cada una de las subestaciones controladas,así como al sistema de telecomunicaciones (STEL) nece-sario para interconectar la EMC con las UTR. El Centro de Control presta servicios tanto al Siste- ma Principal como al Sistema Secundario de Transmi- sión; además, debe desempeñar la función de Coordina- dor de la Operación en tiempo real 7, de acuerdo a lo dispuesto por el Artículo 92º del Reglamento. El Artícu-lo 92º establece, entre otras cosas, que la CTE (hoyOSINERG) debe determinar "… el costo eficiente a reco- nocer por la coordinación de la operación a cargo del representante de los titulares del sistema principal de transmisión; teniendo en cuenta las necesidades tecnoló-gicas del sistema de control y comunicaciones para laoptimización de la operación del sistema" Para fines de la regulación de tarifas se considera que el Centro de Control tiene las siguientes funciones: 1. Supervisión y Control del Sistema Principal de Transmisión (SCSPT); 2. Supervisión y Control del Sistema Secundario de Transmisión (SCSST); y, 3. Coordinación de la Operación en Tiempo Real del Sistema de Generación-Transporte (CCOS). Para dar cumplimiento a lo dispuesto por el Artículo 92º del Reglamento la CTE (hoy OSINERG) solicitó, a las empresas de transmisión a cargo del Sistema Prin- cipal de Transmisión de cada sistema interconectado, lainformación correspondiente en formularios prepara-dos especialmente para este fin. Esta información fueremitida a la CTE (hoy OSINERG) directamente porEtecen (Sistema Centro Norte) y Etesur (Sistema Sur) antes del inicio de la presente regulación tarifaria. En los estudios remitidos por el COES para la fijación de precios en barra de mayo 2001, se incluye lapropuesta para incluir la parte correspondiente alCentro de Control tanto de Etecen como de Etesurdentro del costo del Sistema Principal de Transmisión para fines de determinar el Peaje por Conexión. Se ha considerado un sistema de control jerarquiza- do con un Centro de Control Nacional, CCN (Etecen) yun Centro de Control Regional, CCR (Etesur). Como resultado de la revisión de la información suministrada por las empresas sobre los Centros de Control Nacional y Regional, se han establecido los valores definitivos para la realización de las tresfunciones señaladas más arriba. Los valores que sehan podido establecer y que se han utilizado para elcosto de las instalaciones del Centro de Controlasignable a la función de supervisión y control del Sistema Principal de Transmisión se muestran en el Cuadro Nº 5.1.Cuadro Nº 5.1 COSTO DE LAS INSTALACIONES DEL CENTRO DE CONTROL DEL SPT CCN CCR (US$) (US$) Supervisión y Control del Sistema Principal 2 118 153 590 270 de Transmisión (SCSPT)Función Las cantidades indicadas corresponden a una asig- nación efectuada en función de los siguientes criterios: 1. El costo de la Estación Maestra de Control se ha distribuido entre las tres funciones señaladas líneasarriba en proporción al número de puntos de medición,alarma, control y estado supervisados por la estación maestra. Las dos primeras funciones (SCSPT y SCS- ST) corresponden a la red del titular del sistema prin-cipal de transmisión. La última función (CCOS) co-rresponde a la supervisión y control de puntos pertene-cientes a: (i) Generadores integrantes del COES, (ii)Generadores no integrantes del COES, (iii) Transmi- sores, y iv) Clientes Libres y Distribuidores. 2. El costo de las Estaciones Terminales Remotas y el sistema de telecomunicaciones asociado se ha repartidoíntegramente entre las funciones SCSPT y SCSST en pro-porción al número de puntos de medición, alarma, control yestado de las instalaciones del Sistema Principal y del Sistema Secundario existente en cada subestación. Asimismo, se ha efectuado la asignación de los costos de operación y mantenimiento del centro de control, que corresponde a la función de supervisión y control delSistema Principal de Transmisión, de manera similar quepara el costo de las instalaciones de la EMC. En el caso dela asignación de los costos de operación y mantenimiento delas UTR y del STEL se han aplicado para el CCN y el CCR los porcentajes respectivos que resultan del análisis de los costos de inversión y de los costos de operación y manteni-miento de la EMC. El Cuadro Nº 5.2 presenta los costos deoperación y mantenimiento utilizados. Cuadro Nº 5.2 COSTO DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO DEL CENTRO DE CONTROL DEL SPT CCN CCR (US$) (US$) Supervisión y Control del Sistema Principal 255 347 57 252 de Transmisión (SCSPT)Función 7Artículo 92º. La operación en tiempo real de las unidades generadoras y sistemas de transmisión de un sistema interconectado será efectuada directamente por sus titulares, bajo sus propias responsabilidades. En los sistemas interconectados donde exista un COES, dicha operación se hará ciñéndose a los programas establecidos por la Dirección de Operaciones, que son de cumplimiento obligatoriopor todas las entidades. Dentro de cada COES, la coordinación de la operación en tiempo real del sistema será efectuada por el representante de los titulares del Sistema Principal deTransmisión en calidad de "Coordinador de la Operación del Sistema". El Coordi- nador de la Operación del Sistema, en resguardo de la calidad y seguridad del sistema eléctrico, supervisará y controlará el suministro de electricidad a lasempresas distribuidoras y a los clientes libres. Las referidas entidades sólo podrán apartarse de la programación a que se refiere el Artículo 93º del presente reglamento, por salidas intempestivas de serviciodebidas a fuerza mayor o caso fortuito, o variaciones significativas de la oferta y/ o demanda respecto a la programación diaria. En este caso, la operación del sistema también será coordinada por el Coordinador de la Operación del Sistemade acuerdo a lo que señale el Estatuto del COES, así como las normas que la Dirección establezca para la coordinación de la operación en tiempo real. Para el cumplimiento de estas funciones las entidades conectadas al sistemadeberán proporcionar al Coordinador de la Operación del Sistema la información en tiempo real requerida por éste. La Comisión determinará el costo eficiente a reconocer por la coordinación de laoperación a cargo del representante de los titulares del sistema principal de transmisión; teniendo en cuenta las necesidades tecnológicas del sistema de control y comunicaciones para la optimización de la operación del sistema. 26797