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Pág. 203544 NORMAS LEGALES Lima, miércoles 30 de mayo de 2001 COES-SINAC, la demanda de energía empleada en el cálculo del peaje secundario equivalente en energía, con- sidera para los sistemas eléctricos Pasco y Tarma - Chanchamayo en el año 2001 un valor de 1541 GWh, el cual supera en 38,6% a la demanda considerada por la CTE en el modelo Perseo para el cálculo de las tarifas en barra correspondiente a la Resolución Nº 006-2001 P/ CTE”. Así mismo, ELECTROANDES agrega que “... la demanda de energía de los sistemas eléctricos de Pasco y Tarma - Chanchamayo registrados en los límites de propiedad de ELECTROANDES para el año 1999 fue de 1261 GWh y en el año 2000 de 1355 GWh ...”. ELECTROANDES adjunta como prueba instrumen- tal en los Anexos Nºs. 3 y 4 del Recurso de Reconsidera- ción los valores de demanda empleados por la CTE en la fijación de tarifas en barra. A.2.- Instalaciones de ELECTROANDES no Consi- deradas en el Peaje Secundario ELECTROANDES menciona que su sistema secun- dario de transmisión cuenta con instalaciones destina- das a elevar la confiabilidad y seguridad del suministro de energía de los usuarios de los sistemas eléctricos Pasco y Tarma - Chanchamayo, permitiendo la opera- ción autónoma del sistema cuando se aísla del Sistema Interconectado Nacional. Asimismo señala que “Luego del cierre del anillo a través de la subestación Tingo María, todas las instalacio- nes de transporte y transformación de ELECTROANDES comprendidas entre las barras de Paragsha II 138 kV y Oroya Nueva 220 kV pasaron a formar parte de un enlace secundario entre dos barras del Sistema Principal de Trans- misión (SPT). Esta nueva configuración permite, entre otros, a la Empresa Aguaytía Energy S.A. poder evacuar toda su generación, la cual hasta entonces se veía limitad a por sobrecargas en algunas líneas costeras. Bajo este esque- ma, también se logró que todas las cargas que se encuentran en los sistemas eléctricos Pasco y Tarma - Chanchamayo tengan la posibilidad de recibir energía tanto de la barra de Pachachaca 220 kV como de Paragsha II 138 kV, es decir, estas cargas son favorecidas por la presencia de las líneas L- 702 en 138 kV Carhuamayo-Oroya Nueva, L-703 en 138 kV Carhuamayo-Paragsha II y la transformación de la S.E. Oroya Nueva 138/50 kV - 60 MVA.” ELECTROANDES plantea que: “... la CTE no puede obviar las instalaciones comprendidas entre las barras de Paragsha II 138 kV y Oroya Nueva 50 kV así como el centro de control y los sistemas de telecomunicaciones empleados para el control de las operaciones ya que la nueva configu- ración adoptada por el cierre del anillo así lo exige.” Con esta argumentación ELECTROANDES solicita que se asigne un peaje secundario regional equivalente en energía a las siguientes instalaciones, cuya valorización se detalla en el Anexo Nº 5 del Recurso de Reconsideración: - L. T. 138kV Carhuamayo - Oroya Nueva (L-702). - L. T. 138kV Carhuamayo - Paragsha II (L-703). - Sistema de Transformación de la S.E. Oroya Nueva 138/50kV. - Centro de Control Regional. - Sistema de Telecomunicaciones. A.3.- Recaudación de Ingreso Tarifario de Sis- temas Secundarios En este extremo de su recurso, ELECTROANDES señala que en el informe SEG/CTE Nº 019-2001 se indica que las instalaciones secundarias tendrán un determi- nado Ingreso Tarifario, pero no se menciona el mecanis- mo por el cual los propietarios de estas instalaciones recaudarán el Ingreso Tarifario correspondiente. Asimismo, ELECTROANDES expresa textualmente que: “Debido a que la recaudación de este concepto no se encuentra estipulado en la Ley de Concesiones Eléctricas ni en su reglamento, solicitamos que la CTE establezca el procedimiento por el cual los propietarios de sistemas secundarios de transmisión recaudarán el Ingreso Tari- fario calculado por la CTE, garantizándoles el recupero del costo medio total de sus instalaciones.” A.4.- Metodología de Pago de Compensaciones de los Sistemas Secundarios de Generación/De- manda ELECTROANDES solicita que las compensaciones a los sistemas secundarios de Generación/Demanda a car-go de los generadores sean distribuidas en función del uso físico de las mismas, debido a que este criterio es más cercano a la realidad, a diferencia de la distribución adoptada por la CTE cuyo único sustento es que la distribución sea de la misma forma que se hace con los consumidores finales, tal como se expresa en el Informe SEG/CTE Nº 019-2001. ELECTROANDES también argumenta que en el Artículo Décimo Sétimo de la Resolución objeto de recon- sideración, se establecen compensaciones a los sistemas secundarios de Generación /Demanda que estarán a cargo de los generadores, cuya distribución será en función de la energía producida por los generadores. En ese sentido ELECTROANDES considera que: “... la CTE no emplea criterios uniformes para la distribu- ción de las compensaciones por sistemas secundarios. Al respecto cabe mencionar que en la Resolución Nº 004- 2001 P/CTE Fijación de la Compensación Mensual por uso de las instalaciones del Sistema Mantaro - Lima, se establece que las compensaciones serán pagadas por los generadores en función del uso físico de las instalaciones, empleando para tal fin el método del rastreo que se describe en el documento de Janusz Bialek.” Por otro lado, ELECTROANDES solicita que la CTE explique: “...cómo el generador va a recuperar los egresos por este concepto. Si se considera que debe ser adicionado como un nuevo costo variable, entonces este valor deberá ser considerado en el modelo Perseo y procederse a modi- ficar la Resolución Nº 006-2001 P/CTE.” B.- ANALISIS DE LAS CUESTIONES EN DIS- CUSION B.1 Peaje Secundario Equivalente en Energía del Transformador de la S.E. Oroya Nueva B.1.1 Costo Medio de las Instalaciones ELECTROANDES, ha señalado que el Costo Medio en Condiciones de Eficiencia (CMCE) del Transforma- dor 220/50/13,8kV - 100MVA determinado por la CTE (hoy OSINERG), “... es un valor muy por debajo de los actuales precios de mercado o que no estaría reflejando la valorización del total del equipamiento involucrado.” Ello no es correcto, ya que dicho Costo Medio fue calcu- lado considerando los costos totales correspondientes a la inversión, operación y mantenimiento de las instala- ciones en condiciones de eficiencia. La valorización efectuada por la CTE (hoy OSINERG) ha sido realizada sobre la base de módulos estándares, diseñados en función de los parámetros técnicos, la ubicación geográfica, los tipos de terreno, y el equipa- miento complementario para un horizonte de proyección de largo plazo. En todos los casos los diseños han sido optimizados y los costos unitarios de los componentes han sido obtenidos sobre la base del promedio de los costos disponibles en el mercado. En el equipamiento involucrado se ha considerado un módulo de transformador, una celda de transformación de 50kV, así como la parte correspondiente de los costos comunes de la subestación en anillo, la misma que se obtiene en proporción a los costos directos de la mencio- nada celda. De acuerdo con el análisis efectuado por la CTE (hoy OSINERG) la diferencia con la valorización con ELEC- TROANDES radica principalmente en la asignación de los costos comunes. Estos costos comunes, de acuerdo con el procedimiento utilizado por el regulador, son prorrateados en función de los costos directos de las celdas de líneas y transformadores instaladas en la subestación. En el caso de ELECTROANDES, los costos comunes han sido prorra- teados no solamente entre los costos directos de las celdas sino también entre los costos directos de los transformado- res. De este modo, de emplearse la valorización efectuada por el recurrente, se estaría sobrestimando la asignación en los transformadores en perjuicio de las líneas de trans- misión que llegan y salen de la subestación, lo cual estaría contraviniendo el criterio general de asignación de los costos comunes utilizado por la CTE (hoy OSINERG) El procedimiento utilizado por la CTE (hoy OSI- NERG) el cual goza de amplia aceptación por las empre- sas de transmisión, viene siendo aplicado desde las regulaciones del año 1996. La comparación que efectúa ELECTROANDES en- tre el CMCE del transformador instalado en la subesta-