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Pág. 203545 NORMAS LEGALES Lima, miércoles 30 de mayo de 2001 ción Oroya Nueva y el transformador instalado en la subestación Tacna, de propiedad de REDESUR S.A., no es correcta, entre otras, por las siguientes razones: § El valor aprobado en el transformador de Tacna ha resultado de un proceso de concesión bajo la modalidad de contratos BOOT. Es decir, que corresponde directa- mente al monto de inversión ofertado por la empresa que se adjudica la buena pro del proceso de licitación. § El monto ofertado por el inversionista no solamente incluye el valor de los equipamientos, sino también la propia expectativa del inversionista para recuperar sus costos, por ejemplo, a una tasa de descuento diferente al 12% anual. § El monto de la oferta ganadora corresponde a la expectativa de inversionista por todos los activos que se entregaron en concesión, y que no solamente correspon- dían al Sistema Secundario de Transmisión (SST) sino también al Sistema Principal. Por lo tanto, podría existir un esquema de subsidio cruzado entre los mismos. § Los activos que se encuentran bajo la modalidad de los contratos BOOT luego del período de concesión son trans- feridos al Estado, lo cual no sucede con el transformador de la subestación Oroya Nueva de ELECTROANDES. § Además, en el caso del transformador de Tacna, la valorización incluye la celda de transformación en 220kV. En el caso del transformador de Oroya Nueva, no existe tal celda, sino más bien aquella que forma parte de la línea 220kV Pachachaca - Oroya y que como tal ha sido incluida en la valorización de la mencionada línea. § Las diferencias entre el régimen para establecer el VNR de las instalaciones construidas bajo los contratos BOOT con el régimen para establecer el VNR de las instalaciones de AGUAYTÍA, no es responsabilidad del OSINERG, por cuanto el mismo solamente se limita a cumplir con lo establecido en el marco legal vigente para los organismos reguladores. § Los Costos de Operación y Mantenimiento anual de las instalaciones de transmisión ELECTROANDES (COyM), si bien no se menciona en el Informe SEG/CTE Nº 019-2001, que sustenta la Resolución Nº 006-2001 P/ CTE, sí se tomaron en cuenta en la determinación del Peaje Secundario fijado en la transformación de Oroya Nueva. Dicho COyM fue calculado como un porcentaje similar al que posee la empresa de transmisión del Centro Norte ETECEN S.A.. El valor aprobado para el COyM de dicho transformador ha sido de US$ 39 752. B.1.2 Potencia Adaptada de las Instalaciones El procedimiento utilizado por la CTE (hoy OSINERG) para la determinación de los Peajes Secundarios para instalaciones que sirven exclusivamente a la demanda, está establecido de forma explícita en el literal a) del Artículo 139º del Reglamento1 de la Ley de Concesiones Eléctricas. De acuerdo con este artículo, el Peaje Unitario se calcula como el cociente del Peaje Secundario Actualiza- do, entre la energía y/o potencia transportada actualizada, según corresponda, para un horizonte de largo plazo. En el cálculo del Peaje Secundario del transformador de Oroya Nueva, de la L.T. Pachachaca - Oroya Nueva y de la L.T. Paragsha II - Huánuco, las mismas que sirven exclusivamente a las demandas de los Sistemas Eléctri- cos de Pasco y Tarma - Chanchamayo; se ha utilizado la actualización del consumo proyectado de energía de dichos sistemas eléctricos. B.1.3 Energía Empleada en el Cálculo del Peaje Secundario Equivalente en Energía La información de la demanda de energía empleada en el cálculo del peaje secundario equivalente en energía considera, para los sistemas eléctricos Pasco y Tarma - Chanchamayo, la información de ventas del año 2000 proveniente de: § Formato D1 de Distribución : Venta Mensual de Energía Eléctrica a Clientes Regulados por Sistema Eléctrico (de acuerdo con lo dispuesto por la Resolución Directoral Nº 011-95-EM-DGE que aprobó los formatos para la elaboración y presentación de la información operativa del Subsector Eléctrico por las empresas con- cesionarias y/o autorizadas). § Formato CTE-L3 : Venta Mensual del Generador o Distribuidor al Cliente Libre (de acuerdo con lo dispues-to por la Resolución Nº 017-98 P/CTE que aprobó los formularios, plazos y medios para el suministro de la información sobre clientes libres requerida por la CTE, hoy OSINERG). A la información de ventas, señalada líneas arriba se le agregaron para la determinación de la demanda, las pérdidas correspondientes reportadas por las empresas concesionarias; asimismo, para las proyecciones del pe- ríodo 2001-2015, sobre la base de estudios a largo plazo, se ha considerado un crecimiento promedio de 4,5% de energía uniforme en todas las barras; en los casos de proyectos importantes considerados en el horizonte de estudio, las demandas comprometidas han sido adicio- nadas a las barras respectivas. La información de demanda de energía registrada en los límites de propiedad de ELECTROANDES para el año 2000 (1 355 GWh) no corresponde a la información oficial proporcionada a la CTE por las empresas de distribución (Electro Centro) y generación (Electroan- des, Edegel y Egenor) para los sistemas eléctricos de Pasco y Tarma - Chanchamayo. Asimismo, ELEC- TROANDES no presenta detalle de los registros de demanda a fin de comprobar si esta información corres- ponde sólo a información de demanda del generador o incluye la demanda regulada de la empresa concesiona- ria de distribución en la zona. Sobre la base de lo mencionado anteriormente, la demanda de energía empleada en el cálculo del peaje secundario equivalente en energía está basada en infor- mación oficial proporcionada por las empresas que abas- tecen dicha zona; por tanto, corresponde a información verificada y consolidada que es considerada válida para el cálculo del peaje. Debido a que no se dispone información, con el mismo nivel de detalle, para todas las barras del sistema nacio- nal, la demanda considerada en el modelo PERSEO ha sido elaborada sobre la base de factores de participación obtenidos a partir de los flujos de carga propuestos por el COES-SICN, entidad de la que forma parte ELEC- TROANDES. Por lo tanto, la CTE (hoy OSINERG) ha utilizado la mejor información disponible para cada caso. Es lógico que a futuro se necesitará efectuar una revisión de la información que maneja el COES-SICN y que poseen las 1Artículo 139º.- Las compensaciones a que se refiere el Artículo 62º de la Ley, así como las tarifas de transmisión y distribución a que se refiere el Artículo 44º de la Ley, serán establecidas por la Comisión. a)El procedimiento para la determinación de las compensaciones y tarifas para los sistemas secundarios de transmisión, será el siguiente: •El generador servido por instalaciones exclusivas del sistema secundario de transmisión, pagará una compensación equivalen- te al 100% del Costo Medio anual de la respectiva instalación. El pago de esta compensación se efectuará en doce (12) cuotas iguales; •La demanda servida exclusivamente por instalaciones del sistema secundario de transmisión, pagará una compensación equivalen- te al 100% del Costo Medio anual de las respectivas instalaciones. Esta compensación que representa el peaje secundario unitario que permite cubrir dicho Costo Medio anual, será agregada a los Precios en Barra de Potencia y/o de Energía, o al Precio de Generación pactado libremente, según corresponda. El peaje secundario unitario es igual al cociente del peaje secundario actualizado, entre la energía y/o potencia transportada actualiza- da, según corresponda, para un horizonte de largo plazo. b)Las compensaciones por el uso de las redes de distribución serán equivalentes al Valor Agregado de Distribución del nivel de tensión correspondiente, considerando los factores de simultaneidad y las respectivas pérdidas. El Valor Agregado de Distribución considera- rá la demanda total del sistema de distribución. Los casos excepcionales que no se ajusten a las reglas generales establecidas anteriormente, serán tratados de acuerdo con lo que determine la Comisión, sobre la base del uso y/o del beneficio económico que cada instalación proporcione a los generadores y/o usuarios. La Comisión podrá emitir disposiciones complementarias para la aplicación del presente artículo.