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Pág. 203657 NORMAS LEGALES Lima, jueves 31 de mayo de 2001 buirse en función del beneficio. Sin embargo, debe precisarse que para el cálculo de los mismos se han tomado los siguientes criterios: En el caso de los peajes unitarios por la transmi- sión secundaria que sirven exclusivamente a las de- mandas, el criterio es que dichos peajes unitarios se deben calcular como el cociente del peaje secundario actualizado, entre la energía y/o potencia transportada actualizada, según corresponda, para un horizonte de largo plazo. En el caso de las instalaciones secundarias exclu- sivas de generación el Costo Medio anual se recupera a través del pago de las compensaciones en doce (12) cuotas iguales. La CTE (hoy OSINERG) ha utilizado estos dos criterios para determinar los cargos de las instalacio- nes de generación/demanda (caso excepcional del Artículo 139º del Reglamento de la LCE). Para man- tener coherencia, el primer criterio ha sido utilizado para determinar las tarifas por la parte que le corres- ponde pagar a los consumidores y el segundo para las compensaciones por la parte que le corresponde pa- gar a los generadores. B.5.- Precio Básico de la Potencia. El Artículo 126º del Reglamento de la Ley de Conce- siones Eléctricas detalla el procedimiento que permite determinar el Precio Básico de la Potencia, procedi- miento que es aplicado por la Comisión (hoy OSINERG) al efectuar los análisis y estudios de detalle para deter- minar los diferentes parámetros que conforman este precio. Del mismo modo, los cálculos y procedimientos que efectúa la Comisión (hoy OSINERG) en cada regulación tarifaria son publicados regularmente, de acuerdo con el mandato del Artículo 81º de la Ley de Concesiones Eléctricas. Si bien EGENOR ha calificado los informes de deta- lle utilizados por la CTE (hoy OSINERG) para la deter- minación del Precio Básico de la Potencia como más generales que los presentados por el COES-SICN para la fijación tarifaria mayo 2001, dicha empresa no ha presentado en su recurso ampliatorio observaciones específicas referidas a los costos y/o metrados emplea- dos por la CTE (hoy OSINERG). Sin perjuicio de lo expuesto, respondiendo a los argumentos contenidos en el Informe Técnico acompa- ñado por EGENOR a este extremo de su recurso, debe señalarse lo siguiente: El COES-SICN para la presente regulación tarifa- ria, propuso la misma alternativa presentada para la fijación tarifaria de noviembre 2000 (unidad Alstom GT11N2 de 103,99 MW de potencia efectiva en Lima), pero con un ajuste de los costos de conexión con lo cual resulta un precio básico de 78,05 US$/kW-año. La CTE (hoy OSINERG) revisó las premisas, costos y cálculos empleados por el COES-SICN en el Estudio de “Revisión y Actualización de los costos de conexión de la planta de punta considerados en la determinación del precio básico de potencia de punta”, para la regulación de precios en barra del período mayo 2001 - abril 2005. Como resultado de dicha revisión (el costo del transformador de potencia, el costo de los principales equipos de alta, media y baja tensión, el costo de las obras electromecánicas y civiles, los gastos generales, las utilidades y los repuestos), la CTE (hoy OSINERG) ha concluido que no procede rectificación alguna de los valores empleados para la determinación del Precio Básico de Potencia debido a que se ha com- probado que muchos de los montos considerados por el COES-SICN en el conexionado de la red se deben a supuestos, sobrevaloraciones y costos no obtenidos en condiciones de competencia. B.6.- Utilización del modelo PERSEO. B.6.1.- Validez del Modelo PERSEO. El modelo PERSEO ha sido probado adecuadamen- te, como ya se indicó en el punto B.3 de la presenteresolución. Sin perjuicio de ello, resulta necesario pre- cisar lo siguiente: El modelo PERSEO ha sido probado por la CTE mediante comparaciones con el modelo JUNRED/JUN- TAR, habiéndose establecido que bajo las mismas pre- misas y datos de entrada en ambos modelos, los resul- tados son esencialmente los mismos. Sin embargo esta comparación pasa necesariamente por la necesidad de prefijar, en el modelo PERSEO, el despacho hidroeléc- trico de las centrales de generación y no considerar la red de transmisión. Esto es necesario porque en el modelo JUNRED/JUNTAR las centrales hidroeléctri- cas son predespachadas con métodos empíricos sin la debida relación con la operación económica integral del sistema; además, el modelo JUNRED/JUNTAR no tie- ne capacidad para representar el sistema de transmi- sión. Cabe precisar también que el programa fuente no es esencial para entender y/o verificar el funciona- miento correcto del modelo y poder formular obser- vaciones al funcionamiento del mismo. El modelo PERSEO es un producto versátil que permite simu- lar o representar sistemas o casos de configuración sencilla, a través de los cuales es posible poner a prueba la validez del mismo. Mediante casos de prueba en donde uno conozca la respuesta, o pueda efectuar una suposición razonable sobre lo que se espera del modelo, es posible poner a prueba y verificar los aspectos que se deseen. El archivo de salida del modelo PERSEO: “modelolp.xxx” presenta la formulación del problema en un formato estándar de programación lineal, por lo que con sistemas sencillos de prueba, dicha formulación puede ser fácilmente verificada revisando tanto la fun- ción objetivo como las restricciones que la conforman. En un sistema de prueba, la identificación de las varia- bles del problema de programación lineal resulta un problema trivial. B.6.2.- Absolución de las observaciones técni- cas planteadas por EGENOR. Con relación a las dos observaciones puntuales so- bre el modelo PERSEO que menciona EGENOR en el informe técnico adjunto a su recurso ampliatorio, co- rresponde señalar lo siguiente: OBSERVACIÓN 1 “Se ha encontrado que algunas CC.HH. con capaci- dad de regulación no empuntan adecuadamente en algunos meses, se debe hacer mayores análisis para determinar si esta situación es incorrecta ”. Respuesta : Para explicar esta situación se tienen dos posibilida- des: (i) En la mayoría de los casos identificados se ha detectado que este comportamiento se debe a los “ man- tenimientos declarados ”. La potencia máxima colocada por cada central corresponde a la potencia media máxi- ma disponible por la central durante cada etapa y bloque, entonces no es posible esperar que una central que se halla en mantenimiento coloque su máxima potencia efectiva, puesto que al estar fuera de servicio durante parte del mes su potencia media disminuye. Así por ejemplo, para el caso de Huinco en el mes de abril del año 2001, se ha declarado que esta central está fuera de servicio durante 15 días, en los cuales 5 horas durante la punta y 19 durante la fuera de punta, entonces se tendrá: Disponibilidad en horas punta =1 - 15 x 5/122 =0,3852 Disponibilidad en horas fuera de punta =1 - 15 x 19/598 =0,5234 o lo que es lo mismo, la máxima potencia disponible será de: Disponibilidad en horas punta =0,3852 x 217,34 =83,72 MW Disponibilidad en horas fuera de punta =0,5234 x 217,34 =113,76 MW