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Pág. 228394 NORMAS LEGALES Lima, domingo 18 de agosto de 2002 4.2.1.2 Eteselva, Electroperú (Transmisión) y Ege- msa (Transmisión) Como en la mayoría de los casos, en la regulación de tarifas de mayo de 2001, se revisó el VNR de las instalaciones de transporte y transformación de pro- piedad de Eteselva, Electroperú (transmisión) y Ete- sur (transmisión), que para entonces fueron incorpo- radas al SPT. Por lo tanto, en la fijación de mayo de 2005 corresponderá efectuar la actualización respec- tiva. 4.2.1.3 Transmantaro De acuerdo con lo establecido en el Contrato BOOT de Transmantaro con el Gobierno del Perú, el VNR de sus instalaciones será ajustado por el regulador en cada período de revisión de los sistemas de trans- misión; es decir, cada cuatro años tal como lo esta- blece el Artículo 77º de la Ley. 4.2.1.4 Redesur De acuerdo con lo establecido en la cláusula 5.2.520 y en concordancia con la cláusula 1421 del Contr ato BOOT de Redesur con el Gobierno Peruano, el VNR de sus instalaciones de transmisión ha sido ajustado utilizando el índice de precios denominado " Finished Goods Less Food and Energy ", Serie WPSSOP3500, publicado por el Bureau of Labor Statistics del US Department of Labor. En este sentido, el VNR base de las etapas I (set 2000)22 y II (f eb 2001)23; han sido ajustados a marzo de 2002. Los índices, así como los valores ajustados obtenidos se muestran en el siguiente cuadro: Cuadro Nº 4.3 AJUSTE DEL VNR DE REDESUR Índice WPSSOP3500 (set 2000) 148,50 Índice WPSSOP3500 (feb 2001) 149,30 Índice WPSSOP3500 (mar 2002) 150,20 Factor de Ajuste Etapa I 1,0114 Factor de Ajuste Etapa II 1,0060 VNR Base Etapa I (US$) 18.620.000 VNR Base Estapa II (US$) 51.121.500 VNR Ajustado Etapa I (US$) 18.833.158 VNR Ajustado Etapa II (US$) 51.429.667 4.2.2 Centros de Control En la mayoría de las empresas citadas anterior- mente, el VNR de sus centros de control está in- corporado en el VNR determinado para la empre- sa; sin embargo, en el caso de las empresas Ete- cen y Etesur se ha requerido determinar en forma explícita la proporción que corresponde recono- cer para la función SPT de estos centros de con- trol. A continuación se explica el procedimiento seguido. Una parte de los costos del sistema de transmisión corresponde al costo del Centro de Control requeri- do para la supervisión en tiempo real de la operación del sistema. El Centro de Control se refiere tanto a la Estación Maestra de Control (EMC), a las Unidades Terminales Remotas (UTR) ubicadas en cada una de las subestaciones controladas, así como al Sistema de Telecomunicaciones (STEL) necesario para inter- conectar la EMC con las UTR. Para fines de la regulación de tarifas se considera que el Centro de Control tiene las siguientes funcio- nes: •Supervisión y Control del Sistema Principal de Transmisión (SCSPT) •Supervisión y Control del Sistema Secundario de Transmisión (SCSST) •Coordinación de la Operación en Tiempo Real del Sistema de Generación - Transporte (CCOS) En el caso del Centro de Control de Etecen, éste prestaba servicios tanto al Sistema Principal como al Sistema Secundario de Transmisión (SST), ade-más de desempeñar la función de Coordinador de la Operación en Tiempo Real. Sin embargo, con fecha 17 de setiembre de 2001, Etecen transfirió la función de Coordinador al COES-SINAC de acuerdo a lo dis- puesto en el Decreto Supremo Nº 039-2001-EM (mo- dificación del Artículo 92º del Reglamento de la LCE24). En el caso del Centro de Control de Etesur, adi- cionalmente a la prestación de servicios al Sis- tema Principal y Secundario de Transmisión, éste continúa desempeñándose como Coordinador Regional de la Operación en Tiempo Real, se- gún un acuerdo que mantiene con el COES-SI- NAC. En este sentido, corresponde en la presente regula- ción tarifaria la revisión de los costos del centro de control que corresponden asignar al SPT. 20 Cláusula 5.2.5.1 (i) (a) .- La tarifa comprenderá la anualidad de la inversión que será calculada aplicando el VNR determinado por el organismo regulador el que será siempre igual al Monto de la Inversión del Adjudicatario, ajustado en cada período de revisión por la variación del Finished Goods Less Food and Energy (Serie ID: WPSSOP3500) publicado por el departamento de Tra- bajo de los Estados Unidos de América. 21 Cláusula 14 (i) .- Conforme al sistema legal de Tarifas vigente en el Perú, cuyo órgano regulador es la Comisión de Tarifas Eléctricas, la Sociedad Concesio- naria tiene derecho a cobrar al conjunto de concesionarios de generación que entregan electricidad al Sistema Principal de Transmisión, las sumas necesa- rias para cubrir el valor efectivo de su Costo Total de Transmisión, reajustado anualmente según contempla la cláusula 5.2.5.1.(i) de este contrato. 22 Corresponde a la L.T 220 kV Montalvo - Socabaya. 23 Corresponde a las L.T. 220 kV Montalvo - Tacna y Montalvo - Puno. 24 Artículo 92 º.- La operación en tiempo real de las unidades generadoras, de los sistemas de transmisión, de distribución y de los clientes libres de un siste- ma interconectado, será efectuada directamente por sus titulares, bajo su pro- pia responsabilidad. Para los alcances del presente artículo, en los sistemas interconectados donde exista un COES, dicha operación se hará ciñéndose a los programas establecidos por la Dirección de Operaciones, siendo de cum- plimiento obligatorio para todos los integrantes del Sistema. Entiéndase por Integrante del Sistema a las entidades que conforman un COES, a los distri- buidores, a los clientes libres y a los generadores no integrantes de un COES. La coordinación de la operación en tiempo real del Sistema será efectuada por el COES, en representación de los integrantes del Sistema, en calidad de "Coordinador de la Operación en Tiempo Real del Sistema", al que se le deno- minará "Coordinador", para lo cual contará con el equipamiento necesario para el cumplimiento de sus funciones. El Coordinador, en resguardo de la calidad y seguridad del sistema eléctrico supervisará y controlará el suministro de electricidad. Los integrantes del Sis- tema sólo podrán apartarse de la programación a que se refiere el Artículo 93º del Reglamento, por salidas intempestivas del servicio debidas 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 tam- bién será efectuada por el Coordinador, de acuerdo con lo que señale el Esta- tuto y los procedimientos técnicos 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 los integrantes del Sistema deberán proporcionar al Coordinador la información en tiempo real requerida por éste. El Coordinador cumplirá sus funciones considerando lo dispuesto por la Ley de Concesiones Eléctricas y su Reglamento, las normas que la Dirección es- tablezca y los procedimientos técnicos del COES. En caso que alguna situa- ción operativa no esté normada, dispondrá acciones que a su juicio y criterio técnico operativo considere adecuadas, en base a la información que los inte- grantes del Sistema le proporcionen, siendo estas disposiciones supervisa- das por el OSINERG, las mismas que serán publicadas en la página Web del COES conforme a lo dispuesto en el inciso m) del Artículo 91 del Reglamento. El OSINERG determinará el costo eficiente que se reconocerá al Coordinador por la coordinación de la operación, teniendo en cuenta las necesidades tec- nológicas de control y comunicaciones para la optimización de la operación del Sistema.