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Pág. 228397 NORMAS LEGALES Lima, domingo 18 de agosto de 2002 4.3.2 Centros de Control En la mayoría de las empresas citadas anteriormen- te, el COyM correspondientes a sus centros de con- trol ha sido incorporado en el monto anual del COyM de la empresa. En el caso de Etecen y Etesur, se ha requerido de- terminar en forma explícita la proporción que corres- ponde reconocer para la función SPT de estos cen- tros de control. La asignación de los costos de ope- ración y mantenimiento de las instalaciones de la EMC, que corresponde a la función de supervisión y control del Sistema Principal de Transmisión, ha sido efectuada de manera similar a la asignación del VNR. En el caso de la asignación de los costos de opera- ción y mantenimiento de las UTR y del STEL, se han aplicado los porcentajes respectivos que resultan del análisis de los costos de inversión y de los costos de operación y mantenimiento de la EMC. En el Cuadro Nº 4.8 se resumen los costos de opera- ción y mantenimiento de las instalaciones de trans- misión que pertenecen al SPT. Cuadro Nº 4.8 COSTO DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO DEL SPT EMPRESA DE COSTO DE OyM TRANSMISIÓN (US$/Año) ELECTROPERÚ TRANSMISIÓN 358 420 ETECEN 2 909 320 ETESUR 493 797 EGEMSA TRANSMISIÓN 48 415 ETESELVA 788 861 REDESUR 2 138 159 TRANSMANTARO 5 424 558 SINAC 12 161 529 4.4Factores de Pérdidas Los factores de pérdidas utilizados para expandir los precios de potencia y energía a partir de las barras de referencia se han calculado considerando el des- pacho económico del sistema. En este sentido, en el caso de los factores de pérdidas marginales de ener- gía se ha utilizado el modelo Perseo que permite una ponderación apropiada de los factores de pérdidas determinados para las diferentes situaciones hidro- lógicas, para los diferentes meses y para los diferen- tes niveles de carga en el sistema. Para el caso de los factores de pérdidas de potencia se ha empleado el despacho en la hora de máxima demanda del sistema utilizando un flujo de carga AC; sin embargo, debe tenerse en cuenta que para este caso el despacho de las unidades debe considerar apropiadamente la seguridad del sistema. Los resul- tados de los factores de pérdidas se presentan en el Cuadro Nº 4.9. Cuadro Nº 4.9 FACTORES DE PÉRDIDAS POTENCIA ENERGÍA BARRAS BASE Base Base Santa Rosa Santa Rosa Punta Fuera Punta Talara 0,9483 0,9806 1,0178 Piura Oeste 0,9633 0,9970 1,0362 Chiclayo Oeste 0,9535 0,9857 1,0259 Guadalupe 220 0,9566 0,9875 1,0289 Guadalupe 60 0,9534 0,9880 1,0289 Trujillo Norte 0,9622 0,9901 1,0280 Chimbote 1 0,9465 0,9796 1,0177 Paramonga 0,9671 0,9886 1,0046 Huacho 0,9752 0,9927 1,0034Zapallal 0,9932 0,9971 0,9965 Ventanilla 0,9975 0,9999 0,9995 Chavarría 0,9994 1,0010 0,9999 Santa Rosa 1,0000 1,0000 1,0000 San Juan 1,0015 0,9961 1,0006 Independencia 0,9721 0,9779 0,9856 Ica 0,9859 0,9845 0,9914 Marcona 1,0196 0,9966 1,0025 Mantaro 0,9063 0,9459 0,9549 Huayucachi 0,9294 0,9600 0,9658 Pachachaca 0,9464 0,9672 0,9779 Huancavelica 0,9229 0,9548 0,9634 Callahuanca ELP 0,9651 0,9755 0,9856 Cajamarquilla 0,9889 0,9921 0,9959 Huallanca 138 0,8691 0,9377 0,9819 Vizcarra 0,9618 0,9824 1,0013 Tingo María 220 0,9259 0,9690 0,9918 Tingo María 138 0,9289 0,9699 0,9925 Huánuco 138 0,9473 0,9711 0,9914 Paragsha II 138 0,9526 0,9693 0,9895 Oroya Nueva 220 0,9475 0,9676 0,9795 Oroya Nueva 50 0,9465 0,9675 0,9921 Carhuamayo 138 0,9126 0,9602 0,9814 Caripa 138 0,9454 0,9685 0,9891 Machupicchu 0,7088 0,8173 0,8377 Cachimayo 0,7583 0,8458 0,8676 Dolorespata 0,7642 0,8487 0,8698 Quencoro 0,7645 0,8491 0,8703 Combapata 0,8034 0,8776 0,9015 Tintaya 0,8436 0,9092 0,9371 Ayaviri 0,8174 0,8925 0,9254 Azángaro 0,8025 0,8836 0,9157 Juliaca 0,8737 0,9145 0,9392 Puno 138 0,8913 0,9282 0,9503 Puno 220 0,8911 0,9294 0,9517 Callalli 0,8653 0,9198 0,9471 Santuario 0,8798 0,9287 0,9561 Socabaya 138 0,8968 0,9356 0,9612 Socabaya 220 0,8972 0,9378 0,9591 Cerro Verde 0,9003 0,9378 0,9633 Repartición 0,9001 0,9393 0,9642 Mollendo 0,9002 0,9411 0,9647 Montalvo 220 0,9002 0,9372 0,9594 Montalvo 138 0,9028 0,9377 0,9600 Ilo 138 0,9608 0,9438 0,9661 Botiflaca 138 0,9164 0,9415 0,9652 Toquepala 0,9185 0,9493 0,9718 Aricota 138 0,9071 0,9289 0,9526 Aricota 66 0,9060 0,9265 0,9507 Tacna 220 0,9071 0,9393 0,9613 Tacna 66 0,9128 0,9412 0,9630 4.5Ingreso Tarifario Los Ingresos Tarifarios (IT) de energía de las líneas de transmisión y subestaciones de transformación que forman parte del Sistema Principal de Transmi- sión han sido determinados con el modelo Perseo. En el Cuadro Nº 4.10 se presentan los ingresos tari- farios totales, es decir, los correspondientes a la ener- gía más los de potencia.POTENCIA ENERGÍA BARRAS BASE Base Base Santa Rosa Santa Rosa Punta Fuera Punta