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Pág. 216575 NORMAS LEGALES Lima, miércoles 30 de enero de 2002 sados sobre la cotización de un proveedor de fecha 30 de octubre de 2001. Cabe resaltar que EDEGEL no presentó propuesta para el COyM y consecuentemente tampoco la compensación mensual que deberá pagar a ETECEN. Finalmente, EDEGEL menciona que en concordancia con el Artículo 139º del Reglamento de la Ley de Conce- siones Eléctricas1 (en adelante “LCE”), le corresponde asu- mir el 100% del costo medio anual de las respectivas ins- talaciones y pide que la compensación resulte de la aplica- ción del criterio del Sistema de Transmisión Económica- mente Adaptado (en adelante “STEA”). A.2 PROPUESTA DE ETECEN Mediante Oficio Nº F-930-2001 del 31 de octubre de 2001, ETECEN alcanzó su propuesta sobre compen- saciones por las instalaciones materia de la presente regulación. En ella propone que el VNR correspondien- te a las instalaciones de transmisión sea de 3 078 261 US$ y el porcentaje del COYM igual a 3.031% del VNR. Aplicando una tasa efectiva anual de 12% y un período de recuperación de 30 años, propone una compensa- ción mensual de 37 595 US$. Asimismo, menciona que en la determinación del Costo de Inversión ha utilizado precios de mercado. Sobre el régimen de uso, ETECEN señala que las ins- talaciones involucradas permiten a EDEGEL transferir la producción de sus centrales Huinco y unidad turbogas UTI de Santa Rosa al Sistema Principal de Transmisión; por lo que sirven exclusivamente a la generación de EDEGEL y que en concordancia con el Artículo 139º del Reglamento de la LCE, corresponde a EDEGEL remunerar a ETECEN el 100% del Costo Medio Anual de las respectivas instala- ciones y que dicho pago se debe efectuar en 12 cuotas iguales. B.- ANÁLISIS DE LAS PROPUESTAS DE EDEGEL Y ETECEN B.1 ANÁLISIS DE LA SOLICITUD Y PROPUESTA DE EDEGEL En el Acta de Acuerdos (en adelante el “Acta”) celebra- do en octubre de 1995 entre EDEGEL y ETECEN, dichas empresas acordaron fijar las compensaciones por las ins- talaciones de transmisión secundaria de propiedad de ETE- CEN y que son utilizadas por EDEGEL, en ella se acordó el Valor Nuevo de Reemplazo (VNR), Costo de Operación y Mantenimiento (COyM). Asimismo, en el punto 2 del Acuerdo, se señaló que “El cálculo de las compensacio- nes tiene como base la metodología utilizada por la Comi- sión de Tarifas Eléctricas (CTE) la cual considera la Anua- lidad de la Inversión (para un período de 30 años y una tasa de actualización del 12% real anual) y un Costo de Operación y Mantenimiento (COyM) del 3% del VNR. Cual- quier modificación que establezca la CTE en el procedi- miento de cálculo del Costo de Transmisión, en los con- ceptos de VNR, COyM y tasa de actualización, deberán incorporarse en la determinación de las compensaciones por el Sistema Secundario, desde la vigencia de la Resolu- ción de la CTE en el cual se aplican dichas modificacio- nes”. Con relación al Costo de Inversión, mediante estudios realizados sobre el sistema de transmisión existente, el OSINERG ha establecido costos eficientes de módulos estándares diseñados para la valorización de las instala- ciones de líneas de transmisión y subestaciones de trans- formación eléctrica. Estos módulos tienen por objeto ser- vir de referencia para la determinación de las característi- cas técnicas básicas del STEA. Dichos módulos, comple- mentados con la optimización de la configuración de la red para la prestación del servicio, definen el STEA a que se refiere la LCE para la determinación de las tarifas de trans- misión. Con relación al COyM, en la regulación de mayo 2001, el OSINERG estableció que el porcentaje eficiente del COyM correspondiente a la empresa de transmisión ETE- CEN es de 3.033% del Costo de Inversión. Las compensaciones a establecerse regirán a partir de la dación de la correspondiente Resolución que fije el mon- to de las compensaciones. Debe señalarse finalmente que la propuesta de com- pensaciones de EDEGEL, es incompleta por cuanto no propone un monto para el COyM, limitándose a señalar únicamente los costos de inversión.B.2 ANÁLISIS DE LA PROPUESTA DE ETECEN Los montos de Costo de Inversión mencionados por ETECEN son elevados para ser considerados como cos- tos eficientes de mercado, aún cuando ETECEN manifies- ta que son valores de mercado no muestra el sustento res- pectivo de ello. El monto del Costo de Inversión de las celdas, propuesto por ETECEN incluye tanto los costos directos (equipamien- to electromecánico) como indirectos (comunes, servicios auxiliares y acoplamiento) y estos últimos se prorratean sobre la base de los costos directos para valorizar el costo de cada celda. ETECEN en el prorrateo de los costos indirectos no ha considerado todas las celdas de líneas de transmisión y de transformación que tiene la subestación eléctrica Santa Rosa, sólo ha considerado las celdas de 220 kV. Al no to- mar en cuenta las celdas de 60 y 10 kV, para el correspon- diente prorrateo, origina un incremento en el costo total de cada celda en 220 kV. Respecto al COyM se considera razonable el valor de 3.033% del Costo de Inversión. Asimismo el período (30 años) y la tasa anual (12%), utilizados en el cálculo men- sual de las compensaciones, están basados en el marco legal vigente. Finalmente, debe señalarse que tal como indica ETE- CEN, el pago del 100% de las compensaciones debe ser asumido por EDEGEL por cuanto es el único generador que hace uso de dichas instalaciones. C. PROPUESTA DE COMPENSACIONES De acuerdo al Acta suscrita en octubre de 1995 entre EDEGEL y ETECEN, cualquier modificación que establez- ca la CTE (hoy OSINERG) para el cálculo de las compen- saciones, deberá incorporarse en la determinación de las nuevas compensaciones por el Sistema Secundario. Con ocasión de la solicitud presentada por EDEGEL se ha revisado las compensaciones acordadas entre las partes, en el Acta de Acuerdo de octubre 1995, y se ha encontrado que es procedente efectuar la modificación de las mismas debido a que se ha identificado variación en los parámetros que se utilizaron para su determinación. Esto se desprende de la información contenida en el Infor- me Técnico GART/GT Nº 003-2001 de la Gerencia Adjun- 1 Artículo 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 secun- dario de transmisión, pagará una compensación equivalente 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 equivalente 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 poten- cia transportada actualizada, 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 respec- tivas pérdidas. El Valor Agregado de Distribución considerará 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 deter- mine 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 aplica- ción del presente artículo.