TEXTO PAGINA: 43
Pág. 216577 NORMAS LEGALES Lima, miércoles 30 de enero de 2002 Las líneas de transmisión son de una sola terna y poseen estructuras metálicas. El tramo comprendido entre la subes- taciones Azángaro y Juliaca tiene aproximadamente 78,17 km. de longitud, mientras que el tramo entre Juliaca y Puno es más corto y tiene sólo 37,10 km. de longitud. En la subes- tación Juliaca existen tres Bancos de Compensación Reacti- va con las siguientes capacidades: 2 bancos capacitivos, uno de 2,5MVAR y el otro de 5MVAR, y 1 reactor de -5MVAR. B.- PROPUESTAS DE LOS AGENTES INTERESA- DOS B.1.- PROPUESTA DE ETESUR El Costo Medio de Inversión (en adelante “CMI”), pro- puesto por ETESUR asciende a US$ 11 590 885 (once millones quinientos noventa mil ochocientos ochenta y cin- co Dólares Americanos), según el detalle siguiente: DESCRIPCIÓN Costo Inversión ELEMENTO (US$) L.T. Azángaro - Juliaca (L-1006/2) 4 474 147 Celda de Salida en S.E. Azángaro (L-1006/2) 978 223 Celda de Salida en S.E. Juliaca (L-1006/2) 816 228 L.T. Juliaca - Puno (L-1012) 2 123 460 Celda de Salida en S.E. Juliaca (L-1012) 816 228 Celda de Salida en S.E. Puno (L-1012) 783 499 Equipo de Compensación Reactiva +7.5/-5MVA 1 599 100 Sobre la base del CMI anterior, ETESUR ha determina- do la Compensación Mensual que deberá percibir por cada una de las líneas de transmisión. En dichos costos se han incluido los correspondientes a las celdas de conexión y a los equipos de compensación reactiva. Estos últimos fue- ron asignados con un porcentaje de 50% en cada una de las líneas de transmisión. DESCRIPCIÓN Compensación Mensual ELEMENTO (US$/mes) L.T. Azángaro - Juliaca (L-1006/2) 90 790 L.T. Juliaca - Puno (L-1012) 58 095 Sobre el régimen de operación de las instalaciones en aná- lisis, ETESUR señala que éstas forman parte de su SST y además “(..) permiten transmitir la energía producida por la C.H. San Gabán II y la C.H. Machupicchu ”. Así mismo, indica que: a) Con relación al tramo 138 kV Azángaro - Juliaca, ETE- SUR señala que “(...) a partir de la Fijación Tarifaria de mayo 2001, la compensación por Peaje de Conexión no se facturó a SAN GABÁN, debido a que en la Fijación Tarifaria de mayo no fue publicado el CBPSE, por su parte ETESUR solicitó con carta G.G.-363-2001-ETESUR la publicación del adicional del CBPSE; sin embargo con Oficio Nº 047-2001-OSINERG-GART del 06.06.01, OSINERG solicita se proponga una compensa- ción a ser abonada por los generadores (...) ” Así mismo, indica que durante el periodo comprendido ente el 01/05/01 y el 10/07/01, hasta las 14:30 horas, dicho tramo de línea fue de uso exclusivo de la Empresa SAN GABÁN. También agrega que “ Se ha determinado a través de la revisión de los registros de medición que desde el 10/ 07/01 14:30 hrs. (fecha de E.S. de la L.T. Puno - Moquegua 220 kV) esta línea es utilizada por las Empresas: SAN GABÁN, EGASA, EGEMSA para evacuar sus energías hacia el sistema a través de la Barra Puno 220 kV. " Según ETESUR, aproximadamente el 98% de la energía transmitida por este tramo de línea corresponde a la energía de SAN GABÁN y el 2% está compartido entre EGASA y EGEMSA. Agrega ETESUR que “ en el caso de la Empresa San Gabán las líneas antes mencionadas son utilizadas para suministrar a sus clientes en la S.E. Juliaca y S.E. Puno, es decir tienen retiros en las Subestaciones antes señaladas .” b) Con relación al tramo 138kV Juliaca - Puno, esta empresa de transmisión señala que dicho tramo entró en operación el 11/03/01 a las 14:00 horas y que “ hasta la fecha no percibe compensación por esta instalación debi- do a que no se tiene publicada el CBPSE en la S.E. Puno ”. Añade que “ esta línea similarmente a la L.T. Azángaro - Juliaca 138 kV, permite evacuar la Energía generada por las empresas EGEMSA, SAN GABÁN y EGASA .” ETESUR señala haber verificado que SAN GABÁN in- yecta, en la barra Puno 220kV, al Sistema Principal de Trans- misión (en adelante “SPT”) aproximadamente el 73% de Energía Generada por la C.H. San Gabán II.c) Con relación a los equipos de compensación reacti- va instalados en la S.E. Juliaca señala que “(...) permiten mantener los niveles de tensión de esta parte del sistema y garantizar su operación.” Sobre la asignación de las compensaciones se indica lo siguiente: • ETESUR señala que en virtud que desde el 01/05/01 hasta el 10/07/01 la empresa SAN GABÁN hizo uso exclu- sivo de la L.T. Azángaro - Juliaca, para suministrar energía a sus clientes en la subestación Juliaca y subestación Puno, las compensaciones durante el período antes señalado, deberán ser asumidas en su totalidad por SAN GABÁN. • De igual forma, ETESUR considera que “ (...) las compen- saciones por Peaje de Conexión e Ingreso Tarifario en la L.T. Juliaca - Puno, desde el 10/03/01 hasta el 10/07/01 14:30 ho- ras, deberán ser asumidas en su totalidad por SAN GABÁN. ” • A partir del 10/07/01, fecha de conexión de la L.T. 220 kV Puno - Moquegua, ETESUR señala que “ (...) las líneas de transmisión en 138kV Azángaro - Juliaca y Juliaca - Puno pertenecen al Sistema Secundario Generación / demanda, debido a que no sirven de forma exclusiva los generadores o a los consumidores, sino que están destinadas a permitir la transferencia de electricidad hacia los consumidores desde una Barra del sistema Principal y, al mismo tiempo, a permitir la entrega de electricidad de centrales de generación hasta una barra del Sistema principal de Transmisión. Por lo que las compensaciones deben efectuarse sobre la base de los be- neficios económicos que cada instalación proporciona a los usuarios de la red (generadores y consumidores) ”. • Finalmente, ETESUR concluye señalando que “ Las compensaciones por Peaje de Conexión e Ingreso Tarifario que establezca OSINERG determinadas en función al Cos- to Total de Transmisión propuesto en el presente informe, serán asumidas a partir del 10/07/01 14:30 hrs. por las empresas generadoras que hayan utilizado y utilicen las mencionadas Líneas de Transmisión. ” B.2.- PROPUESTA DE SAN GABÁN Con relación al CMI, SAN GABÁN señala que “ Teniendo en cuenta que la compensación se efectúa sobre el 100% del Costo Medio anual de dichas instalaciones, consideramos que la GART 1 sea quien defina el Costo Medio correspondiente , en base a la capacidad adaptada al flujo anual de energía de las citadas instalaciones de transmisión. ”. Con relación al régimen de uso de las instalaciones en aná- lisis, SAN GABÁN sostiene que dichas instalaciones se ajus- tan a la descripción de los casos excepcionales a que se refie- re el Artículo 139º del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas2. Al respecto , textualmente señala lo siguiente: 1Refiriéndose a la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria de OSINERG. 2Artículo 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 secunda- rio 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 secun- dario 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 potencia transportada actua- lizada, 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 estableci- das 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.