NORMA LEGAL OFICIAL DEL DÍA 08 DE SEPTIEMBRE DEL AÑO 2002 (08/09/2002)

Pág. 229638 NORMAS LEGALES Lima, domingo 8 de setiembre de 2002 c.- Aun si no se consideraran paradas totales de HUAN- CHOR simultáneamente con las subestaciones del eje Pacha- chaca - San Mateo, pero con paradas parciales de 8 horas/año por unidad de generación (equivalente a 16 horas de parada del 50% de la generación de HUANCHOR) los costos totales resultan menores para la alternativa de mantener el enlace Oroya Nueva - Pachachaca con conductor de 120 mm2 de sección; Que, los cálculos que justifican las conclusiones ante- riores se encuentran en el Informe OSINERG-GART/GRGT Nº 062-2002, que se acompaña como Anexo 1 de la pre- sente resolución; Que, con relación al adelanto del incremento de capacidad de transformación 220/50kV de la S.E. Oroya Nueva, solicitado por la recurrente, ello no es aceptable debido a que la tarifa de transmisión considera la remuneración del costo de reposición de las instalaciones en el largo plazo. Esto conduce, en el caso de los SST que son asignables a la demanda, a la determina- ción de un flujo de anualidades crecientes, que se utilizan para la determinación de un peaje secundario constante en el tiem- po. Este peaje da lugar a un ingreso anual que agregado en el largo plazo debe pagar las instalaciones consideradas; Que, por tanto, no se puede esperar que dichas instala- ciones sean remuneradas, en su integridad, en el corto pla- zo de cuatro años como pretende la recurrente Que, asimismo, en el caso del transformador de Parags- ha I, lo mencionado por el OSINERG en el informe OSI- NERG-GART/RGT Nº 040-2002, en el sentido de utilizar un intercambiador de calor, corresponde a una posible forma de lograr alcanzar la capacidad de transformación que se requiere para el año 2004 a partir del sistema actual, y no necesariamente constituye un requisito o criterio utilizado para determinar el SEA de las instalaciones de ELEC- TROANDES. La forma en que se implementará la solución de los requerimientos de transmisión para el año 2004 es una responsabilidad que compete a la propia recurrente quien deberá encontrar la solución más económica para la adaptación de la red a las necesidades de la demanda; Que, en consecuencia, este extremo del recurso de re- consideración resulta infundado. 2.2 COSTO DE INVERSIÓN DEL CENTRO DE CON- TROL 2.2.1 SUSTENTO DEL PEDIDO Que, en este extremo de su recurso, la recurrente señala que, en algunas subestaciones, existe la necesidad de contar con un número mayor de puntos de control que las reconocidas por OSINERG en el Informe OSINERG GART/RGT Nº 040- 2002; Que, ELECTROANDES señala que “ Debido a que el número de puntos de control es empleado en la determina- ción de los costos de inversión del centro de control asigna- bles a la transmisión, es necesario la variación del costo de inversión considerado por el OSINERG ”; Que, en el Anexo Nº 3, que acompaña a su recurso de reconsideración, presenta tablas comparativas sobre el nú- mero de puntos. 2.2.2 ANÁLISIS DEL OSINERG Que, en relación con este extremo del recurso, cabe preci- sar que los puntos de control asumidos por el OSINERG fueron determinados sobre la base de la información presentada por ELECTROANDES en su propuesta original para la regulación de su SST, repartiendo el costo del Centro de Control de mane- ra proporcional al número de celdas de conexión (salidas) de cada subestación y acorde a la configuración del SEA; Que, la información adicional proporcionada en el re- curso de reconsideración sobre los puntos de control no constituye sustento suficiente para modificar los valores asumidos por el OSINERG, dado que no cuenta con el de- talle de los puntos y tipos de señales de control que actual- mente existe en el sistema de transmisión de la recurrente; Que, la información suministrada por ELECTROANDES es inconsistente y no se encuentra en concordancia con el sistema económicamente adaptado. Así por ejemplo, en los cálculos que sustentan la solicitud de reconsideración, para el año 2004 se mantienen en la subestación Carhuamayo 13 puntos de control, cuando el SEA considera para esa fecha que la subestación Carhuamayo no contará con equi- pamiento de transformación, ni maniobra, ni comunicacio- nes, debido a que en ese punto sólo se conectará una pe- queña carga urbano-rural de menos de 1 MW; Que, por consiguiente no corresponde modificar los cos- tos de inversión del sistema de telecomunicaciones asigna- do a la transmisión, dado que no existe variación de los costos de inversión considerados por el OSINERG; Que, en consecuencia este extremo del recurso resulta infundado.2.3 DETERMINACIÓN DE PEAJES Y COMPENSACIO- NES 2.3.1 SUSTENTO DEL PEDIDO Que, en este extremo de su recurso, la recurrente efec- túa las siguientes observaciones al Informe OSINERG GART/RGT Nº 040-2002, solicitando sean consideradas en el recálculo de los Peajes y Compensaciones: “(...) § La línea de transmisión L-509 C.H. Oroya - Casa de Fuerza en 50kV se ha asignado al cargo CPSEE. Esta lí- nea pertenece a la zona Oroya, por lo que consideramos que la asignación correcta es a esta zona. § La línea de transmisión Malpaso - Junín en 22,9 kV ha sido asignada al cargo CPSEE mientras que el transforma- dor de 50/22,9 kV correspondiente a esta línea ha sido asig- nado a la zona Norte. Toda vez que la línea en mención sirve para atender a la ciudad de Junín y considerando que esta demanda ha sido empleada en el cálculo de los peajes de la zona Norte; consideramos que la línea Malpaso - Junín en 22,9 kV debe ser asignada a la zona Norte. § En el cálculo del peaje CPSEE se ha empleado sólo la demanda del sistema eléctrico Pasco. Debido a que a este car- go se asignan la línea de 50 kV Oroya Nueva - Caripa y el transformador de 100 MVA 220/50 kV ubicado en la subesta- ción Oroya Nueva que se usan para atender la demanda de la barra Caripa, se solicita que la demanda del sistema eléctrico Tarma Chanchamayo, que es atendida desde la barra Caripa, sea empleada, conjuntamente con la demanda del sistema eléc- trico Pasco, para el cálculo del peaje CPSEE. § En la viñeta 4 del Cuadro Nº 3 de la Resolución OSI- NERG Nº 1417-2002-OS/CD, se indica que el cargo Elec- troAndes Pasco Oroya corresponde a las instalaciones del SST de ElectroAndes comprendidas entre la barra Oroya Nueva 50 kV y las subestaciones Alambrón, Fundición y Oroya (C.H. Oroya). Debe agregarse la subestación Mayu- pampa ya que la demanda de esta subestación ha sido empleada en el cálculo del peaje de la zona Oroya. ” 2.3.2 ANÁLISIS DEL OSINERG Que, en relación con este extremo del recurso, se procede a analizar cada una de las cuatro observaciones efectuadas por la recurrente al Informe OSINERG-GART/RGT Nº 040-2002; Que, con relación a la primera observación efectuada por ELECTROANDES, efectivamente la línea de transmisión L-509 fue asignada al cargo CPSEE. De acuerdo a la precisión efec- tuada por la recurrente sobre la asignación geográfica de esta instalación, se debe reasignar la misma a la zona Oroya; Que, en lo referente a la segunda observación, tanto la línea de transmisión como el transformador que alimentan a Junín deben ser reasignados a la zona Oroya y no a la zona Norte como lo refiere ELECTROANDES, conjuntamen- te con la demanda para el cálculo de los peajes. Esto se justifica debido a que en la configuración final del SEA, es- tas instalaciones sirven exclusivamente a la demanda de Junín que es alimentada desde la zona Oroya; Que, respecto a la tercera observación, efectivamente el cálculo del cargo CPSEE fue determinado sin la demanda del sistema eléctrico Tarma - Chanchamayo, debido a que esta demanda se emplea en el cálculo de los peajes de la empresa ELECTROCENTRO. Sin embargo, dado que la citada deman- da es atendida utilizando las instalaciones comprendidas en el cargo regional, es pertinente que la remuneración de las insta- laciones comprendidas en este cargo regional sea compartida entre los consumidores libres y regulados de los sistemas eléc- tricos Pasco y Tarma - Chanchamayo; Que, con relación a la solicitud para incluir explícitamente la subestación de Mayupampa dentro de la zona Oroya, cabe se- ñalar que efectivamente esta subestación pertenece a esta zona. Asimismo, su demanda fue utilizada en el cálculo del peaje co- rrespondiente. Por tanto, se procederá a citar en forma explícita a la subestación Mayupampa como parte de la zona Oroya; Que, los cálculos que incorporan las modificaciones a los peajes como consecuencia de los considerandos anteriores se encuentran en el informe OSINERG-GART/GRGT Nº 062-2002, que se acompaña como Anexo 1 de la presente resolución; Que, en consecuencia este extremo del recurso de re- consideración resulta fundado en parte. 2.4 FACTORES DE PÉRDIDAS MARGINALES POR ZONAS 2.4.1 SUSTENTO DEL PEDIDO Que, en este extremo de su recurso, ELECTROANDES señala que los factores de pérdidas marginales de potencia y energía establecidos por el OSINERG, iguales para todas las zonas, ha originado que los ingresos tarifarios calcula-