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PÆg. 248155 NORMAS LEGALES Lima, lunes 14 de julio de 2003 4. Cargos por Transmisión en el SPT 4.1. Sistema Principal de Transmisión El Sistema Principal de Transmisión (SPT) del SEIN comprende un conjunto de instalaciones que han sido calificadas por el Ministerio de Energía y Minas (MEM).Este sistema, redefinido a inicios de 2001, no necesaria-mente forma una red continua. Por un lado, se tienengran parte de las redes del sistema costero en 220 kV,que se extiende desde Lima hasta Talara. Por otro lado, comprende la línea de transmisión Mantaro - Socabaya en 220 kV, junto con las líneas Tintaya - Azángaro y Ce-rro Verde - Mollendo, ambas en 138 kV, las líneas Soca-baya - Montalvo, Montalvo - Tacna y Montalvo - Puno, en220 kV. Asimismo, comprende las líneas Tingo María -Huánuco - Paragsha II en 138 kV y la línea Vizcarra - Paramonga Nueva en 220 kV. Asimismo, desde la regu- lación de mayo 2002 forman parte del Sistema Principalde transmisión del SEIN la L.T. en 138 kV Paragsha II -Huánuco y La L.T. en 220 kV Pachachaca - Oroya - Car-huamayo - Paragsha - Vizcarra (L-224, L-2259, L-2258,L-2254). Por otro lado, acorde con lo establecido en el Decreto Supremo Nº 046-2002-EM el monto por concepto de laGarantía por Red Principal, correspondiente a la presen-te regulación tarifaria, tendrá como valor 1,5 US$/kW-mes. 4.2. Valor Nuevo de Reemplazo (VNR) En cumplimiento de lo establecido en el Artículo 77º de la Ley 12, el VNR de las instalaciones de trans- misión que fuera, en algunos casos actualizado y en otros determinado por primera vez, en la Fijación Ta- rifaria Mayo 2002, se mantendrá en sus valores vi-gentes. Por otra parte, de acuerdo con lo señalado en los res- pectivos Contratos BOOT 13 suscritos por el Estado con Red Eléctrica del Sur S.A. (en adelante “Redesur”) y Con- sorcio TransMantaro S.A. (en adelante “TransMantaro”), en esta oportunidad, se ha procedido a actualizar el VNRcorrespondiente a sus instalaciones que pertenecen alSPT. Finalmente, con relación a las instalaciones de la Sociedad Concesionaria Red Eléctrica del Perú S.A. (en adelante “REP”) los ingresos proyectados en el Peaje por Conexión y el Ingreso tarifario, calculadoscon los VNR indicados, excederían la RemuneraciónAnual Garantizada correspondiente al pago de losconsumidores del SEIN para el segundo año (RAG 2). Debido a ello, el Peaje por Conexión fue ajustado de manera que los ingresos esperados no superen a la RAG214. 4.2.1. Instalaciones de Transmisión y Transforma- ción A continuación se resumen los criterios utilizados en la determinación del VNR de cada una de las empresasde transmisión eléctrica. 4.2.1.1. REP La valorización de las instalaciones de la Sociedad Concesionaria Red Eléctrica del Perú S.A. corresponde a la fijada en la regulación de mayo 2002 y en la Resolu- ción OSINERG Nº 1449-2002-OS/CD. Por otro lado, de acuerdo con el Contrato de Con- cesión de los Sistemas de Transmisión Eléctrica ETE-CEN - ETESUR (en adelante el “CONTRATO”) suscritocon fecha 5 de setiembre de 2002 entre el Estado Pe- ruano y la Sociedad Concesionaria Red de Energía del Perú S.A., el OSINERG ha definido los correspondien-tes valores para asegurar que la Remuneración AnualGarantizada (en adelante “RAG”) debidamente actuali-zada, la misma que asciende a US$ 58 833 200, seaíntegramente pagada a la Sociedad Concesionaria. Las proporciones del pago asignados a los generadores y los consumidores finales se muestran en el siguientecuadro:Cuadro Nº 4.1 CÁLCULO DE LA RAG DE RED ELÉCTRICA DEL PERÚ Concepto 01/05/03 - 30/04/04 US$ Remuneración Anual Garantizada - RAG 58 833 200 Liquidación Anual de la RAG -691 212 Total RAG 58 141 988 Pago de los Generadores - RAG1 44 110 616 Pago de los Consumidores - RAG2 14 031 371 4.2.1.2. Eteselva, Egemsa y San Gabán (Transmi- sión) Como en la mayoría de los casos, en la regulación de tarifas de mayo de 2001, se revisó el VNR de las instala-ciones de transporte y transformación de propiedad de Eteselva y Egemsa (transmisión), que para entonces fue- ron incorporadas al SPT. Por lo tanto, en la fijación demayo de 2005 corresponderá efectuar la actualización respectiva. Por otro lado, la instalación de San Gabán (transmi- sión) que forma parte del SPT, corresponde a la celda de línea en 138 kV en la subestación Azángaro, la misma que fuera separada de la valorización de la L.T. Tintaya -Azángaro, de acuerdo a lo establecido en la Resolución OSINERG Nº 1472-2002-OS/CD. 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 de transmisión ha sido ajustado utili- zando el índice de precios denominado “ Finished Go- ods Less Food and Energy ”, Serie WPSSOP3500, pu- blicado por el Bureau of Labor Statistics del US Depar- tment of Labor. En este sentido, el VNR base ha sido ajustado a febrero de 2003. Los índices, así como losvalores ajustados obtenidos se muestran en el siguiente cuadro: Cuadro Nº 4.2 AJUSTE DEL VNR DE TRANSMANTARO Índice WPSSOP3500 (set 2000) 148,60 Índice WPSSOP3500 (mar 2003) 150,30 Factor de Ajuste 1,0114 VNR Base 179 179 000 VNR Ajustado (US$) 181 228 827 12Artículo. 77º.- Cada cuatro años, la Comisión de Tarifas de Energía procederá a actualizar el Valor Nuevo de Reemplazo de las instalaciones de transmisión ydistribución, con la información presentada por los concesionarios. En el caso de obras nuevas o retiros, la Comisión de Tarifas de Energía incor- porará o deducirá su respectivo Valor Nuevo de Reemplazo. 13Build Own Operate and Transfer. 14De acuerdo con el el Contrato de Concesión de los Sistemas de TransmisiónEléctrica ETECEN - ETESUR suscrito entre el Estado Peruano y la SociedadConcesionaria Red de Energía del Perú S.A. (REP), la Rem uneración Anual Garantizada (RAG) que corresponde percibir REP está compuesto por la Re- muneración Anual Garantizada correspondiente al pago de los consumidores del SEIN (RAG2) y la Remuneración Anual Garantizada correspondiente al pagode los titulares de generación del SEIN (RAG 1). La RAG2 ha sido calculada como la diferencia de la RAG y la RAG1.