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/G50/GE1/G67/G2E/G20 /G32/G37/G34/G32/G34/G37 /G4E/G4F/G52/G4D/G41/G53/G20/G4C/G45/G47/G41/G4C/G45/G53 Lima, miércoles 11 de agosto de 2004 3.2.1.5. Transmantaro De acuerdo con lo establecido en el Contrato BOOT de TRANSMANTARO con el Gobierno del Perú, el VNR de sus instalaciones de transmisión se reajusta utilizan-do el índice de precios denominado “ Finished Goods Less Food and Energy ”, Serie WPSSOP3500, publicado por el Bureau of Labor Statistics del US Department of Labor.El índice utilizado es el disponible a marzo 2004 (valor No Preliminar). En este sentido, el VNR base reajustado se muestra en el siguiente cuadro: Cuadro Nº 3.1 Índice WPSSOP3500 (Set 2000) 148,60 Índice WPSSOP3500 (Disponible a Mar 2004) 151,50 Factor de Ajuste 1,0195 VNR Base 179 179 000 VNR Ajustado (US$) 182 675 764 3.2.1.6. Redesur El VNR correspondiente al SPT de REDESUR es de US$ 69 741 500. De acuerdo con lo establecido en la cláu-sula 5.2.5 19 y en concordancia con la cláusula 1420 del Con- trato BOOT de REDESUR con el Gobierno Peruano, el VNR de las instalaciones de transmisión de REDESUR se re-ajusta utilizando el índice de precios denominado “ Finished Goods Less Food and Energy ”, Serie WPSSOP3500, publi- cado por el Bureau of Labor Statistics del US Departmentof Labor. El índice utilizado es el disponible a marzo de 2004 (valor no preliminar). En este sentido, el VNR base de las etapas I (set 2000) 21 y II (feb 2001)22, debidamente reajus- tados, se muestran en el siguiente cuadro: Cuadro Nº 3.2 AJUSTE DEL VNR DE REDESUR Índice WPSSOP3500 (Set 2000) 148,60 Índice WPSSOP3500 (Feb 2001) 149,20 Índice WPSSOP3500 (Disponible a Mar 2004) 151,50 Factor de Ajuste Etapa I 1,0195 Factor de Ajuste Etapa II 1,0154 VNR Base Etapa I (US$) 18 620 000 VNR Base Estapa II (US$) 51 121 500 VNR Ajustado Etapa I (US$) 18 983 378 VNR Ajustado Etapa II (US$) 51 909 566 VNR Total (US$) 70 892 9443.2. Valor Nuevo de Reemplazo (VNR) En cumplimiento de lo establecido en el Artículo 77º de la Ley16, el VNR de las instalaciones de transmisión que fuera en algunos casos actualizado y en otros determina- do por primera vez en la Fijación Tarifaria mayo 2002, se mantuvieron en sus valores vigentes. Por otra parte, de acuerdo con lo señalado en los respec- tivos Contratos BOOT17 suscritos por el Estado con REDES- UR y TRANSMANTARO, se procedió a actualizar el VNRcorrespondiente a sus instalaciones que pertenecen al SPT. Con relación a las instalaciones de REP, los ingresos proyectados en el Peaje por Conexión y el Ingreso tarifa-rio, calculados con los VNR indicados, excedieron la Re- muneración Anual Garantizada correspondiente al pago de los consumidores del SEIN para el segundo año (RAG 2). Debido a ello, el Peaje por Conexión fue ajustado de ma- nera que los ingresos esperados no superen a la RAG218. 3.2.1. Instalaciones de Transmisión y Transforma- ción A continuación se resumen los criterios que se utili- zaron en la determinación del VNR de cada una de las empresas de transmisión eléctrica. 3.2.1.1. Red de Energía del Perú S.A. (REP) El valor de VNR propuesto por El COES - SINAC corres- pondió a los valores de la regulación de tarifas de mayo 2003. Teniendo en cuenta que la revisión del VNR del SPT se debe realizar con una periodicidad de 4 años, la misma que serealizará el año 2005, correspondió emplear los mismos va- lores de VNR de la regulación de tarifas de mayo 2003. Cabe destacar, que el Costo Total del SPT de REP, calculado con la anualidad del VNR y el COyM, se com- paró con el valor de la RAG 2 a fin de determinar el Costo Total Anual a emplear en el cálculo del Peaje por Co-nexión al Sistema Principal de Transmisión, tal como se muestra en el numeral 3.6.2. 3.2.1.2. Línea Quencoro - Dolorespata Esta línea forma parte de los bienes comprendidos en el Contrato de Concesión de los Sistemas de Transmisiónde ETECEN y ETESUR suscrito entre el Estado Peruano y REP. Sin embargo, en la regulación de mayo de 2003 no se consideró dentro de los bienes que conforman la RAGen razón de que no había sido entregada a REP, y se mantenía bajo propiedad de la Empresa de Generación Eléctrica Machupicchu S.A. (en adelante “EGEMSA”). Al respecto, al momento de la fijación de las Tarifas en Barra, esta línea ha sido transferida por parte de EGE- MSA a ETESUR S.A., sin embargo, de acuerdo a lo ma-nifestado por el Ministerio de Energía y Minas, mediante oficio Nº 155-2004/MEM-VME, dicha línea aún no ha sido entregada a favor de REP, a raíz que está pendiente desuscribirse el Contrato de Cesión de Posición Contrac- tual entre la Junta Liquidadora de ETESUR y REP, y el Contrato de Transferencia de bienes entre la Junta Liqui-dadora de ETESUR y el Ministerio de Energía y Minas. Por ende, no se consideraron los ingresos de la Línea Quencoro - Dolorespata como parte de la RAG. En consecuencia, correspondió asignar el VNR de esta línea a favor de ETESUR S.A. en Liquidación. El monto a emplear correspondió al determinado en la regulación detarifas de mayo 2001. Sin embargo, en la oportunidad en que dicha instalación sea entregada oficialmente a REP, se deberá eliminar dicho cargo del Peaje por Conexión y Peajepor Conexión Unitario; así mismo, los ingresos de la men- cionada línea deberán considerarse como parte de la RAG. 3.2.1.3. San Gabán (Transmisión) La instalación de San Gabán (transmisión) que forma parte del SPT, corresponde a la celda de línea en 138 kVen la subestación Azángaro, la misma que fuera separa- da de la valorización de la L.T. Tintaya - Azángaro, de acuerdo con lo establecido en la Resolución OSINERGNº 1472-2002-OS/CD. En este caso, se empleo el valor reconocido en la regulación de tarifas de mayo 2003. 3.2.1.4. Eteselva Debido a que en la regulación de tarifas de mayo de 2001, se revisó el VNR de las instalaciones de transporte y trans-formación de propiedad de ETESELVA, que para entonces fueron incorporadas al SPT, en la fijación de mayo de 2005 corresponderá efectuar la actualización respectiva.16Artículo 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. 17Build Own Operate and Transfer 18De acuerdo con el Contrato de Concesión de los Sistemas de Transmisión Eléc-trica ETECEN - ETESUR suscrito entre el Estado Peruano y la Sociedad Con- cesionaria Red de Energía del Perú S.A. (REP), la Rem uneración Anual Garan- tizada (RAG) que corresponde percibir REP está compuesto por la Remunera- ción Anual Garantizada correspondiente al pago de los consumidores del SEIN (RAG 2) y la Remuneración Anual Garantizada correspondiente al pago de los titulares de generación del SEIN (RAG1). La RAG2 ha sido calculada como la diferencia de la RAG y la RAG1. 19Cláusula 5.2.5.1 (i) (a) .- La tarifa comprenderá la anualidad de la inversión que será calculada aplicando el VNR determinado por el organismo regulador el que será siempre igual al Monto de la Inversión del Adjudicatario, ajustado encada período de revisión por la variación del Finished Goods Less Food and Energy (Serie ID: WPSSOP3500) publicado por el departamento de Trabajo de los Estados Unidos de América. 20Cláusula 14 (i) .- Conforme al sistema legal de Tarifas vigente en el Perú, cuyo órgano regulador es la Comisión de Tarifas Eléctricas, la Sociedad Concesio- naria tiene derecho a cobrar al conjunto de concesionarios de generación que entregan electricidad al Sistema Principal de Transmisión, las sumas necesa-rias para cubrir el valor efectivo de su Costo Total de Transmisión, reajustado anualmente según contempla la cláusula 5.2.5.1.(i) de este contrato. 21Corresponde a la L.T 220 kV Montalvo - Socabaya. 22Corresponde a las L.T. 220 kV Montalvo - Tacna y Montalvo - Puno.