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PÆg. 274337 NORMAS LEGALES Lima, jueves 12 de agosto de 2004 vos Soles/mes por el uso de las instalaciones secunda- rias de ELECTROANDES S.A.”. Se dispuso modificar el contenido del numeral 6 del Artículo 2º de la Resolución OSINERG Nº 072-2004-OS/ CD, el que quedó redactado de la siguiente manera: “6 COMPENSACIONES POR EL SISTEMA SECUN- DARIO DE DEI EGENOR EN LA SUBESTACIÓN CHIM- BOTE 1 El titular de la central de generación Cañón del Pato pagará una compensación mensual equivalente a 80 049 Nuevos Soles/mes por el uso del autotransformador 2, 220/138/13,8kV y sus correspondientes celdas de 220 kV, 138 kV (sólo pararrayos y transformador de tensión capacitivo) y 13,8 kV de la Subestación Chimbote I de Duke Energy International Egenor S. en C. por A.” . Cuadro Nº 2.11-10 MODIFICACION AL CUADRO Nº 20 DE LA RESOLUCIÓN Nº 072-2004-OS/CD ACTUALIZACIÓN DEL CARGO DE PEAJE SECUNDARIO POR TRANSMISIÓN EQUIVALENTE EN ENERGÍA (CPSEE) Instalaciones a b Secundarias del CPSEE01 SST Santuario - Chilina 138 kV 0,3889 0,6111 Cuadro Nº 2.11-11 MODIFICACIONES EN EL CUADRO Nº 25 DE LA RESOLUCIÓN Nº 072-2004-OS/CD ACTUALIZACIÓN DE LAS COMPENSACIONES Compensaciones a b SST Chimbote 1- Chiclayo Oeste REP 0,6932 0,3068 SST Subestación Chimbote 1 DEI EGENOR 0,7201 0,2799 2.11.1. Impacto Tarifario Finalmente, estos valores, resultantes de la absolu- ción de los recursos de reconsideración, originaron los siguientes impactos tarifarios a nivel de usuario final, en las principales ciudades. Cuadro Nº 2.11-12 RESOLUCIONES DE RECURSOS DE RECONSIDERACIÓN IMPACTO EN TARIFA A USUARIO FINAL Ciudad Impacto en % Cañete (EDECAÑETE) +1,25% Arequipa (EGASA) +0,05% Chimbote (EGENOR) +0,0% Tarma (CEMENTO ANDINO) +0,44% 3. TARIFAS Y COMPENSACIONES DE SST 3.1. Criterios Generales En el proceso de fijación de tarifas de los SST, el OSI- NERG ha realizado los estudios específicos menciona- dos anteriormente, sobre la base de criterios aplicados en forma general. A continuación se describen los crite-rios generales empleados por el OSINERG y, en los nu- merales posteriores se resumen, en términos económi- cos, los resultados finales de cada rubro principal, encada estudio realizado. 3.1.1. Estimación de la DemandaPara la estimación de la demanda de energía eléctri- ca por los usuarios de los SST se ha tenido en cuenta lossiguientes criterios: - Evaluar la consistencia de la información histórica de demanda de energía y potencia, presentada por las empresas sobre la base de la información existente en el OSINERG.- Zonificar la demanda de acuerdo a su ubicación en el área urbana o en el área rural. - Efectuar la caracterización de la demanda de acuer- do a la densidad de carga, existencia de redes subterrá-neas, características geográficas y climatológicas. - Realizar la proyección de la demanda a largo plazo (15 años) teniendo en cuenta, entre otros aspectos, elcrecimiento vegetativo del mercado regulado y el que corresponda a los clientes en condiciones de competen- cia (libres); así como su correlación con las variablesmacroeconómicas (PBI, población) y tarifas eléctricas; para lo cual se aplicaron métodos econométricos y/o de tendencias de acuerdo con los resultados de análisisestadísticos. - Determinar el crecimiento de la demanda para el escenario medio, es decir para un escenario de evolu-ción promedio de PBI, población y costos de la energía. Finalmente, se obtuvieron resultados de la proyección de la demanda de energía y potencia por cada subesta- ción y nivel de tensión (muy alta tensión, alta tensión y media tensión) para todos los sistemas eléctricos. 3.1.2. Determinación del SEA Teniendo en cuenta lo dispuesto en el Decreto Supre- mo Nº 029-2002-EM, para la determinación del SEA, se realizaron estudios de planificación de la red de transmi-sión considerando un horizonte de 15 años, determinán- dose el nivel de tensión y el equipamiento necesario para satisfacer la demanda en el horizonte, cumpliendo lasnormas técnicas vigentes, sobre la base de estudios de flujo de carga y caída de tensión. El planeamiento de las redes de transmisión se reali- zó atendiendo a la necesidad de formular un sistema de transmisión económicamente adaptado a la demanda, procurando el menor costo y manteniendo la calidad delservicio. En este sentido, se buscó un equilibrio perma- nente en la relación Demanda / Capacidad Instalada, considerando tecnología vigente y la práctica usual de laindustria, y evitando el uso de capacidad innecesaria. La determinación del SEA incluyó los siguientes cál- culos de los parámetros técnico-económicos de las re-des: - Topología de red. - Niveles de tensión. - Cantidad, sección y longitud de circuitos AT. - Módulos de transformación.- Uso y ubicación de dispositivos de protección, ma- niobra y automatismos. - Control y telecomunicaciones. Finalmente se determinó el SEA expresado como la cantidad, tipo y longitud de las líneas de transmisión; asícomo la ubicación de las subestaciones de transmisión y, la capacidad y niveles de tensión de sus equipos. 3.1.3. Determinación de los Costos de Inversión El costo de inversión viene a ser el costo necesario en que se incurre, en condiciones de eficiencia, para la construcción de las instalaciones (líneas, subestaciones, etc.) determinados como SEA. Para la determinación del Costo de Inversión (CI), co- rrespondiente al SEA, se utilizaron módulos de líneas de transmisión y subestaciones de transformación. Dichosmódulos se diseñaron considerando la tecnología y los precios vigentes del mercado, configurando módulos efi- cientes para cada uno de los equipamientos que confor-man los SST. Estos módulos consideran, entre otros as- pectos, el nivel de tensión estándar, la altura sobre el nivel del mar, las condiciones ambientales, el tipo de te-rreno que atraviesa, la ubicación urbana o rural; etc. El costo de inversión está conformando por costos di- rectos y costos indirectos: Los costos directos consideran principalmente: - Costos de materiales y equipos CIF más derechos y gastos de aduana; - Costos de transporte;- Costos de montaje electromecánico y obras civiles; - Accesos; - Pruebas y puesta en servicio; e