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/G50/GE1/G67/G2E/G20/G32/G39/G39/G33/G34/G38 /G4E/G4F/G52/G4D/G41/G53/G20/G4C/G45/G47/G41/G4C/G45/G53 Lima, lunes 29 de agosto de 2005 Lima hasta Talara. Por otro lado, comprende la línea de transmisión Mantaro - Socabaya en 220 kV, junto con las líneas Quencoro - Dolorespata, Tintaya - Azángaro y Cerro Verde - Mollendo, todas en 138 kV, las líneas Socabaya -Montalvo, Montalvo - Tacna y Montalvo - Puno, en 220 kV. Asimismo, comprende las líneas Tingo María - Huánuco en 138 kV y la línea Vizcarra - Paramonga Nuevaen 220 kV. Por otro lado, desde la regulación de mayo 2002 forman parte del Sistema Principal de transmisión del SEIN la L.T. en 138 kV Paragsha II - Huánuco y LaL.T. en 220 kV Pachachaca - Oroya - Carhuamayo - Paragsha - Vizcarra (L-224, L-2259, L-2258, L-2254). Al respecto, si bien en el año 2005 correspondía actualizar la definición de la instalaciones que componen el SPT, mediante la Disposición Transitoria Primera del Decreto Supremo Nº 012-2005-EM, se señaló que sedeberá dejar en suspenso hasta el 31 de diciembre de 2007 la aplicación del Artículo 132º del Reglamento 22, excepto para los casos de nuevas instalaciones detransmisión asociadas a nuevas centrales de generación que sean incorporadas al SEIN. De otro lado, el Artículo 7.6º de la Ley de Promoción de la Industria del Gas Natural, Ley 27133, establece que el OSINERG incorporará de manera periódica en el peaje del SPT un cargo que se denominará Garantía por Red principal,el cual permitirá cubrir, de ser necesario los ingresos garantizados a la Red Principal de Camisea. En cumplimiento de esta disposición, y mediante ResoluciónOSINERG Nº 077-2004-OS/CD, se aprobó la Norma “Procedimientos de Cálculo de la Garantía por Red Principal (GRP) del Proyecto Camisea”, cuyo artículo 3º estableceque la aprobación del peaje de la GRP, formará parte de la aprobación de la Tarifa en Barra. En este sentido, se emitió el Informe Técnico OSINERG-GART/DGN Nº 008A-2005que determinó el Peaje por GRP para el segundo año de Cálculo del proyecto Camisea. Dicho informe forma parte de la relación de información que sustentó la Tarifa en Barradel período mayo 2005 - abril 2006. 3.2. Valor Nuevo de Reemplazo (VNR)En cumplimiento de lo establecido en el Artículo 77º de la LCE 23, se procedió a actualizar el Valor Nuevo de Reemplazo (en adelante “VNR”) de las instalaciones de transmisión. Por otra parte, de acuerdo con lo señalado en los respectivos Contratos BOOT24 suscritos por el Estado con Redesur y Transmantaro, se procedió a actualizar el VNR correspondiente a sus instalaciones que pertenecenal SPT. Finalmente, con relación a las instalaciones de la Sociedad Concesionaria REP, dado que los ingresosproyectados en el Peaje por Conexión y el Ingreso tarifario, calculados con los VNR indicados, excederían la Remuneración Anual Garantizada correspondiente alpago de los consumidores del SEIN para el segundo año (RAG 2), el Peaje por Conexión fue ajustado de manera que los ingresos esperados no superasen la RAG225. 3.2.1. Instalaciones de Transmisión y Transformación A continuación se resumen los criterios que se utilizaron 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 COES - SINAC no presentó propuesta alguna de actualización del VNR en el ESTUDIO, sí habiéndolo hecho posteriormente en la ABSOLUCIÓN. Dicha propuesta de valorización, según señaló el COES-SINAC,se efectuó sobre la base de módulos estándares. Al respecto, del análisis realizado por el OSINERG, se encontró las siguientes omisiones: - Se consideró instalaciones que en la actualidad no forman parte del Sistema Principal de Transmisión de REP. - La estructura de archivos informáticos presentados no permitió verificar si los precios unitarios de los recursos empleados correspondían a valores de mercado o no. - Se modificó el VNR de instalaciones que se fijaron el año 2002, a pesar que no correspondía su actualización. Dado los problemas identificados, el OSINERG realizó un estudio para determinar los costos de VNR. Comoresultado de dicho estudio, se estableció que un VNR de REP ascendiente a US$ 108 168 988 conforme se muestra en el Cuadro Nº 3.1. 3.2.1.2. 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 separada de la valorización de la L.T. Tintaya - Azángaro, de acuerdo con lo establecido en la Resolución OSINERG Nº 1472-2002-OS/CD. Dado que la valorización de dicha línea, conjuntamente con sus celdas conexas, se fijó el año 2001 y que la citada resolución únicamente desagrególos cargos por la celda en la subestación Azángaro, correspondió en la presente regulación revisar el VNR por dichas instalaciones. En ese sentido, se efectuó la valorización de la referida celda con base a un módulo estándar y precios de mercado vigentes, obteniéndose como VNR el valor deUS$ 702 928. 3.2.1.3. Eteselva En la regulación de tarifas de mayo de 2001 se revisó el VNR de las instalaciones de transporte y transformación declaradas por Eteselva como conformantes del SPT delSEIN y reconocidas como tal por el Ministerio de Energía y Minas; por lo que, en cumplimiento de lo dispuesto por el Artículo 77º de la LCE, correspondió en la fijación demayo de 2005 efectuar la actualización del VNR correspondiente. Como resultado de la referida actualización, se determinó el VNR del SPT de Eteselva igual a US$ 19 220 266. 3.2.1.4. Antamina En atención al recurso de reconsideración presentado por ANTAMINA contra la Resolución Nº 066-2005-OS/CD, a través del cual dicha empresa señaló poseer la titularidadde parte de las instalaciones de la celda de salida de la línea Vizcarra-Paramonga Nueva (L-253), ubicada en la subestación Vizcarra; el OSINERG determinó el VNRcorrespondiente, el cual resultó US$ 1 138 967. 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 utilizando elíndice de precios denominado “ Finished Goods Less Food and Energy ”, Serie WPSSOP3500, publicado por el Bureau of Labor Statistics del US Department of Labor.En este sentido, el VNR base reajustado resultó ser igual a US$ 187 620 123. Adicionalmente, de conformidad con el Addendum Nº 5 del Contrato BOOT para el Diseño, Suministro de Bienes y 22Artículo 132º.- Las condiciones y criterios a considerarse para definir el Siste- ma Principal de Transmisión serán las siguientes: a) Deberá comprender instalaciones de alta o muy alta tensión; b) Deberá permitir el flujo bidireccional de energía;c) Cuando el régimen de uso de los sistemas no permite identificar responsa- bles individuales por el flujo de las mismas. Cada cuatro años o a la incorporación de una nueva central de generación en el sistema, se evaluarán los sistemas de transmisión calificados como principa-les y en mérito a las modificaciones que se hubieran presentado se procederáa su redefinición. 23Artículo. 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. 24Build Own Operate and Transfer 25De 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 Remuneración 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.