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/G50/GE1/G67/G2E/G20/G32/G39/G39/G33/G35/G30 /G4E/G4F/G52/G4D/G41/G53/G20/G4C/G45/G47/G41/G4C/G45/G53 Lima, lunes 29 de agosto de 2005 3.3.1.5. Transmantaro De conformidad con el ADDENDUM Nº 4 al Contrato BOOT de TRANSMANTARO, que modifica la Cláusula 5.2.5(ii) de dicho contrato, firmada el 1 de octubre de 2004,se estableció que durante todo el período de la Concesión, la retribución anual por costos de operación y mantenimiento será de US$ 5 171 779, ajustado anualmente por la variaciónen el índice WPSSOP3500, índice de ajuste cuyo valor inicial (según el Addendum Nº 4) es de 151,5. En aplicación de lo dispuesto por el Contrato BOOT, el valor del COyM de Transmantaro resultó igual a 5 311 741 US$/año. 3.3.1.6. Redesur Para determinar los costos de operación y mantenimiento de las instalaciones de transmisión del Sistema Principal de REDESUR se ha tomado en cuentala propuesta del COES-SINAC, el Contrato BOOT de REDESUR y las condiciones de eficiencia establecidas en el marco regulatorio vigente. Así, el valor del COyMdel Sistema Principal de Transmisión de Redesur resultó en 2 216 371 US$/año. 3.3.1.7. ISA Los costos de operación y mantenimiento de las instalaciones del Sistema Principal de ISA se determinaron de acuerdo con lo establecido en el Contrato de Concesióncorrespondiente. Así, el valor del COyM del Sistema Principal de Transmisión de ISA resultó de 1 717 917 US$/año. En el Cuadro Nº 3.2 se consigna los costos de operación y mantenimiento de las instalaciones de transmisión que pertenecen al SPT. Cuadro Nº 3.2 COSTO DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO DEL SPT EMPRESA DE COSTO DE TRANSMISIÓN OyM (US$/Año) REP 3 019 985 SAN GABÁN TRANSMISIÓN 19 756 ETESELVA 594 306 ANTAMINA 35 218 REDESUR 2 216 371 TRANSMANTARO 5 311 741 ISA 1 717 917 TOTAL SEIN 12 915 293 3.4. Factores de Pérdidas Marginales Los factores de pérdidas utilizados para expandir los precios de potencia y energía a partir de las barras dereferencia se calcularon considerando el despacho económico del sistema. En este sentido, en el caso de los factores de pérdidas marginales de energía se utilizó elmodelo PERSEO, el mismo que permite una ponderación apropiada de los factores de pérdidas determinados para las diferentes situaciones hidrológicas, los diferentes mesesy los diferentes niveles de carga en el sistema. Para el caso de los factores de pérdidas de potencia se emplea el despacho en la hora de máxima demandadel sistema utilizando un flujo de potencia AC. Para este flujo, con respecto a la propuesta del COES-SINAC, se realizaron las siguientes modificaciones: Se ajustó la demanda del Ecuador sobre la base de los datos históricos de las transacciones del último año(0,0MW). Se ajustaron los despachos de las centrales del Complejo Mantaro considerando la potencia efectivaestimada por OSINERG (663,18 MW). Se ajustaron los despachos de las centrales hidroeléctricas, conforme a los resultados del modeloPERSEO, para el bloque de punta del mes en que ocurre la máxima demanda. Se ajustaron los despachos de las unidades de la C.T. Malacas, considerando el precio límite de referencia para el gas natural. Los resultados de los factores de pérdidas se presentan en el Cuadro Nº 3.3.Cuadro Nº 3.3 FITA MAYO DEL AÑO 2005 FACTORES DE PÉRDIDAS POTENCIA ENERGIA BARRAS BASE Base Base Santa Rosa Santa Rosa Punta Fuera Punta Talara 1,0476 0,8731 0,9735 Piura Oeste 1,0468 0,8845 0,9846 Chiclayo Oeste 1,0120 0,8873 0,9849 Guadalupe 220 1,0041 0,8932 0,9897 Guadalupe 60 1,0012 0,8945 0,9914 Trujillo Norte 0,9883 0,8967 0,9914 Chimbote 1 0,9618 0,8879 0,9830 Paramonga 220 0,9645 0,9064 0,9781 Paramonga 138 0,9591 0,9089 0,9822 Huacho 0,9741 0,9306 0,9848 Zapallal 0,9882 0,9723 0,9899 Ventanilla 0,9921 0,9809 0,9966 Chavarría 0,9978 0,9855 0,9985 Santa Rosa 1,0000 1,0000 1,0000 San Juan 1,0050 1,0398 1,0029 Independencia 0,9837 0,9462 0,9880 Ica 1,0004 0,9528 0,9948 Marcona 1,0320 0,9586 1,0072 Mantaro 0,9240 0,8212 0,9528 Huayucachi 0,9422 0,8592 0,9624 Pachachaca 0,9539 0,7920 0,9651 Huancavelica 0,9399 0,8549 0,9624 Callahuanca ELP 0,9712 0,8952 0,9801 Cajamarquilla 0,9902 0,9525 0,9930 Huallanca 138 0,8806 0,8498 0,9502 Vizcarra 0,9512 0,8595 0,9664 Tingo María 220 0,9038 0,8323 0,9416 Aguaytía 220 0,8797 0,8224 0,9301 Pucallpa 60 0,9321 0,8334 0,9383 Tingo María 138 0,8989 0,8207 0,9393 Huánuco 138 0,9332 0,8249 0,9533 Paragsha II 138 0,9480 0,8202 0,9587 Oroya Nueva 220 0,9515 0,7984 0,9658 Oroya Nueva 50 0,9596 0,8042 0,9708 Carhuamayo 138 0,9576 0,8105 0,9500 Caripa 138 0,9650 0,8116 0,9579 Condorcocha 138 0,9686 0,8125 0,9589 Condorcocha 44 0,9755 0,8125 0,9589 Machupicchu 0,8538 0,7460 0,8718 Cachimayo 0,9163 0,7682 0,8986 Dolorespata 0,9115 0,7702 0,9001 Quencoro 0,9100 0,7701 0,9000 Combapata 0,9312 0,7878 0,9233 Tintaya 0,9464 0,8070 0,9497 Ayaviri 0,9162 0,7927 0,9357 Azángaro 0,8990 0,7850 0,9281 Juliaca 0,9687 0,8134 0,9564 Puno 138 0,9900 0,8215 0,9661 Puno 220 0,9911 0,8242 0,9678 Callalli 0,9656 0,8208 0,9634 Santuario 0,9727 0,8283 0,9698 Socabaya 138 0,9868 0,8337 0,9742 Socabaya 220 0,9863 0,8341 0,9733 Cerro Verde 0,9914 0,8357 0,9765 Reparticion 0,9941 0,8368 0,9770 Mollendo 1,0017 0,8375 0,9767 Montalvo 220 1,0048 0,8371 0,9783 Montalvo 138 1,0044 0,8372 0,9792 Ilo 138 1,0185 0,8414 0,9828 Botiflaca 138 1,0186 0,8403 0,9838 Toquepala 1,0190 0,8431 0,9879 Aricota 138 1,0060 0,8366 0,9838 Aricota 66 0,9991 0,8335 0,9842 Tacna 220 1,0131 0,8403 0,9791 Tacna 66 1,0346 0,8451 0,9784 3.5. Ingreso Tarifario Los Ingresos Tarifarios (IT) de energía de las líneas de transmisión y subestaciones de transformación que