NORMA LEGAL OFICIAL DEL DÍA 05 DE SEPTIEMBRE DEL AÑO 2006 (05/09/2006)

NORMAS LEGALESEl Peruano martes 5 de setiembre de 2006 327389REPUBLICADELPERU ANUALIDAD DE LA INVERSION CENTRAL TERMOELECTRICA Miles US$ / año Miles US$ / año Miles US$ / año Vida Util (años) 20 Factor de Recupero de Capital 13,39% Anualidad del Costo Total de la Inversion de la Central Térmica ( aCTICT ) 5 436,63 758,08 6 194,71 CONEXI ÓN ELECTRICA Miles US$ / año Miles US$ / año Miles US$ / año Vida Util (años) 30 Factor de Recupero de Capital 12,41% Anualidad del Costo Total de la Inversion de la Conexión Eléctrica ( aCTI CE ) 290,50 48,35 338,84 Costo Fijo Anual de Operación y Mantenimiento Miles US$ / año Miles US$ / año Miles US$ / año Costo Fijo de Personal y Otros ( CFPyO ) 890,28 890,28 Costos Fijos de Operación y Mantenimiento ( CFOyM ) 662,46 662,46 Participación 79,02% 20,98% Costo Fijo anual de Operación y Mantenimiento ( CFaOyMe ) 8,92 US$ / kW-año Anualidad de la Inversión de la Unidad de Punta ( aINV ) 37,52 US$ / kW-año Costo de Capacidad por Unidad de Potencia Estándar ( CCUPS ) 46,43 US$ / kW-año Costo de Capacidad por Unidad de Potencia Efectiva ( CCUPE ) 48,78 US$ / kW-año Precio Básico de la Potencia ( PBP ) 59,82 US$ / kW-año Capacidad Estándar de la unidad de Punta ( CE ISO ) 174,2 MW Potencia Efectiva ( PEF ) 165,8 MW Factor de Ubicación ( FU ) 1,0506 Margen de Reserva Firme Objetivo del sistema ( MRFO ) 19,40% Tasa de Indisponibilidad Fortuita de la unidad ( TIF ) 2,63% (1) Tamex = 10,53% vi gente al 31.03.03 3. CARGOS POR TRANSMISIÓN EN EL SPT 3.1. Sistema Principal de Transmisión El Sistema Principal de Transmisión (en adelante “SPT”) del SEIN comprende un conjunto de instalaciones que han sido calificadas por el Ministerio de Energía yMinas (en adelante “MEM”). Este sistema, redefinido a inicios de 2001, no necesariamente forma una red continua. Las instalaciones que lo integran, así como sustitulares, se detallan en el Cuadro Nº 3.1. Adicionalmente, acorde con el cálculo realizado en el informe OSINERG GART/DGN Nº 030-2006 el monto porconcepto de la Garantía por Red Principal correspondiente a la regulación tarifaria mayo 2006 - abril 2007 resultó de 6,43 S/./kW-mes. Cuadro Nº 3.1 INSTALACIONES QUE CONFORMAN EL SISTEMA PRINCIPAL DE TRANSMISIÓN CÓDIGO DE A TITULAR INSTALACIÓN SUBESTACIÓN SUBESTACIÓN L-2280 Zorr itos Zarumilla REP L-2248 Talara Piura Oeste REP SE Talara Reactor 20 MVAR REP SE Piura Oeste Reactor 20 MVAR REP L-2236 Chiclayo Oeste Guadalupe REP SE Chiclayo Oeste SVC +/- 30 MVA REP L-2234 Guadalupe Tr ujillo Norte REP SE Guadalupe Transformador 220/60/10kV; 60MVA REP SE Guadalupe Reactor 20 MVAR REP SE Trujillo Norte SVC +30/-20 MVAR REP L-2215 Chimbote 1 Par amonga Nueva REP SE Chimbote Bancos 20 + 15 MVAR REP L-2213 Par amonga Nueva Huacho REP SE Paramonga Nueva Reactor 40 MVAR REP L-2212 Huacho Zapallal REP L-2003/2004 Chavarri a Santa Rosa REP SE San Juan Bancos 30 + 15 MVAR REP L-1120 Par agsha II Huánuco REP SE Huánuco Banco 2.2 MVAR REP L-1121 Huánuco Tingo María REP SE Tíngo María Banco 2.2 MVAR REP L-1029 Cerro Verde Repartición REP L-1030 Repartición Mollendo REP L-1006 Tintaya Azángaro REP SE Tintaya SVC +/- 15 MVA REP L-1004 Dolorespata Quencoro REP L-2224 Celda en SE Pachachaca REP C.Control Principal Lima REP C.Control Respaldo Arequipa REP SE Azángaro Celda en 138 kV SAN GABÁN SE Tingo María Reactor 30 MVAR ETESELVA SE Tingo María Autotransformador 220/138 kV; 40 MVA ETESELVA L-253 Vizcarra Par amonga Nueva ETESELVA SE Vizcarra Celda L-253 en 220 kV ANTAMINA L-2025 L-2026 Socabaya M ontalvo REDESUR L-2029 Montalvo Tacna REDESUR L-2030 Montalvo Puno REDESUR L-2053 L-2054 M antaro Socabaya TRANSMANTARO L-224 Pachachaca Oroya Nueva ISA L-22259 L-22258 L-2254 Oroya-Carhuamayo-Paragsha-Vizcarra ISA3.2. Valor Nuevo de Reemplazo (VNR) En cumplimiento de lo establecido en el Artículo 77º de la LCE15, se procedió a actualizar el Valor Nuevo de Reemplazo (en adelante “VNR”) de las instalaciones de transmisión, revisadas previamente en el año 2002. Por otra parte, de acuerdo con lo señalado en los respectivos Contratos BOOT16 suscritos por el Estado con Redesur, Transmantaro e ISA, se procedió a actualizar elVNR correspondiente a sus instalaciones que pertenecen al SPT. 3.2.1. Instalaciones de Transmisión y Transfor- mación 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) Se realizó la actualización del VNR de la línea 220 kV Zorritos-Zarumilla, la línea 138 kV Huánuco - Paragsha, la Celda en la subestación Pachachaca y el Centro del Control, no habiéndose modificado el resto deinstalaciones por corresponder la revisión de su VNR en el año 2009. Como resultado, se estableció el VNR de REP como US$ 112 294 172 conforme se muestra en elCuadro Nº 3.2. 15Artículo. 77º.- Cada cuatro años, la Comisión de Tarifas de Energía procederá a actualizar el Valor Nuevo de Reemplazo de las instalaciones de transmisión y distribución, con la información presentada por los concesionarios.En el caso de obras nuevas o retiros, la Comisión de Tarifas de Energía incorporará o deducirá su respectivo Valor Nuevo de Reemplazo. 16Build Own Operate and Transfer