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

NORMAS LEGALESEl Peruano martes 5 de setiembre de 2006 327391REPUBLICADELPERU 3.3. Costos de Operación y Mantenimiento del Sistema Principal de Transmisión (COyM) Se revisó la información suministrada por el COES-SINAC sobre el Costo de Operación y Mantenimiento del SPT. En vista que este Comité no absolvió satisfactoriamente las observaciones hechas alESTUDIO, OSINERG determinó, en aplicación del principio regulatorio de no discriminación, revisar integralmente todas las propuestas presentadas sobre elCOyM y calcular dichos costos en forma estandarizada para todas las instalaciones que conforman el SPT del SEIN, sobre la base de los módulos estándares demantenimiento de líneas y subestaciones de transmisión, contenidos en el estudio realizado por la empresa S&Z Consultores Asociados S.A. en el año 2004. Es importante destacar que el COyM se determinó a partir de la valorización de los costos de operación, mantenimiento, gestión y seguridad para toda unaempresa en su conjunto, debido a que existen procesos y/o actividades de operación y gestión que están asociadas a todas las instalaciones de la misma. Cabe mencionar que para el caso de la empresa Transmantaro, de conformidad con la Adenda Nº 4 de su Contrato BOOT, que modifica la Cláusula 5.2.5 (ii) de dichocontrato, firmado 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 deUS$ 5 171 779, ajustada anualmente por la variación en el índice WPSSOP3500, índice de ajuste cuyo valor inicial (según dicha Adenda) es de 151,5. De igual modo, para el caso de la empresa ISA, los costos de operación y mantenimiento de las instalaciones de su SPT se determinan de acuerdo con lo establecidoen el Contrato de Concesión correspondiente; es decir, como un 3% del VNR. En el Cuadro Nº 3.3 se consigna los costos de operación y mantenimiento resultantes para las instalaciones de transmisión que pertenecen al SPT. Cuadro Nº 3.3 FITA MAYO DEL AÑO 2006 COSTO DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO DEL SPT EMPRESA DE COSTO DE TRANSMISIÓN OyM (US$/Año) REP 3 810 985 SAN GABÁN TRANSMISIÓN 19 756 ETESELVA 564 580 ANTAMINA 33 456 REDESUR 2 154 800 TRANSMANTARO 5 397 084 ISA 1 811 892 TOT AL SEIN 13 792 553 3.4. Factores de Pérdidas Marginales Los factores de pérdidas utilizados para expandir los precios de potencia y energía a partir de las barras de referencia se calcularon considerando el despachoeconómico del sistema. En este sentido, en el caso de los factores de pérdidas marginales de energía se utiliza el modelo PERSEO que permite una ponderaciónapropiada de los factores de pérdidas determinados para las diferentes situaciones hidrológicas, para los diferentes meses y para los diferentes niveles de carga en el sistema. Para el caso de los factores de pérdidas de potencia se empleó el despacho en la hora de máxima demanda del sistema utilizando un flujo de potencia AC. Para esteflujo, se utilizó el siguiente procedimiento:  Se ajustó la potencia de las centrales hidroeléctricas en base a los resultados del modelo PERSEO para el mes de mayor probabilidad que se presente la máxima demanda del año 2006 22.  Se ajustó la potencia de las centrales termoeléctricas tomando en cuenta sus costos variables, su ubicación en la red eléctrica y las restricciones de tensión y capacidaddel SEIN. Los resultados de los factores de pérdidas se presentan en el Cuadro Nº 3.4.Cuadro Nº 3.4 FITA MAYO DEL AÑO 2006 FACTORES DE PÉRDIDAS POTENCIA ENERGIA BARRAS BASE Base Base Santa Rosa Santa Rosa Punta Fuera Punta Talara 1,0240 0,9163 1,0209 Piura Oeste 1,0331 0,9287 1,0288 Chiclayo Oeste 1,0130 0,9279 1,0219 Guadalupe 220 1,0118 0,9319 1,0258 Guadalupe 60 1,0095 0,9334 1,0272 Trujillo Norte 1,0033 0,9306 1,0231 Chimbote 1 0,9785 0,9194 1,0123 Paramonga 220 0,9836 0,9154 0,9943 Paramonga 138 0,9782 0,9113 0,9927 Huacho 0,9868 0,9355 0,9963 Zapallal 0,9883 0,9662 0,9920 Ventanilla 0,9905 0,9728 0,9956 Chavarría 0,9975 0,9860 0,9989 Santa Rosa 1,0000 1,0000 1,0000 San Juan 1,0045 1,0384 1,0019 Cantera 0,9911 0,9877 0,9948 Independencia 0,9895 0,9596 0,9892 Ica 1,0130 0,9679 0,9979 Marcona 1,0677 0,9825 1,0125 Mantaro 0,9377 0,8505 0,9603 Huayucachi 0,9535 0,8802 0,9687 Pachachaca 0,9619 0,7994 0,9777 Huancavelica 0,9515 0,8800 0,9683 Callahuanca ELP 0,9737 0,8989 0,9861 Cajamarquilla 0,9907 0,9542 0,9956 Huallanca 138 0,8977 0,8813 0,9772 Vizcarra 0,9817 0,8683 0,9852 Tingo María 220 0,9643 0,8423 0,9647 Aguaytía 220 0,9544 0,8326 0,9548 Pucallpa 60 1,0201 0,8491 0,9668 Tingo María 138 0,9626 0,8318 0,9644 Huánuco 138 0,9765 0,8368 0,9762 Paragsha II 138 0,9720 0,8297 0,9777 Oroya Nueva 220 0,9622 0,8036 0,9794 Oroya Nueva 50 0,9707 0,8109 0,9804 Carhuamayo 138 0,9778 0,8252 0,9777 Carhuamayo 220 0,9513 0,8157 0,9729 Caripa 138 0,9791 0,8224 0,9838 Condorcocha 138 0,9831 0,8233 0,9848 Condorcocha 44 0,9912 0,8233 0,9848 Machupicchu 0,9365 0,7992 0,9050 Cachimayo 1,0044 0,8234 0,9333 Dolorespata 0,9999 0,8252 0,9345 Quencoro 0,9984 0,8248 0,9342 Combapata 1,0232 0,8403 0,9551 Tintaya 1,0406 0,8555 0,9781 Ayaviri 0,9998 0,8395 0,9629 Azángaro 0,9779 0,8309 0,9539 Juliaca 1,0397 0,8607 0,9836 Puno 138 1,0587 0,8712 0,9953 Puno 220 1,0605 0,8727 0,9978 Callalli 1,0486 0,8698 0,9916 Santuario 1,0476 0,8721 0,9973 Socabaya 138 1,0605 0,8769 1,0015 Socabaya 220 1,0616 0,8782 1,0006 Cerro Verde 1,0672 0,8791 1,0038 Reparticion 1,0750 0,8809 1,0049 Mollendo 1,0833 0,8831 1,0061 Montalvo 220 1,0732 0,8827 1,0076 Montalvo 138 1,0736 0,8831 1,0083 Ilo 138 1,0911 0,8896 1,0140 Botiflaca 138 1,0911 0,8873 1,0135 Toquepala 1,0939 0,8894 1,0166 Aricota 138 1,0886 0,8843 1,0129 Aricota 66 1,0849 0,8819 1,0122 Tacna 220 1,0829 0,8864 1,0104 Tacna 66 1,1063 0,8908 1,0122 22En los últimos años la máxima demanda del año se ha registrado en los meses de diciembre de cada año.