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

NORMAS LEGALESREPUBLICADELPERU 327394El Peruano martes 5 de setiembre de 2006 3.6.1.4. Liquidación de REP Para la liquidación anual de la Remuneración Anual Garantizada (en adelante ”RAG”) correspondiente a REP se tuvo en cuenta lo estipulado en el Anexo Nº 7, numeral7.0 (Procedimiento de liquidación anual) del Contrato de Concesión Sistemas de Transmisión Eléctrica ETECEN - ETESUR (en adelante “CONTRATO”) y el Procedimientopara la Liquidación Anual de los Ingresos por el Servicio de Transmisión Eléctrica del CONTRATO, aprobadomediante Resolución OSINERG Nº 336-2004-OS/CD. Cabe mencionar que, conforme se ha señalado en las fijaciones tarifarias de años anteriores, OSINERG incluyó como parte de la RAG los ingresos por loscontratos con las empresas CAHUA y ex Energía Pacasmayo. Como resultado, se obtuvo un monto de liquidación de US$ -655 871, la misma se resume en el cuadro siguiente: Cuadro Nº 3.9 LIQUIDACION DE LA RAG Período: Mayo 2005 a Abril 2006 Mes Fecha de Tipo Tipo de Cambio Montos Facturados Mensualmente RAG mensual Valor a Abril del de Cambio US $ RAG1 S/. RAG2 S/. Total S/. Total US $ US$ 2006 US$ 1 Mayo 14/06/05 3,251 10 903 815,66 4 025 251,54 14 929 067,20 4 592 146,17 4 533 194,04 5 094 859,64 2 Junio 14/07/05 3,253 10 886 961,56 4 145 317,62 15 032 279,18 4 621 051,09 4 533 194,04 5 078 737,76 3 Julio 12/08/05 3,253 10 890 103,24 4 094 956,14 14 985 059,38 4 606 535,32 4 533 194,04 5 015 196,13 4A gosto 14/09/05 3,289 10 888 101,82 4 099 838,92 14 987 940,74 4 556 990,19 4 533 194,04 4 914 621,87 5 Septiembre 14/10/05 3,392 10 953 319,94 4 137 616,67 15 090 936,61 4 448 978,95 4 533 194,04 4 753 033,38 6 Octubre 14/11/05 3,362 11 233 100,71 4 219 053,90 15 452 154,61 4 596 119,75 4 533 194,04 4 864 075,95 7 Noviembre 14/12/05 3,441 11 191 128,70 4 227 689,91 15 418 818,61 4 480 912,12 4 533 194,04 4 697 577,318 Diciembre 13/01/06 3,452 11 248 680,67 4 219 931,39 15 468 612,06 4 481 057,96 4 533 194,04 4 653 573,409 Enero 14/02/06 3,289 11 327 950,18 4 231 465,93 15 559 416,11 4 730 743,72 4 533 194,04 4 866 692,74 10 Febrero 14/03/06 3,341 11 132 490,91 4 163 359,63 15 295 850,54 4 578 225,24 4 533 194,04 4 665 521,12 11 Marzo 12/04/06 3,329 11 084 711,91 4 157 830,16 15 242 542,07 4 578 714,95 4 533 194,04 4 622 161,4312 Abril 12/05/06 3,280 11 224 791,16 4 153 743,87 15 378 535,03 4 688 577,75 4 533 194,04 4 688 577,75 57 914 628,48 RAG Incial US$ Factor de Actualizacion US$ RAG (Actualizada Año 4) - A US$ RAG Año3 US$ Cobrado Año 3 US$Liquidacion US$ al 30/04/06Liquidacion US$ al 30/04/07 - BDeducción por Adenda Contrato1 US$RAG Prox. Año A+B 58 638 000 1,044696 61 258 911 57 329 029 57 914 628 -585 599 -655 871 -57 543 60 545 497Total 3.6.1.5. Determinación y Asignación de la RAG Con la información disponible, y la liquidación anual de la RAG, obtenida conforme se indica en el numeralanterior, se determinó la RAG para el período mayo 2006 - abril 2007, que se resume en el Cuadro Nº 3.10 Cuadro Nº 3.10 Cálculo de la RAG de Red de Energía del Perú S.A. Conceptos Valor US$ RAG año 5 (mayo 2006 - abril 2007) 60 545 497 RAG1 (SST G/D + otros SST) 42 318 723 RAG2 = RAG - RAG1 18 226 773 Costo Total de Transmisión del SPT (CTSPT) 17 751 594 RAG SPT = min(RAG2, CTSPT) 17 751 594 RAG SST = RAG - RAG1 - RAG SPT 475 180 Ingreso Tarifario SST (ITA) Esperado año 5 - 766 862 Peaje Secundario (PSST) = RAG SST - ITA 0 RAG1: Parte de la RAG asignada a los generadores RAG2: Parte de la RAG asignada a los consumidores finales Cabe mencionar que, en esta oportunidad, se consideró una deducción ascendente a US$ 57 543, conforme a lo acordado en la Adenda al CONTRATO,debido al cambio del compromiso de inversión en compensación reactiva en el sistema eléctrico de la zona sur, de una capacidad de 30 MVAR a 20 MVAR. Finalmente, dado que el Costo Total de las instalaciones de REP que integran el SPT del SEIN resultó menor que el saldo de la RAG (US$ 18 226 773), la RAGasignada por el SPT ascendió a US$ 17 751 594. 3.6.2. Determinación del Peaje por Conexión El Peaje por Conexión Unitario se calculó dividiendo el monto del Peaje por Conexión entre la MáximaDemanda anual proyectada a ser entregada a los clientes. Para el presente caso se consideró una Máxima Demanda anual esperada igual a 3 391,14 MW. Con el VNR reconocido para el sistema de transmisión y los costos de operación y mantenimiento señalados anteriormente, el Peaje por Conexión al Sistema Principalde Transmisión resultó: 45,05 US$/kW-año.El Cuadro Nº 3.11 muestra el resultado del cálculo del Peaje por Conexión y del Peaje por Conexión Unitario para el período que va desde mayo 2006 hasta abril 2007. Cuadro Nº 3.11 EMPRESA DE COSTO L IQUI- AJUSTE INGRESO PEAJE PEAJE TRANSMISIÓN ANUAL DACIÓN POR RAG TARIFARIO ANUAL UNITARIO (US$/Año) ANUAL (US$/Año) (US$/Año) (US$/Año) (US$/kW-Año) (US$/Año) REP 17 751 594 17 751 594 228 963 17 522 631 5,167 SAN GABÁN TRANSMISIÓN 107 020 0 107 020 0,032 ANTAMINA 174 852 0 174 852 0,052 ETESELVA 2 950 654 61 478 2 889 176 0,852 REDESUR 11 339 115 91 234 50 376 11 379 973 3,356 TRANSMANTARO 29 983 215 269 369 897 152 29 355 431 8,657 ISA 9 309 722 56 171 204 613 9 161 281 2,702 Garantía por Red Principal (GRP) TGP 22,840 Garantía por Red Principal (GRP) GNLC 1,391 Total 45,05 Se debe señalar que el Peaje por Conexión unitario indicado incluye el pago por la Garantía por Red Principal del Proyecto Camisea, que en esta regulación ascendió al monto de 1,916 US$/kW-mes ó su equivalente 24,231US$/kW-año, conforme se sustentó en el Informe OSINERG-GART/DGN Nº 030-2006. 4. TARIFAS EN BARRA EN SUBESTACIONES BASE La barra de referencia considerada para la aplicación del Precio Básico de la Energía fue la ciudad de Lima (barras de San Juan, Santa Rosa y Chavarría a 220 kV). De igual modo, para el Precio Básico de la Potencia se consideró como referencia la ciudad de Lima en 220 kV, por ser ésta la ubicación más conveniente para instalarcapacidad adicional de potencia de punta en el SEIN. 4.1. Tarifas Teóricas Las tarifas teóricas de potencia y energía en cada Subestación Base se determinaron expandiendo los precios básicos con los respectivos factores de pérdidas y se muestran en el Cuadro Nº 4.1. En el mismo cuadro