Norma Legal Oficial del día 25 de diciembre del año 1999 (25/12/1999)
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NORMAS LEGALES
MORDAZA, sabado 25 de diciembre de 1999
3.1.1.2 Precio Basico de Potencia El precio basico de la potencia se obtiene a partir de la anualidad de la inversion en la planta de punta (incluidos los costos de conexion) mas sus costos fijos de operacion y mantenimiento anual, y considerando los factores de la Tasa de Indisponibilidad Fortuita de la unidad y el Margen de Reserva Firme Objetivo del sistema. El metodo utilizado para identificar la unidad de punta consistio en evaluar la economia de un conjunto de alternativas de abastecimiento (configuradas a partir de diferente tecnologia, tamano y ubicacion de la planta), para abastecer el incremento de la demanda del diagrama de duracion de carga durante las horas de punta de un periodo de 4 anos. El precio basico de potencia utilizado en la presente fijacion es el correspondiente al determinado en noviembre de 1997, reajustado por la Tasa de Indisponibilidad Fortuita de la unidad igual a 5% y el Margen de Reserva Firme Objetivo del sistema igual a 9.5% (D.S. Nº 004-99-EM publicado el 20 de marzo de 1999) y actualizado por su respectiva formula de actualizacion. 3.1.2 Premisas y Resultados A continuacion se presenta la demanda, el programa de obras, los costos variables de operacion y el costo de racionamiento utilizados para el calculo de los costos marginales y los precios basicos de potencia y energia. Se muestra luego la integracion de precios basicos y peajes de transmision para constituir las Tarifas en Barra. Los peajes de transmision fueron determinados para la regulacion de precios de MORDAZA 1999, debidamente actualizados. 3.1.2.1 Prevision de Demanda Los datos de demanda del Sistema Sur se presentan en el Cuadro Nº 3.1. Se ha considerado la proyeccion de la demanda del servicio publico, asi como la incorporacion de nuevas cargas de acuerdo al plan de electrificacion rural de las empresas de distribucion. El mayor crecimiento de la demanda en el ano 2000, se debe en parte a la reincorporacion de la empresa industrial de fertilizantes Cachimayo-Yura (que quedo fuera de servicio a raiz del aluvion en la central de Machu Picchu) y demandas mineras que estuvieron postergadas por una menor oferta en el sistema sur. La MORDAZA demanda contiene el factor de simultaneidad proporcionado por el COES. La proyeccion de la demanda se realiza por centros de carga (localidades, mediana industria, mediana y gran mineria). El modelo considera la agrupacion de dichos centros de carga en seis nodos representativos del sistema; por tanto, es necesario agregar al consumo de energia un porcentaje de perdidas con la finalidad de compensar las perdidas por transporte no reconocidas en el modelado de la red de transmision y subtransmision de los nodos equivalentes. Cuadro Nº 3.1
Proyeccion de la Demanda 1999 - 2003
Ano 1996 1998 1999 2000 2001 2002 2003 Max. Demanda MW 268 410 436 461 502 548 650 Consumo Anual GWh 1463 2598 2815 3168 3345 3651 4569 F.C. % 62,3% 72,4% 73,6% 78,4% 76,1% 76,0% 80,2% Tasa de Crecimiento Potencia Energia
6,5% 5,7% 8,8% 9,2% 29,6%
8,4% 12,5% 5,6% 9,1% 36,6%
3.1.2.1 Programa de Obras El programa de obras empleado para la presente fijacion tarifaria se muestra en los MORDAZA Nºs. 3.2 y 3.3. Con relacion al reingreso de la C.H. Machu Picchu se ha considerado la propuesta de EGEMSA, responsable del proyecto para la recuperacion de la central, cuyo cronograma de reingreso se presenta en dos etapas: 75 MW (turbina Pelton) en agosto del 2001 y 65 MW adicionales (turbina Francis) en enero del 2004. En este sentido, para la presente fijacion de tarifas, solo se ha considerado el reingreso de la etapa de 75 MW en agosto del 2001. La otra etapa esta fuera del horizonte de analisis. La operacion de la C.H. San Gaban, en actual prueba de operacion, se ha considerado a partir de enero del ano 2000. Como oferta termica de generacion, se preve la operacion de la unidad Nº 1 de la C.T. Ilo II a carbon de Enersur en setiembre del ano 2000 (125 MW) y la unidad Nº 2 (125MW) en MORDAZA del ano 2002. Cuadro Nº 3.2
Proyectos de Generacion 1999 - 2003
FECHA DE INGRESO Ene. 2000 Set. 2000 Ago. 2001 Jul. 2002 PROYECTO Ingreso de la C.H. San Gaban II TV N° 1 a Carbon de la C.T. Ilo II Reingreso C.H. Machupicchu ( Pelton) TV N° 2 a Carbon 2 de la C.T. Ilo II POTENCIA MW 110,0 125,0 75,0 125,0 DESCRIPCION Inversion de Empresa de Generacion Electrica San Gaban Inversion de ENERSUR Inversion EGEMSA Inversion de ENERSUR