Norma Legal Oficial del día 30 de mayo del año 2001 (30/05/2001)

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TEXTO DE LA PÁGINA 57

MORDAZA, miercoles 30 de MORDAZA de 2001 B.2.- Precio Basico de Potencia.

NORMAS LEGALES

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ampliacion de una subestacion existente en 220 kV y por estar, ademas, cercanos a la nueva central termica. Otros Suministros · Se ha encontrado ademas una diferencia (exceso) en el costo de los equipos de maniobra, elementos de proteccion, medicion control, etc., del orden de US$ 35 000. Otros Costos · Una vez efectuadas las correcciones en los costos de suministros indicados anteriormente, se obtienen ademas los siguientes ajustes al aplicar los porcentajes correspondientes sobre los costos de suministros y costos directos en general: Planos para Obras Montaje Electromecanico y Pruebas (aprox. US$ 30 000), Repuestos (3% del FOB) y Gastos Generales (aprox. US$ 45 000), Gastos Indirectos (aprox. US$ 28 000). En la propuesta definitiva remitida por el COESSICN a la CTE (hoy OSINERG), en la parte correspondiente a los costos de conexion, existe un error en la determinacion del Costo de la Supervision del orden de US$ 430 000, valor que agregado a los montos a corregirse mencionados anteriormente, hacen una diferencia de aproximadamente US$ 870 000. Si esta cantidad se

El precio basico de potencia para el Sistema Interconectado Nacional (SINAC) se determino inicialmente mediante un estudio realizado por la CTE (hoy OSINERG) para la Fijacion Tarifaria MORDAZA 2000. El resultado de los analisis efectuados establecio que la unidad mas economica para abastecer la demanda de punta es una unidad W501D5A de 122,48 MW de potencia ISO ubicada en MORDAZA (subestacion San MORDAZA 220 kV). El precio resultante en este caso fue de 66,64 US$/kW-ano. El Margen de Reserva Firme Objetivo y la Tasa de Indisponibilidad Fortuita utilizados fueron 19% y 5% respectivamente. El 19 de MORDAZA de 2001, la CTE (hoy OSINERG) cumplio con remitir al COES-SICN el estudio "Revision del Precio Basico de Potencia para el SINAC" correspondiente a la fijacion tarifaria de noviembre 2000, solicitada por el COES-SICN mediante su comunicacion COES-SINAC/D-292-2001 recibida el 18 de MORDAZA del mismo ano. El Articulo 126º del Reglamento de la Ley de Concesiones Electricas7 detalla el procedimiento que permite determinar el Precio Basico de la Potencia, procedimiento que es aplicado por la Comision (hoy OSINERG) al efectuar los analisis y estudios de detalle para determinar los diferentes parametros que conforman este precio. Para la regulacion tarifaria correspondiente a MORDAZA 2001, el COES-SICN propuso la misma alternativa presentada para la fijacion tarifaria de noviembre 2000 (unidad Alstom GT11N2 de 103,99 MW de potencia efectiva en Lima) pero con un ajuste de los costos de conexion con lo cual resulta un precio basico de 78,05 US$/kW-ano. Revisadas las premisas, costos y calculos empleados por el COES-SICN para los Costos de Conexion en esta regulacion, se encontro que los mismos no resultan amparables por las siguientes consideraciones: Costo del Transformador de Potencia · El costo FOB considerado en el estudio del COESSICN carece de sustento por estar basado en una sola cotizacion para unidades monofasicas y para tres arrollamientos 45/45/15 MVA, 210: 3 ± 2x2.5%/13,8: 3/10 kV, cuyo costo FOB es de US$ 1 645 920. Para obtener el costo de la unidad trifasica en el estudio del COESSICN, este aplico los siguientes factores:
q Factor de correccion para unidad trifasica: 1,27 q Factor de correccion para dos arrollamientos: 1,08

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La Anualidad de la Inversion a que se refiere el inciso e) del Articulo 47º de la Ley, asi como el Precio Basico de Potencia a que se refiere el inciso f) del Articulo 47º de la Ley, seran determinados segun los siguientes criterios y procedimientos: a) Procedimiento para determinar el Precio Basico de la Potencia: I) Se determina la Anualidad de la Inversion a que se refiere el inciso e) del Articulo 47º de la Ley, conforme al literal b) del presente articulo. Dicha Anualidad se expresa como costo unitario de capacidad estandar; II) Se determina el Costo Fijo anual de Operacion y Mantenimiento estandar, considerando la distribucion de los costos comunes entre todas las unidades de la central. Dicho costo se expresa como costo unitario de capacidad estandar; III) El Costo de Capacidad por unidad de potencia estandar, es igual a la suma de los costos unitarios estandares de la Anualidad de la Inversion mas la Operacion y Mantenimiento definidos en los numerales I) y II) que anteceden; IV) El Costo de Capacidad por unidad de potencia efectiva, es igual al Costo de Capacidad por unidad de potencia estandar por el factor de ubicacion. El factor de ubicacion es igual al cociente de la potencia estandar entre la potencia efectiva de la unidad; V) Se determina los factores que tomen en cuenta la Tasa de Indisponibilidad Fortuita de la unidad y el Margen de Reserva Firme Objetivo del sistema; y VI) El Precio Basico de la Potencia es igual al Costo definido en el numeral IV) por los factores definidos en el numeral V) que anteceden. b) Procedimiento para determinar la Anualidad de la Inversion: I) La Anualidad de la Inversion es igual al producto de la Inversion por el factor de recuperacion de capital obtenido con la Tasa de Actualizacion fijada en el Articulo 79º de la Ley, y una MORDAZA util de 20 anos para el equipo de Generacion y de 30 anos para el equipo de Conexion. II) El monto de la Inversion sera determinado considerando: 1) El costo del equipo que involucre su precio, el flete, los seguros y todos los derechos de importacion que les MORDAZA aplicables (equivalente a valor DDP de INCOTERMS); y, 2) El costo de instalacion y conexion al sistema. III) Para el calculo se consideraran los tributos aplicables que no generen credito fiscal. c) La Comision fijara cada 4 anos la Tasa de Indisponibilidad Fortuita de la unidad de punta y el Margen de Reserva Firme Objetivo del sistema, de acuerdo a los criterios de eficiencia economica y seguridad contenidos en la Ley y el Reglamento. La Comision fijara los procedimientos necesarios para la aplicacion del presente articulo.

El factor de correccion para unidad trifasica de 1,27 carece de sustento. Si se parte de ofertas basandose en precios de MORDAZA, como ha sido el caso del transformador COEMSA ANSALDO suministrado por ABCD TRADING S.A. para la Central Termica de Ventanilla, que oferto un transformador trifasico de 90/120 MVA, 220/13,8 kV por US$ 730 000 FOB y tres transformadores monofasicos 32/40 MVA, 220:3/13,8 kV por US$ 1 170 000, se tiene entonces lo siguiente:
q Factor de correccion para unidad trifasica:

1,60

· Aplicando el factor de correccion de 1,60 a la cotizacion obtenida por el COES-SICN, se obtiene un costo FOB de US$ 952 500 (= 1 645 920 / 1,6 / 1,08) que corresponde a US$ 247 500 menos de lo considerado por el COES-SICN en su propuesta de US$ 1 200 000. Costo de los Principales Equipos de Alta, Media y Baja Tension · En el estudio de la CTE (hoy OSINERG), para determinar los costos de los principales equipos, se ha tomado como referencia proyectos similares ejecutados en 1998 y 1999. · En el estudio del COES-SICN, los costos considerados corresponden a precios basados en ofertas de cotizaciones sin competencia; ademas se continuan considerando los equipos auxiliares en corriente alterna 380 220 V y corriente continua 220 Vcc que representan un costo FOB adicional de US$ 54 500, los cuales no se requieren porque se considera que corresponden a la