Norma Legal Oficial del día 11 de agosto del año 2004 (11/08/2004)
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2.1.2. Precio Basico de la Potencia
NORMAS LEGALES
MORDAZA, miercoles 11 de agosto de 2004
2.2.2. Programa de Obras El programa de obras esta dado por la secuencia de equipamiento de generacion y transmision esperado para ingresar al servicio dentro del periodo de analisis de 48 meses senalado por la LCE. Para establecer el programa de obras se ha tenido en cuenta aquellas factibles de entrar en operacion, considerando las que se encuentran en construccion y aquellas contempladas en el Plan Referencial de Electricidad, entre otras. Se ha prestado atencion especial al mantenimiento del equilibrio entre la oferta y la demanda orientado al reconocimiento de costos de eficiencia y a la estructuracion de los mismos, de manera que promuevan la eficiencia del sector. El programa de obras de generacion y transmision en el MORDAZA empleado para la presente fijacion tarifaria se muestra en los MORDAZA Nº 2.2 y 2.3, respectivamente. Como se ha senalado, la configuracion de este programa resulta de considerar el plan mas probable de entrar en servicio durante los proximos cuatro anos para el abastecimiento de la demanda de manera economica.
El Precio Basico de la Potencia, cuyos criterios y procedimientos de calculo se encuentran definidos en el Articulo 126º del Reglamento 11 , se determina a partir de una unidad turbogas como la alternativa mas economica para abastecer el incremento de la demanda durante las horas de MORDAZA demanda anual. El Precio Basico de la Potencia corresponde a la anualidad de la inversion en la unidad de punta (incluidos los costos de conexion) mas sus costos fijos de operacion y mantenimiento anual. Se considera, asimismo, los factores por la Tasa de Indisponibilidad Fortuita de la unidad y el Margen de Reserva Firme Objetivo del Sistema, aprobados mediante la Resolucion Nº 019-2000 P/CTE publicada el 25 de octubre de 2000. En la presente regulacion, se procedio a actualizar todos los costos de la unidad de punta, considerando la informacion entregada por el COES-SINAC en el ESTUDIO y en la ABSOLUCION, asi como las observaciones y sugerencias recibidas, y los resultados de estudios de consultores especializados. 2.2. 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. Finalmente, se presenta la integracion de precios basicos y peajes de transmision para constituir las Tarifas en Barra. 2.2.1. Prevision de Demanda El modelo que se empleo para efectuar el pronostico de ventas de la demanda es el mismo propuesto por el COES-SINAC. No obstante, se han tenido en cuenta las siguientes diferencias: · Modificacion de la proyeccion de demanda de los sistemas de Pucallpa, Reparticion, Talara y Tumbes. · Modificacion del valor de las ventas de energia y la tarifa, correspondientes al ano 2003, en la serie historica utilizada en el modelo econometrico. · Modificacion de las perdidas de distribucion, subtransmision y transmision para el periodo de proyeccion. · Modificacion de la participacion de ventas de distribuidores en alta y muy alta tension; y de la participacion de ventas realizadas por los generadores. · Modificacion de la proyeccion de demanda de Southern Peru Copper Corporation para el ano 2005. · No se considero la demanda de interconexion con el Ecuador. Con relacion al PBI, el crecimiento previsto, para el periodo de estudio se considero igual al propuesto por el COES-SINAC. Al consumo de energia se le agrego un porcentaje de perdidas con la finalidad de compensar las perdidas por transporte no consideradas en el modelado de la red de transmision. La demanda considerada para el MORDAZA se resume en el Cuadro Nº 2.1. Esta demanda se encuentra en el nivel de produccion. Para su utilizacion en el modelo MORDAZA es necesario desagregarla en las barras en las cuales se representa el SEIN.
Cuadro Nº 2.1
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Articulo 126º.- 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; 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; 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; 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; 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 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. 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. 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, El costo de instalacion y conexion al sistema.
II)
III)
IV)
V) VI) b)
Procedimiento para determinar la Anualidad de la Inversion: I)
PROYECCION DE LA DEMANDA
Periodo 2004 - 2008
Ano 2003 2004 2005 2006 2007 2008 Max. Demanda MW 2 976 3010 3 121 3 203 3 324 3 439 Consumo Anual GWh 20 751 21 355 22 095 22 731 23 665 24 479 F.C. % 79,6% 81,0% 80,8% 81,0% 81,3% 81,2% 1,1% 3,7% 2,6% 3,8% 3,5% 2,9% 3,5% 2,9% 4,1% 3,4% Tasa de Crecimiento Potencia Energia
II)
2)
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.