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Pág. 181928 NORMAS LEGALES Lima, sábado 25 de diciembre de 1999 3.1.1.2 Precio Básico de Potencia El precio básico de la potencia se obtiene a partir de la anualidad de la inversión en la planta de punta (incluidos los costos de conexión) más sus costos fijos de operación 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 método utilizado para identificar la unidad de punta consistió en evaluar la economía de un conjunto de alternativas de abastecimiento (configuradas a partir de diferente tecnología, tamaño y ubicación de la planta), para abastecer el incremento de la demanda del diagrama de duración de carga durante las horas de punta de un período de 4 años. El precio básico de potencia utilizado en la presente fijación 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 fórmula de actualización. 3.1.2 Premisas y Resultados A continuación se presenta la demanda, el programa de obras, los costos variables de operación y el costo de racionamiento utilizados para el cálculo de los costos marginales y los precios básicos de potencia y energía. Se muestra luego la integración de precios básicos y peajes de transmisión para constituir las Tarifas en Barra. Los peajes de transmisión fueron determinados para la regulación de precios de mayo 1999, debidamente actualizados. 3.1.2.1 Previsión de Demanda Los datos de demanda del Sistema Sur se presentan en el Cuadro Nº 3.1. Se ha considerado la proyección de la demanda del servicio público, así como la incorporación de nuevas cargas de acuerdo al plan de electrificación rural de las empresas de distribución. El mayor crecimiento de la demanda en el año 2000, se debe en parte a la reincorporación de la empresa industrial de fertilizantes Cachimayo-Yura (que quedó fuera de servicio a raíz del aluvión en la central de Machu Picchu) y demandas mineras que estuvieron postergadas por una menor oferta en el sistema sur. La máxima demanda contiene el factor de simultaneidad proporcionado por el COES. La proyección de la demanda se realiza por centros de carga (localidades, mediana industria, mediana y gran minería). El modelo considera la agrupación de dichos centros de carga en seis nodos representativos del sistema; por tanto, es necesario agregar al consumo de energía un porcentaje de pérdidas con la finalidad de compensar las pérdidas por transporte no reconocidas en el modelado de la red de transmisión y subtransmisión de los nodos equivalentes. Cuadro Nº 3.1 Proyección de la Demanda 1999 - 2003 Máx. Demanda Consumo Anual F.C. Tasa de Crecimiento MW GWh % Potencia Energía 1996 268 1463 62,3% 1998 410 2598 72,4% 1999 436 2815 73,6% 6,5% 8,4% 2000 461 3168 78,4% 5,7% 12,5% 2001 502 3345 76,1% 8,8% 5,6% 2002 548 3651 76,0% 9,2% 9,1% 2003 650 4569 80,2% 29,6% 36,6%Año 3.1.2.1 Programa de Obras El programa de obras empleado para la presente fijación tarifaria se muestra en los Cuadros Nºs. 3.2 y 3.3. Con relación al reingreso de la C.H. Machu Picchu se ha considerado la propuesta de EGEMSA, responsable del proyecto para la recuperación 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 fijación de tarifas, sólo se ha considerado el reingreso de la etapa de 75 MW en agosto del 2001. La otra etapa está fuera del horizonte de análisis. La operación de la C.H. San Gabán, en actual prueba de operación, se ha considerado a partir de enero del año 2000. Como oferta térmica de generación, se prevé la operación de la unidad Nº 1 de la C.T. Ilo II a carbón de Enersur en setiembre del año 2000 (125 MW) y la unidad Nº 2 (125MW) en julio del año 2002. Cuadro Nº 3.2 Proyectos de Generación 1999 - 2003 FECHA DE INGRESOPROYECTOPOTENCIA MWDESCRIPCION Ene. 2000 Ingreso de la C.H. San Gabán II 110,0Inversión de Empresa de Generación Eléctrica San Gabán Set. 2000 TV N° 1 a Carbón de la C.T. Ilo II 125,0 Inversión de ENERSUR Ago. 2001 Reingreso C.H. Machupicchu ( Pelton) 75,0 Inversión EGEMSA Jul. 2002 TV N° 2 a Carbón 2 de la C.T. Ilo II 125,0 Inversión de ENERSUR