TEXTO PAGINA: 38
Pág. 181936 NORMAS LEGALES Lima, sábado 25 de diciembre de 1999 modelo CAMAC a fin de determinar la producción más probable de las centrales de generación para los próximos 12 meses. Una vez determinada la producción de las centrales se procedió a determinar un costo medio de generación asumiendo las inversiones de un sistema eficiente para abastecer el consumo de la zona. Este sistema eficiente se estimó que está constituido por dos grupos similares al Wartsila de 6,4 MW, además de la generación de la central hidroeléctrica del Gera y dos unidades de reserva con motores Diesel rápidos (1800 rpm). En conjunto las centrales asumidas representan una reserva mínima de 30%, que se ha encontrado es suficiente para la operación segura del sistema. La tarifa se ha determinado como el costo medio de abastecer el sistema con las máquinas generadoras señaladas y el sistema de transmisión que las interconecta con la demanda, de acuerdo con los detalles que se señalan a continuación. El costo de operación se ha determinado como el costo de generar la energía consumida por la demanda en el período de los próximos 12 meses. En este costo está comprendido principalmente el costo del combustible utilizado en las centrales termoeléctricas. A los costos de generación se han agregado los costos del sistema de transmisión que interconecta las demandas con las centrales de generación. En este caso debe indicarse que el sistema de transmisión (líneas en 138 kV) se encuentra sobredimensionado para las demandas de la zona. Se ha considerado que el sistema existente sirva para abastecer la demanda que resultaría de agregar la capacidad de transmisión de todas las subestaciones comprendidas dentro del sistema de MTB, lo cual suma una potencia adaptada de 44,8 MVA. En consecuencia, se ha calculado un cargo unitario por la transmisión que es igual a costo anual de transmisión (anualidad de la inversión más costos de operación y mantenimiento) dividido entre la demanda adaptada de 44,8 MVA. El valor resultante se ha convertido en un cargo equivalente en energía para fines de constituir la tarifa. Para calcular las tarifas de potencia y energía se ha procedido de la siguiente manera. Se han agregado los tres costos determinados anteriormente (inversión en generación, operación en generación, y transmisión) para determinar un costo total equivalente en US$/MWh. El cargo de potencia se ha calculado a partir del lo requerido para remunerar una máquina de punta impulsada con un motor a Diesel 2, rápido. El cargo de energía se determina a partir del total determinado anteriormente menos el cargo de la potencia en unidades equivalentes de US$/MWh. El resumen de los cálculos se presenta en el cuadro siguiente. Cuadro Nº 4.3 Análisis del Sistema Moyobamba-Tarapoto-Bellavista Proyección de Máxima Demanda del sistema interconectado 13,7 MW Proyección Consumo de Energía Anual 69 154 MWh Costos fijos Inversión Total US$/kW US$/ kw-año Kw US$ C. H. Gera 2000 248.29 5 800 1 440 066 C.T. Termica ( Wartsila) 850 134.28 12 800 1 718 790 Grupos Reserva (1800 rpm) 350 55.29 2 000 110 584 Personal Tarapoto 485 000 Gera 50 000 Sub Total 3 804 440 Costo Unitario US$/MWh 55,01 64,385 Costos variables ( incluye costos no combustible) Mwh US$/ Mwh US$ Tarapoto 29 966 64,385 1 929 366 Gera 39 188 1.180 , 46 242 Sub Total 1 975 608 Costo Unitario US$/ Mwh 28,57 TOTAL 5 780 048 Costo Unitario Generación 83,58 Costo Unitario Transmisión 10,76 TOTAL US$/ Mwh 94,34 El costo total de 94,34 US$/MWh se descompone en un costo de potencia y de energía para dar como resultado la tarifa que se muestra en el Cuadro Nº 4.4. Cuadro Nº 4.4 Potencia Energía Promedio S/./kW-mes Cent.S/ ./kWh Cent.S/ ./kWh Típico G 25,49 26,53 32,97Sistema Aislado 16017