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Pág. 196244 NORMAS LEGALES Lima, jueves 21 de diciembre de 2000 3.1.1.2 Precio Básico de la Potencia de Punta El Precio Básico de la Potencia de Punta 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 siste- ma. 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. Se ha determinado que, a partir de la interco- nexión, para fijar el Precio Básico de la Potencia de Punta se debe utilizar la misma máquina empleada para el SICN, y que en realidad corresponde a la máquina para el SINAC, es decir una unidad de 113,04 MW de potencia efectiva ubicada en Lima (Subesta- ción San Juan a 220 kV).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 determinación de los costos y peajes de transmisión y, finalmente, la integración de precios bási- cos y peajes para constituir las Tarifas en Barra. 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. La demanda de los proyectos mineros está de acuerdo con la propuesta del COES-SUR. La máxima demanda contiene el factor de simultanei- dad proporcionado por el COES. Al consumo de energía se le agregó un porcentaje de pérdidas con la finalidad de compensar las pérdidas por transporte no consideradas en el modelado de la red de transmisión. Cuadro Nº 3.1 3.1.2.2 Programa de Obras El programa de obras empleado para la presente fijación tarifaria se muestra en los Cuadros Nº 3.2 y 3.3. Para el plan de obras se ha tomado en cuenta la información proporcionada por la empresa EGEMSA, responsable del proyecto para la recuperación de la C.H Machu Picchu, la que presenta un programa para el reingreso de la central en dos etapas: 90 MW (turbinas Pelton) en los primeros meses del año 2001 y 70 MW adicionales con fecha de ingreso aún por confirmar. Para la presente fijación de Tarifas no se ha considerado la segunda etapa de la C.H Machu Picchu. Otra de las obras destacables del período es el ingreso de la central a carbón de Enersur con una unidad de 125 MW en agosto del año 2000 y una segunda unidad de 125 MW prevista en julio del año 2003. Además de las obras de transmisión indicadas en el Cuadro Nº 3.3, se ha considerado la LT Mantaro - Socabaya que ha ingresado al servicio en octubre del año 2000. Cuadro Nº 3.2