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Pág. 187894 NORMAS LEGALES Lima, domingo 11 de junio de 2000 Cuadro Nº. 2.11 Determinación del Precio Básico de Potencia para el SEIN Para la determinación del costo de la unidad de punta se han utilizado los costos del turbogenerador 501D5A, de 122,48 MW de potencia ISO, contenido en el " Gas Turbine World, 1998-99 Handbook" . Para los costos de instalación y conexión se han utilizado metrados de las instalaciones requeridas y costos de mercado de los componentes y equipos. Los costos de mano de obra y montaje corresponden a los costos más recientes del mercado local. El Artículo 126º del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas detalla el procedimiento que permite determinar el Precio Básico de la Potencia. Con el fin de aplicar este procedimiento, la Comisión de Tarifas de Energía efectúa los análisis y estudios de detalle para determinar los diferentes paráme- tros. El tipo y tamaño de la unidad se calculó a través del modelamiento de la expansión y operación ópti- ma del sistema. La ubicación de la central se deter- minó tomando en cuenta la ubicación técnico-econó- mica óptima considerando las restricciones del sis- tema. De acuerdo al procedimiento para la determinación del Precio Básico de la Potencia, primeramente se efec- tuó el cálculo de la Anualidad de la Inversión de la Unidad de Punta, tomando en consideración lo siguien- te: • Costos de inversión de la unidad de generación y de los equipos de conexión al sistema. • Metrados de las instalaciones de la central. • Los costos y valorizaciones basados en costos de obras ejecutadas en el país y de cotizaciones realizadas de equipos y suministros. • Los intereses durante la construcción, la tasa de actualización y la vida útil del equipo de generación y conexión a la red. El costo total de la inversión fue el resultado de la suma del costo de inversión de la central térmica y del costo de inversión de la conexión a la red. Para la determinación del Precio Básico de la Poten- cia de Punta se empleó, adicionalmente a la Anualidad de la Inversión de la Unidad de Punta, el Costo Fijo Anual de Operación y Mantenimiento en términos uni- tarios de capacidad estándar. Para el Costo Fijo Anual de Operación y Manteni- miento estándar se tomó en cuenta: • El costo anual del personal incluyendo los benefi- cios sociales. • Los gastos generales de las actividades en la cen- tral.• El costo fijo de operación y mantenimiento corres- pondiente a un número determinado de arranques al año. Se obtuvo el Costo de Capacidad por unidad de potencia estándar, al sumar los costos unitarios estánda- res de la Anualidad de la Inversión y del Costo Fijo anual de Operación y Mantenimiento estándar. Para hallar el Costo de Capacidad por unidad de potencia efectiva se multiplicó el Costo de Capacidad por unidad de potencia estándar por el factor de ubicación, el cual es el cociente de la potencia estándar entre la potencia efectiva de la unidad. Finalmente, al multiplicar los Factores de Indisponi- bilidad Fortuita de la unidad y del Margen de Reserva Firme Objetivo del sistema respectivamente por el Costo de Capacidad por unidad de potencia efectiva, se obtuvo el Precio Básico de la Potencia. 2.2 Cargos por Transmisión 2.2.1 Sistema Principal de Transmisión En el caso del SICN, el Sistema Principal de Transmi- sión comprende el sistema costero a 220 kV, que se extiende desde la subestación San Juan en Lima, hasta la subestación Piura Oeste en Piura. El SICN pasará a formar parte del Sistema Eléctrico Interconectado Na- cional (SEIN) a partir del mes de setiembre del año 2000, fecha prevista para la entrada en servicio de la línea Mantaro-Socabaya que enlazará al SICN con el SIS. Durante el presente período de regulación ingresa- rán tres nuevos conjuntos de instalaciones a formar parte del Sistema Principal de Transmisión, ellos for- man parte de sendos compromisos adquiridos por el Estado (contratos BOOT) para la ampliación de los sistemas de transmisión, y que serán motivo de resolu- ciones complementarias: 1. La línea de transmisión Mantaro-Socabaya a 220 kV a cargo de TransMantaro, prevista para ingresar al servicio en setiembre del año 2000; 2. La segunda terna de la línea de transmisión Soca- baya-Moquegua, más la ampliación de la Subestación Socabaya y la Subestación Moquegua, a cargo de REDE- SUR, prevista para ingresar al servicio en setiembre del año 2000; y, 3. Las líneas de transmisión Moquegua-Tacna y Mo- quegua-Puno y las Subestaciones de Puno y Los Héroes (Tacna), prevista para ingresar al servicio en marzo del año 2001. Esta obras también pertenecen al sistema de REDESUR. De las instalaciones indicadas, las dos últimas perte- necen al actual Sistema Interconectado del Sur (SIS).