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Pág. 187909 NORMAS LEGALES Lima, domingo 11 de junio de 2000 podido individualizar con nombre propio y en los cuales se ha considerado que el abastecimiento se realiza exclu- sivamente con unidades a base de petróleo Residual 6. Los costos de inversión de las centrales termoeléctricas se han tomado de valores típicos de mercado. En general, para el cálculo de la tarifa se asume que la demanda es cubierta con un sistema de generación y transporte adaptado a las necesidades de cada carga. Para tal fin se calcula el costo que resulta de agregar las componentes de inversión y de operación y manteni- miento para abastecer cada kWh de la demanda. La multiplicación del consumo total del año por el costo así determinado del kWh debe permitir recuperar los costos anuales de inversión y operación de una instalación suficiente para abastecer la demanda con una reserva del 20%. Para cada sistema se utiliza el tipo de unidad generadora típica del mismo. Los costos de inversión incluyen la anualidad de la inversión de la unidad de generación, las obras civiles de la central y la subestación eléctrica de salida de la central. En donde corresponda se incluye el costo de un subsistema de transmisión eficien- te para llevar la energía desde la central hasta las redes de distribución. Los costos de operación considerados incluyen los costos fijos de personal más los costos variables combustible y no combustible. En los sistemas mayores se ha considerado los costos de personal del más eficiente de ellos. En lo que sigue se indican los costos y demás paráme- tros utilizados para la determinación de las tarifas en cada uno de los sistemas típicos señalados anteriormente. 5.1 Aislado Típico B. Generación a base de cen- trales hidroeléctricas Los parámetros utilizados en este caso fueron los siguientes: Central hidroeléctrica y Subtransmisión 1 831,9 US$/kW Vida útil de las instalaciones 30 años Personal de operación y gestión 25,8 US$/kW-año Factor de Carga 45 % Margen de Reserva 20 % La tarifa resultante para este caso es: Potencia: 22,30 S/. /kW-mes Energía: 20,17 ctm. S/. /kW.h Los factores de actualización para la potencia y ener- gía se han unificado en un solo conjunto que representa la actualización del costo medio de producción. Para el presente caso los factores resultantes son: CONCEPTO FACTOR Moneda Extranjera 0,241 Moneda Nacional 0,759 Combustible 0,000 5.2 Aislado Típico G. Sistema Moyobamba – Tarapoto - Bellavista Los parámetros utilizados en este caso fueron los siguientes Central termoeléctrica 847,4 US$/kW Vida útil de la central termoeléctrica 20 Años Central hidroeléctrica 1694,9 US$/kW Vida útil de la central hidroeléctrica 30 años Subestación y subtransmisión 353,6 US$/kW Rendimiento de la central termoeléctrica 15,80 kWh/gal Personal de operación y gestión 49,6 US$/kW-año Factor de Carga 57,7 % Margen de Reserva 20 % Máxima demanda anual estimada 13,7 MW Consumo anual estimado 69,2 GWh La tarifa resultante para este caso es: Potencia: 22,30 S/. /kW-mes Energía: 21,11 ctm. S/. /kW.h3Artículo 92º . La operación en tiempo real de las unidades generadoras y sistemas de transmisión de un sistema interconectado será efectuada directamente por sus titulares, bajo sus propias responsabilidades. En los sistemas interconectados donde exista un COES, dicha operación se hará ciñéndose a los programas establecidos por la Dirección de Operaciones, que son de cumplimiento obligatorio por todas las entidades. Dentro de cada COES, la coordinación de la operación en tiempo real del sistema será efectuada por el representante de los titulares del Sistema Principal de Transmisión en calidad de "Coordinador de la Operación del Sistema". El Coordinador de la Operación del Sistema, en resguardo de la calidad y seguridad del sistema eléctrico, supervisará y controlará el suministro de electricidad a las empresas distribuidoras y a los clientes libres. Las referidas entidades sólo podrán apartarse de la programación a que se refiere el Artículo 93º del presente reglamento, por salidas intempestivas de servicio debidas a fuerza mayor o caso fortuito, o variaciones significativas de la oferta y/o demanda respecto a la programación diaria. En este caso, la operación del sistema también será coordinada por el Coordinador de la Operación del Sistema de acuerdo a lo que señale el Estatuto del COES, así como las normas que la Dirección establezca para la coordinación de la operación en tiempo real. Para el cumplimiento de estas funciones las entidades conectadas al sistema deberán proporcionar al Coordinador de la Operación del Sistema la información en tiempo real requerida por éste. La Comisión determinará el costo eficiente a reconocer por la coordinación de la operación a cargo del representante de los titulares del sistema principal de transmisión; teniendo en cuenta las necesidades tecnológicas del sistema de control y comunicaciones para la optimización de la operación del sistemaIgual que para el caso anterior, los factores de actua- lización para la potencia y energía se han unificado en un solo conjunto que representa la actualización del costo medio de producción. Los factores resultantes son: CONCEPTO FACTOR Moneda Extranjera 0,299 Moneda Nacional 0,444 Combustible 0,257 5.3 Aislado Típico H. Sistema Bagua-Jaén Los parámetros utilizados en este caso fueron los siguientes: Centrales hidroeléctricas y Subtransmisión 1 734,1 US$/kW Vida útil 30 años Personal de operación y gestión 27,2 (*) US$/kW-año Factor de Carga 46 % Margen de Reserva 20 % Máxima demanda anual estimada 6,6 MW Consumo anual estimado 26,6 GWh (*) Este valor incluye los costos de operación y mantenimiento de las subestaciones de subtransmisión. La tarifa resultante para este caso es: Potencia: 22,30 S/. /kW-mes Energía: 18,31 ctm. S/. /kW.h Igual que para el caso anterior, los factores de actua- lización para la potencia y energía se han unificado en un solo conjunto que representa la actualización del costo medio de producción. Los factores resultantes son: CONCEPTO FACTOR Moneda Extranjera 0,267 Moneda Nacional 0,733 Combustible 0,000 6. Centro de Control del Sistema Principal de Transmisión Una parte de los costos del sistema de transmisión corresponde al costo del Centro de Control requerido para la supervisión en tiempo real de la operación del sistema. En el presente documento el término Centro de Control se refiere tanto a la Estación Maestra de Control (EMC), a las Unidades Terminales Remotas (UTR) ubi- cadas en cada una de las subestaciones controladas, así como al sistema de telecomunicaciones necesario para interconectar la EMC con las UTR. El Centro de Control presta servicios tanto al Sistema Principal como al Sistema Secundario de Transmisión; además, debe desempeñar la función de Coordinador de la Operación en tiempo real3, de acuerdo a lo dispuesto