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Pág. 206414 NORMAS LEGALES Lima, lunes 9 de julio de 2001 IPMo =Indice de Precios al Por Mayor inicial igual a 153.935572. IPM =Indice de Precios al Por Mayor vigente al último día del mes de marzo de 2001. El Cuadro Nº 2.10 presenta el Precio Básico de la Energía en la barra base Lima, el cual se determinó dela optimización y simulación de la operación del SINACpara los próximos 48 meses. Cuadro Nº 2.10 PRECIO BÁSICO DE LA ENERGÍA Barra Santa Rosa 220 kV (US$/MWh) Año Mes Punta F.Punta Total P/FP 2001 Mayo 39,78 26,32 29,05 1,51 Participación de la Energía Año Mes Punta F.Punta 2001 Mayo 20,31% 79,69% Procedimiento para la Determinación del Pre- cio Básico de la Potencia de Punta 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, 1999-2000 Handbook" . Para los costos de instala- ción y conexión se han utilizado metrados de las instalacio- nes requeridas y costos de mercado de los componentes y equipos. Los costos de mano de obra y montaje correspon- den a los costos más recientes del mercado local. El Artículo 126º del Reglamento de la Ley de Con- cesiones Eléctricas detalla el procedimiento que per- mite determinar el Precio Básico de la Potencia de Punta. Con el fin de aplicar este procedimiento, la Comisión de Tarifas de Energía (hoy OSINERG) efec- tuó los análisis y estudios de detalle para determinar los diferentes parámetros. El tipo y tamaño de la unidad se calculó a través del modelamiento de la expansión y operación óptima del sistema. La ubicación de la central se determinó to- mando en cuenta la ubicación técnico-económica más adecuada considerando las restricciones del sistema. De acuerdo con el procedimiento para la determinación del Precio Básico de la Potencia de Punta, primeramente se efectuó el cálculo de la Anualidad de la Inversión de la Unidad de Punta, tomando en consideración lo siguiente: • 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 Po- tencia de Punta se empleó, adicionalmente a la Anua- lidad de la Inversión de la Unidad de Punta, el Costo Fijo Anual de Operación y Mantenimiento en términos unitarios de capacidad estándar. Para el Costo Fijo Anual de Operación y Manteni- miento estándar se tomó en cuenta: 1. El costo anual del personal, incluidos los benefi- cios sociales. 2. Los gastos generales de las actividades en la central. 3. 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 están- dares 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 ubica- ción, el cual es el cociente de la potencia estándar entre la potencia efectiva de la unidad.Finalmente, al multiplicar los Factores de Indispo- nibilidad Fortuita de la unidad y del Margen de Reser- va Firme Objetivo del sistema respectivamente por el Costo de Capacidad por unidad de potencia efectiva, se obtuvo el Precio Básico de la Potencia de Punta. 3. Cargos por Transmisión 3.1 Sistema Principal de Transmisión (SPT) El Sistema Principal de Transmisión (SPT) del SINAC comprende un conjunto de instalaciones que no necesaria- mente forman un sistema continuo. Por un lado, se tienen las redes del sistema costero en 220 kV del SICN; este sistema se extiende desde la subestación San Juan en Lima hasta la subestación Piura Oeste en Piura. Por otro lado, comprende la línea de transmisión Mantaro - Socabaya en 220 kV, junto con las líneas Tintaya - Santuario - Socabaya en 138 kV, las líneas Socabaya - Montalvo en 220 kV, Montalvo -Tacna en 220 kV y Montalvo - Puno en 220 kV. De acuerdo a lo dispuesto por el último párrafo del Artículo 132º del Reglamento, la CTE (hoy OSINERG) ha efectuado la revisión del cumplimiento de las condi- ciones y criterios establecidos en este mismo Artículo para establecer la calificación de las instalaciones que deben pertenecer al SPT. Esta revisión integral del SPT fue motivada por el próximo ingreso al servicio de la Central Machupicchu, así como por las recientes incorporaciones de centrales de generación y principales líneas de interconexión, las cuales han modificado sustancialmente la operación de las insta- laciones del conjunto generación - transmisión. Entre las recientes incorporaciones significativas se cuentan: • Con fecha 11 de febrero del año 2000, la C.H. Yanango ingresó en operación comercial con una po- tencia declarada de 40,5MW. • Con fecha 24 de agosto del año 2000, se incorporó al sistema, en operación comercial la unidad TV1 a carbón de la central térmica Ilo2 con una potencia de 125MW. • Con fecha 28 de octubre del año 2000, ingresó en operación comercial la C.H. Chimay con 142MW. • Con la puesta en operación comercial del sistema de transmisión Mantaro - Socabaya en octubre 2000 se originó el SINAC. Como resultado de la revisión del SPT se recomendó al Ministerio de Energía y Minas la modificación del Sistema Principal de Transmisión mediante la incorpo- ración de nuevas líneas, así como el retiro de otras que ya no cumplen las condiciones y criterios establecidos en el Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas para formar parte del Sistema Principal de Transmisión. Durante el presente período de regulación, las ins- talaciones que se muestran en el Cuadro Nº 3.1 pasan a formar parte del Sistema Principal de Transmisión: Cuadro Nº 3.1 INSTALACIONES QUE SE INCORPORAN AL SPT CÓDIGO DE A TENSIÓN # DE INSTALACIÓN SUBESTACIÓN SUBESTACIÓN (kV.) TERNAS L-248 Piura Oeste Talara 220 1 Electroperú SE Talara Reactor 20 MVAR 220 Electroperú SE Guadalupe Transformación en SE Guadalupe 220/60 Etecen L-121(1)Huánuco Tingo María 138 1 Etecen SE Huacho Celdas en SE Huacho 220 1 Etecen L-253 Paramonga Nueva Vizcarra 220 1 Aguaytía SE Tingo María Reactor 30 MVAR 138 Aguaytía SE Tingo María Transformación en SE Tingo María 220/138 Aguaytía L-1019 Cerro Verde Mollendo 138 1 Etesur L-1006A Tintaya Azángaro 138 1 EtesurL-1005A Dolorespata Quencoro 138 1 Egemsa (1) Incluye los bancos de capacitores ubicados en los extremos de la líneaTITULAR La línea Huánuco - Tingo María (L-121) ha sido incorporada como parte del SPT mediante Resolución Ministerial Nº 085-2001-EM/VME. Así mismo, la L-253 Paramonga Nueva - Vizcarra y el sistema de transfor- mación 220/138 kV de la subestación Tingo María han sido definidas como parte del SPT a través de la Resolu- ción Ministerial Nº 413-2000-EM/VME. Las demás ins- talaciones fueron definidas como parte del SPT median- te las Resoluciones Ministeriales Nº 166-2001-EM/VME y Nº 167-2001-EM/VME.