Norma Legal Oficial del día 09 de julio del año 2001 (09/07/2001)

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TEXTO DE LA PÁGINA 64

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NORMAS LEGALES

MORDAZA, lunes 9 de MORDAZA de 2001

= Indice de Precios al Por Mayor inicial igual a 153.935572. = Indice de Precios al Por Mayor vigente al ultimo dia del mes de marzo de 2001.

El Cuadro Nº 2.10 presenta el Precio Basico de la Energia en la MORDAZA base MORDAZA, el cual se determino de la optimizacion y simulacion de la operacion del SINAC para los proximos 48 meses. Cuadro Nº 2.10
PRECIO BASICO DE LA ENERGIA
MORDAZA MORDAZA MORDAZA 220 kV (US$/MWh) Ano 2001 Mes MORDAZA Punta 39,78 F.Punta 26,32 Total 29,05 P/FP 1,51

Finalmente, al multiplicar los Factores de Indisponibilidad 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 Basico de la Potencia de Punta. 3. Cargos por Transmision 3.1 Sistema Principal de Transmision (SPT) El Sistema Principal de Transmision (SPT) del SINAC comprende un conjunto de instalaciones que no necesariamente 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 subestacion San MORDAZA en MORDAZA hasta la subestacion MORDAZA Oeste en Piura. Por otro lado, comprende la linea de transmision Mantaro - Socabaya en 220 kV, junto con las lineas MORDAZA - Santuario - Socabaya en 138 kV, las lineas Socabaya - MORDAZA en 220 kV, MORDAZA -Tacna en 220 kV y MORDAZA - MORDAZA en 220 kV. De acuerdo a lo dispuesto por el ultimo parrafo del Articulo 132º del Reglamento, la CTE (hoy OSINERG) ha efectuado la revision del cumplimiento de las condiciones y criterios establecidos en este mismo Articulo para establecer la calificacion de las instalaciones que deben pertenecer al SPT. Esta revision integral del SPT fue motivada por el proximo ingreso al servicio de la Central Machupicchu, asi como por las recientes incorporaciones de centrales de generacion y principales lineas de interconexion, las cuales han modificado sustancialmente la operacion de las instalaciones del conjunto generacion - transmision. Entre las recientes incorporaciones significativas se cuentan: · Con fecha 11 de febrero del ano 2000, la C.H. Yanango ingreso en operacion comercial con una potencia declarada de 40,5MW. · Con fecha 24 de agosto del ano 2000, se incorporo al sistema, en operacion comercial la unidad TV1 a carbon de la central termica Ilo2 con una potencia de 125MW. · Con fecha 28 de octubre del ano 2000, ingreso en operacion comercial la C.H. Chimay con 142MW. · Con la puesta en operacion comercial del sistema de transmision Mantaro - Socabaya en octubre 2000 se origino el SINAC. Como resultado de la revision del SPT se recomendo al Ministerio de Energia y Minas la modificacion del Sistema Principal de Transmision mediante la incorporacion de nuevas lineas, asi como el retiro de otras que ya no cumplen las condiciones y criterios establecidos en el Reglamento de la Ley de Concesiones Electricas para formar parte del Sistema Principal de Transmision. Durante el presente periodo de regulacion, las instalaciones que se muestran en el Cuadro Nº 3.1 pasan a formar parte del Sistema Principal de Transmision: Cuadro Nº 3.1
INSTALACIONES QUE SE INCORPORAN AL SPT
CODIGO INSTALACION L-248 SE Talara SE MORDAZA (1) L-121 SE MORDAZA L-253 SE Tingo MORDAZA SE Tingo MORDAZA L-1019 L-1006A L-1005A
(1)

Participacion de la Energia Ano 2001 Mes MORDAZA Punta 20,31% F.Punta 79,69%

Procedimiento para la Determinacion del Precio Basico de la Potencia de Punta Para la determinacion 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 instalacion y conexion se han utilizado metrados de las instalaciones requeridas y costos de MORDAZA de los componentes y equipos. Los costos de mano de obra y montaje corresponden a los costos mas recientes del MORDAZA local. El Articulo 126º del Reglamento de la Ley de Concesiones Electricas detalla el procedimiento que permite determinar el Precio Basico de la Potencia de Punta. Con el fin de aplicar este procedimiento, la Comision de Tarifas de Energia (hoy OSINERG) efectuo los analisis y estudios de detalle para determinar los diferentes parametros. El MORDAZA y tamano de la unidad se calculo a traves del modelamiento de la expansion y operacion optima del sistema. La ubicacion de la central se determino tomando en cuenta la ubicacion tecnico-economica mas adecuada considerando las restricciones del sistema. De acuerdo con el procedimiento para la determinacion del Precio Basico de la Potencia de Punta, primeramente se efectuo el calculo de la Anualidad de la Inversion de la Unidad de Punta, tomando en consideracion lo siguiente: · Costos de inversion de la unidad de generacion y de los equipos de conexion al sistema. · Metrados de las instalaciones de la central. · Los costos y valorizaciones basados en costos de obras ejecutadas en el MORDAZA y de cotizaciones realizadas de equipos y suministros. · Los intereses durante la construccion, la tasa de actualizacion y la MORDAZA util del equipo de generacion y conexion a la red. El costo total de la inversion fue el resultado de la suma del costo de inversion de la central termica y del costo de inversion de la conexion a la red. Para la determinacion del Precio Basico de la Potencia de Punta se empleo, adicionalmente a la Anualidad de la Inversion de la Unidad de Punta, el Costo Fijo Anual de Operacion y Mantenimiento en terminos unitarios de capacidad estandar. Para el Costo Fijo Anual de Operacion y Mantenimiento estandar se tomo en cuenta: 1. El costo anual del personal, incluidos los beneficios sociales. 2. Los gastos generales de las actividades en la central. 3. El costo fijo de operacion y mantenimiento correspondiente a un numero determinado de arranques al ano. Se obtuvo el Costo de Capacidad por unidad de potencia estandar, al sumar los costos unitarios estandares de la Anualidad de la Inversion y del Costo Fijo anual de Operacion y Mantenimiento estandar. Para hallar el Costo de Capacidad por unidad de potencia efectiva se multiplico el Costo de Capacidad por unidad de potencia estandar por el factor de ubicacion, el cual es el cociente de la potencia estandar entre la potencia efectiva de la unidad.

DE SUBESTACION

A SUBESTACION

TENSION # DE (kV.) TERNAS 220 220 220/60 138 220 220 138 220/138 138 138 138 1

TITULAR Electroperu Electroperu Etecen Etecen Etecen Aguaytia Aguaytia Aguaytia Etesur Etesur Egemsa

MORDAZA Oeste Talara Reactor 20 MVAR Transformacion en SE MORDAZA MORDAZA Tingo MORDAZA Celdas en SE MORDAZA Paramonga Nueva MORDAZA Reactor 30 MVAR Transformacion en SE Tingo MORDAZA Cerro MORDAZA Mollendo MORDAZA Azangaro Dolorespata Quencoro

1 1 1

1 1 1

Incluye los bancos de capacitores ubicados en los extremos de la linea

La linea MORDAZA - Tingo MORDAZA (L-121) ha sido incorporada como parte del SPT mediante Resolucion Ministerial Nº 085-2001-EM/VME. Asi mismo, la L-253 Paramonga Nueva - MORDAZA y el sistema de transformacion 220/138 kV de la subestacion Tingo MORDAZA han sido definidas como parte del SPT a traves de la Resolucion Ministerial Nº 413-2000-EM/VME. Las demas instalaciones fueron definidas como parte del SPT mediante las Resoluciones Ministeriales Nº 166-2001-EM/VME y Nº 167-2001-EM/VME.