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Pág. 203555 NORMAS LEGALES Lima, miércoles 30 de mayo de 2001 B.2.- Precio Básico de Potencia. El precio básico de potencia para el Sistema Interco- nectado Nacional (SINAC) se determinó inicialmente mediante un estudio realizado por la CTE (hoy OSI- NERG) para la Fijación Tarifaria Mayo 2000. El resulta- do de los análisis efectuados estableció que la unidad más económica para abastecer la demanda de punta es una unidad W501D5A de 122,48 MW de potencia ISO ubicada en Lima (subestación San Juan 220 kV). El precio resultante en este caso fue de 66,64 US$/kW-año. El Margen de Reserva Firme Objetivo y la Tasa de Indisponibilidad Fortuita utilizados fueron 19% y 5% respectivamente. El 19 de abril de 2001, la CTE (hoy OSINERG) cumplió con remitir al COES-SICN el estudio "Revisión del Precio Básico de Potencia para el SINAC" corres- pondiente a la fijación tarifaria de noviembre 2000, solicitada por el COES-SICN mediante su comunica- ción COES-SINAC/D-292-2001 recibida el 18 de abril del mismo año. El Artículo 126º del Reglamento de la Ley de Conce- siones Eléctricas7 detalla el procedimiento que permite determinar el Precio Básico de la Potencia, procedimien- to que es aplicado por la Comisión (hoy OSINERG) al efectuar los análisis y estudios de detalle para determi- nar los diferentes parámetros que conforman este pre- cio. Para la regulación tarifaria correspondiente a mayo 2001, el COES-SICN propuso la misma alternativa pre- sentada para la fijación tarifaria de noviembre 2000 (unidad Alstom GT11N2 de 103,99 MW de potencia efectiva en Lima) pero con un ajuste de los costos de conexión con lo cual resulta un precio básico de 78,05 US$/kW-año. Revisadas las premisas, costos y cálculos empleados por el COES-SICN para los Costos de Conexión en esta regulación, se encontró que los mismos no resultan amparables por las siguientes consideraciones: Costo del Transformador de Potencia • El costo FOB considerado en el estudio del COES- SICN carece de sustento por estar basado en una sola cotización para unidades monofásicas y para tres arro- llamientos 45/45/15 MVA, 210: Ö3 ± 2x2.5%/13,8: Ö3/10 kV, cuyo costo FOB es de US$ 1 645 920. Para obtener el costo de la unidad trifásica en el estudio del COES- SICN, éste aplicó los siguientes factores: qFactor de corrección para unidad trifásica: 1,27 qFactor de corrección para dos arrollamientos: 1,08 El factor de corrección para unidad trifásica de 1,27 carece de sustento. Si se parte de ofertas basán- dose en precios de mercado, como ha sido el caso del transformador COEMSA ANSALDO suministrado por ABCD TRADING S.A. para la Central Térmica de Ventanilla, que ofertó un transformador trifásico de 90/120 MVA, 220/13,8 kV por US$ 730 000 FOB y tres transformadores monofásicos 32/40 MVA, 220: Ö3/13,8 kV por US$ 1 170 000, se tiene entonces lo siguiente: qFactor de corrección para unidad trifásica: 1,60 • Aplicando el factor de corrección de 1,60 a la cotiza- ción obtenida por el COES-SICN, se obtiene un costo FOB de US$ 952 500 (= 1 645 920 / 1,6 / 1,08) que corresponde a US$ 247 500 menos de lo considerado por el COES-SICN en su propuesta de US$ 1 200 000. Costo de los Principales Equipos de Alta, Media y Baja Tensión • En el estudio de la CTE (hoy OSINERG), para determinar los costos de los principales equipos, se ha tomado como referencia proyectos similares ejecutados en 1998 y 1999. • En el estudio del COES-SICN, los costos considera- dos corresponden a precios basados en ofertas de cotiza- ciones sin competencia; además se continúan conside- rando los equipos auxiliares en corriente alterna 380 - 220 V y corriente continua 220 Vcc que representan un costo FOB adicional de US$ 54 500, los cuales no se requieren porque se considera que corresponden a laampliación de una subestación existente en 220 kV y por estar, además, cercanos a la nueva central térmica. Otros Suministros • Se ha encontrado además una diferencia (exceso) en el costo de los equipos de maniobra, elementos de protec- ción, medición control, etc., del orden de US$ 35 000. Otros Costos • Una vez efectuadas las correcciones en los costos de suministros indicados anteriormente, se obtienen ade- más los siguientes ajustes al aplicar los porcentajes correspondientes sobre los costos de suministros y costos directos en general: Planos para Obras Montaje Electro- mecánico y Pruebas (aprox. US$ 30 000), Repuestos (3% del FOB) y Gastos Generales (aprox. US$ 45 000), Gas- tos Indirectos (aprox. US$ 28 000). En la propuesta definitiva remitida por el COES- SICN a la CTE (hoy OSINERG), en la parte correspon- diente a los costos de conexión, existe un error en la determinación del Costo de la Supervisión del orden de US$ 430 000, valor que agregado a los montos a corregir- se mencionados anteriormente, hacen una diferencia de aproximadamente US$ 870 000. Si esta cantidad se 7La Anualidad de la Inversión a que se refiere el inciso e) del Artículo 47º de la Ley, así como el Precio Básico de Potencia a que se refiere el inciso f) del Artículo 47º de la Ley, serán determinados según los siguientes criterios y procedimientos: a)Procedimiento para determinar el Precio Básico de la Potencia: I)Se determina la Anualidad de la Inversión a que se refiere el inciso e) del Artículo 47º de la Ley, conforme al literal b) del presente artículo. Dicha Anualidad se expresa como costo unita- rio de capacidad estándar; II)Se determina el Costo Fijo anual de Operación y Mantenimiento estándar, considerando la distribución de los costos comunes entre todas las unidades de la central. Dicho costo se expresa como costo unitario de capacidad estándar; III)El Costo de Capacidad por unidad de potencia estándar, es igual a la suma de los costos unitarios estándares de la Anualidad de la Inversión más la Operación y Mantenimiento definidos en los numerales I) y II) que anteceden; IV)El Costo de Capacidad por unidad de potencia efectiva, es igual al Costo de Capacidad por unidad de potencia estándar por el factor de ubicación. El factor de ubicación es igual al cociente de la potencia estándar entre la potencia efectiva de la unidad; V)Se determina los factores que tomen en cuenta la Tasa de Indisponibilidad Fortuita de la unidad y el Margen de Reserva Firme Objetivo del sistema; y VI)El Precio Básico de la Potencia es igual al Costo definido en el numeral IV) por los factores definidos en el numeral V) que anteceden. b)Procedimiento para determinar la Anualidad de la Inversión: I)La Anualidad de la Inversión es igual al producto de la Inversión por el factor de recuperación de capital obtenido con la Tasa de Actualización fijada en el Artículo 79º de la Ley, y una vida útil de 20 años para el equipo de Generación y de 30 años para el equipo de Conexión. II)El monto de la Inversión será determinado considerando: 1)El costo del equipo que involucre su precio, el flete, los seguros y todos los derechos de importación que les sean aplicables (equivalente a valor DDP de INCOTERMS); y, 2)El costo de instalación y conexión al sistema. III)Para el cálculo se considerarán los tributos aplicables que no generen crédito fiscal. c)La Comisión fijará cada 4 años la Tasa de Indisponibilidad Fortuita de la unidad de punta y el Margen de Reserva Firme Objetivo del sistema, de acuerdo a los criterios de eficiencia económica y segu- ridad contenidos en la Ley y el Reglamento. La Comisión fijará los procedimientos necesarios para la aplicación del presente artículo.